{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-04-14T17:41:13.252+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R002154","registerEntryDetails":{"registerEntryId":71566,"legislation":"GL2024","version":40,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R002154/71566","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a8/0c/688273/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R002154-2026-02-02_11-24-42.pdf","validFromDate":"2026-02-02T11:24:42.000+01:00","validUntilDate":"2026-03-02T14:40:44.000+01:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-06-03T08:03:33.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-10-01T08:52:29.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-28T14:43:37.000+01:00","lastUpdateDate":"2026-02-02T11:24:42.000+01:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":71566,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/71566","version":40,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-02-02T11:24:42.000+01:00","validUntilDate":"2026-03-02T14:40:44.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":71522,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/71522","version":39,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-30T16:08:08.000+01:00","validUntilDate":"2026-02-02T11:24:42.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":71478,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/71478","version":38,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-30T10:57:52.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-30T16:08:08.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":71442,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/71442","version":37,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-29T10:16:33.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-30T10:57:52.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":71339,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/71339","version":36,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-28T13:26:23.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-29T10:16:33.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":71144,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/71144","version":35,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-21T16:00:54.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-28T13:26:23.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":68130,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/68130","version":34,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-15T16:20:25.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-21T16:00:54.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":68127,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/68127","version":33,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-11-20T13:00:00.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-15T16:20:25.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":66641,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/66641","version":32,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-10-14T10:31:16.000+02:00","validUntilDate":"2025-11-20T13:00:00.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":66118,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/66118","version":31,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-10-01T07:36:04.000+02:00","validUntilDate":"2025-10-14T10:31:16.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":65735,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/65735","version":30,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-09-30T10:03:37.000+02:00","validUntilDate":"2025-10-01T07:36:04.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":65487,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/65487","version":29,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-09-23T15:31:12.000+02:00","validUntilDate":"2025-09-30T10:03:37.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":61417,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/61417","version":28,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-07T15:47:40.000+02:00","validUntilDate":"2025-09-23T15:31:12.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":58640,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/58640","version":27,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-06-20T11:54:19.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-07T15:47:40.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":54008,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/54008","version":26,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-06-03T08:03:33.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-20T11:54:19.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":53763,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/53763","version":25,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-04-22T15:50:08.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-03T08:03:33.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":52528,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/52528","version":24,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-28T14:34:58.000+01:00","validUntilDate":"2025-04-22T15:50:08.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":50568,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/50568","version":23,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-02-14T12:44:59.000+01:00","validUntilDate":"2025-03-28T14:34:58.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":48324,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/48324","version":22,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-19T09:58:28.000+01:00","validUntilDate":"2025-02-14T12:44:59.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":46098,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/46098","version":21,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-10-31T09:12:22.000+01:00","validUntilDate":"2024-12-19T09:58:28.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":46084,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/46084","version":20,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-10-30T15:54:04.000+01:00","validUntilDate":"2024-10-31T09:12:22.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":44956,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002154/44956","version":19,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-10-01T08:52:29.000+02:00","validUntilDate":"2024-10-30T15:54:04.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"Bundesverband WindEnergie e.V.","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_EV","de":"Eingetragener Verein (e. V.)","en":"Registered association"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+4930212341210","emails":[{"email":"info@wind-energie.de"}],"websites":[{"website":"https://www.wind-energie.de/"}]},"address":{"type":"NATIONAL","street":"EUREF-Campus","streetNumber":"16","zipCode":"10829","city":"Berlin","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":false,"legalRepresentatives":[{"academicDegreeAfter":"M.Sc.","lastName":"Heidebroek","firstName":"Bärbel","function":"Präsidentin","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}},{"lastName":"Spiegel","firstName":"Björn","function":"Vizepräsident ","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Kanu","firstName":"Nadine","function":"Vizepräsidentin","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}},{"academicDegreeBefore":"Dipl.-Ing.","lastName":"Hendricks","firstName":"Ralf","function":"Vizepräsident","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}},{"lastName":"Nitzschke","firstName":"Milan","function":"Vizepräsident","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Moser-Abt","firstName":"Mirko","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Uschtrin","firstName":"Cornelia","recentGovernmentFunctionPresent":true,"recentGovernmentFunction":{"ended":true,"endDate":"2021-08","type":{"code":"HOUSE_OF_REPRESENTATIVES","de":"Bundestag","en":"House of representatives"},"houseOfRepresentatives":{"function":{"code":"FUNCTION_FOR_MEMBER","de":"Funktion für ein Mitglied des Deutschen Bundestages","en":"Function for a member of the German Bundestag"},"functionPosition":"wissenschaftliche Mitarbeiterin"}}},{"lastName":"Axthelm","firstName":"Wolfram","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Grothe","firstName":"Stefan","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Reeker ","firstName":"Carlo","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Stötzel","firstName":"Wolf","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Schnürpel","firstName":"Lukas","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Hasse","firstName":"Christina","recentGovernmentFunctionPresent":true,"recentGovernmentFunction":{"ended":true,"endDate":"2021-10","type":{"code":"HOUSE_OF_REPRESENTATIVES","de":"Bundestag","en":"House of representatives"},"houseOfRepresentatives":{"function":{"code":"FUNCTION_FOR_MEMBER","de":"Funktion für ein Mitglied des Deutschen Bundestages","en":"Function for a member of the German Bundestag"},"functionPosition":"wissenschaftliche Mitarbeiterin"}}},{"lastName":"Liebe","firstName":"Luca","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Hermann","firstName":"Kristina ","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Röhrs","firstName":"Moritz","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Görke","firstName":"Elisabeth","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Hilger","firstName":"Janna","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Röhsler","firstName":"Andreas","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Stengel","firstName":"Tristan","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Derouiche","firstName":"Philine","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Böhl","firstName":"Lilien ","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Klamann","firstName":"Konrad","recentGovernmentFunctionPresent":true,"recentGovernmentFunction":{"ended":true,"endDate":"2025-03","type":{"code":"HOUSE_OF_REPRESENTATIVES","de":"Bundestag","en":"House of representatives"},"houseOfRepresentatives":{"function":{"code":"FUNCTION_FOR_MEMBER","de":"Funktion für ein Mitglied des Deutschen Bundestages","en":"Function for a member of the German Bundestag"},"functionPosition":"studentischer Mitarbeiter"}}},{"lastName":"Moser ","firstName":"Hannes ","recentGovernmentFunctionPresent":true,"recentGovernmentFunction":{"ended":true,"endDate":"2022-12","type":{"code":"FEDERAL_ADMINISTRATION","de":"Bundesverwaltung","en":"Federal administration"},"federalAdministration":{"supremeFederalAuthority":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) oder dessen Geschäftsbereich","supremeFederalAuthorityShort":"BMWE","supremeFederalAuthorityElectionPeriod":21,"function":"Rechtsreferendar"}}},{"lastName":"Freiherr von Tettau","firstName":"Philipp","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Pohl","firstName":"Alexandra","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Hemper","firstName":"Laura Sophie","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":true,"membersCount":{"naturalPersons":13596,"organizations":3186,"totalCount":16782,"dateCount":"2025-04-30"},"membershipsPresent":true,"memberships":[{"membership":"Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)"},{"membership":"WindEurope "},{"membership":"World Wind Energy Association (WWEA)"},{"membership":"Women of New Energies"},{"membership":"Eurosolar e.V."},{"membership":"VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V."},{"membership":"European Renewable Energies Federation (EREF)"},{"membership":"IHK Berlin"},{"membership":"Landesverband Erneuerbare Energien Schleswig-Holstein e.V."},{"membership":"Landesverband Erneuerbare Energien Mecklenburg-Vorpommern e.V."},{"membership":"Landesverband Erneuerbare Energien Niedersachsen/Bremen e.V."},{"membership":"Plattform Erneuerbare Energien Baden-Württemberg e.V. "},{"membership":"Landesverband Erneuerbare Energien Rheinland-Pfalz/Saarland e.V."},{"membership":"Landesverband Erneuerbare Energien Sachsen-Anhalt e.V. "},{"membership":"Landesverband Erneuerbare Energien Bayern e.V."},{"membership":"Fachagentur Wind und Solar"},{"membership":"Industrie-Förderung GmbH"},{"membership":"DIN Deutsches Institut für Normung e. V."},{"membership":"AEE Agentur für Erneuerbare Energien e.V."},{"membership":"Bund der Energieverbraucher e.V."},{"membership":"Global Wind Energy Council (GWEC)"},{"membership":"Deutsche Gesellschaft für Verbandsmanagement e.V. (DGVM)"},{"membership":"Landesverband Erneuerbare Energien Berlin-Brandenburg e.V."},{"membership":"Landesverband Erneuerbare Energien Nordrhein-Westfalen e.V."}]},"activitiesAndInterests":{"activity":{"code":"ACT_TRADE_ASSOC","de":"Wirtschaftsverband oder Gewerbeverband/-verein","en":"Trade association"},"typesOfExercisingLobbyWork":[{"code":"SELF_OPERATED_OWN_INTEREST","de":"Die Interessenvertretung wird in eigenem Interesse selbst wahrgenommen","en":"Interest representation is self-performed in its own interest"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}],"activityDescription":"Der Bundesverband Windenergie e.V. konstituiert sich überwiegend aus Unternehmen und Organisationen, die sich für einen nachhaltigen und effizienten Ausbau der Windenergie in Deutschland einsetzen, indem die bestmögliche Nutzung von Windstrom angestrebt wird. \r\n\r\nGrundlagen der Arbeit sind der Erfahrungsaustausch und die Zusammenarbeit zwischen den Mitgliedern und externen Akteurinnen und Akteuren aus Wirtschaft, Zivilgesellschaft, Wissenschaft und Politik.\r\n\r\nUm die Rahmenbedingungen für den Ausbau einer nachhaltigen und einer bürgerorientierten Windenergie zu verbessern, kommuniziert der Bundesverband Windenergie e.V. seine Expertise und Erfahrungen nach außen, indem Positionspapiere und Stellungnahmen zu speziellen Fragestellungen der Windenergie, der Sektorenkopplung und der weiteren Ausgestaltung des Energiesystems veröffentlicht werden. Seine Fachreferentinnen und -referenten arbeiten zudem in internationalen Verbänden an der europäischen und weltweiten Entwicklung der Windenergie mit."},"employeesInvolvedInLobbying":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","employeeFTE":9.41},"financialExpenses":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","financialExpensesEuro":{"from":1000001,"to":1010000}},"mainFundingSources":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","mainFundingSources":[{"code":"MFS_MEMBERSHIP_FEES","de":"Mitgliedsbeiträge","en":"Membership fees"}]},"publicAllowances":{"publicAllowancesPresent":false,"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31"},"donators":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalDonationsEuro":{"from":0,"to":0}},"membershipFees":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalMembershipFees":{"from":7170001,"to":7180000},"individualContributorsPresent":false,"individualContributors":[]},"annualReports":{"annualReportPreviousLastFiscalYearExists":true,"previousLastFiscalYearStart":"2023-01-01","previousLastFiscalYearEnd":"2023-12-31","annualReportPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c2/a1/688269/BWE_e-V-_Einzelabschluss_JA_2023.pdf"},"regulatoryProjects":{"regulatoryProjectsPresent":true,"regulatoryProjectsCount":51,"regulatoryProjects":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0001530","title":"Einführung einer bundeseinheitlichen Bürgerbeteiligung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das EEG schafft die Möglichkeit der freiwilligen kommunalen Beteiligung. Verschiedenen Ländern reicht das nicht aus. Sie verabschieden selbst Gesetze zur verpflichtenden kommunalen Beteiligung und Bürgerbeteiligung. Die einzelnen Gesetze weichen teilweise stark voneinander, was nicht nur den Überblick erschwert, sondern auch den Wettbewerb verzerrt. Vor diesem Hintergrund fordert der BWE, dass das EEG Rahmenbedingungen für eine verpflichtende Bürgerbeteiligung schafft.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001531","title":"Verpflichtende Veröffentlichung der kommunalen Beteiligung nach § 6 EEG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In vielen Gemeinden werden finanzielle Beteiligungen an den erzeugten Strommengen von Wind- und PV-Projekten gemäß § 6 EEG gezahlt, um die Akzeptanz vor Ort zu fördern. Dabei ist es entscheidend, dass diese Zahlungen öffentlich und transparent kommuniziert werden, damit die beabsichtigte Akzeptanzwirkung tatsächlich eintritt. Um die beabsichtigte Akzeptanzwirkung von § 6 EEG sicherzustellen, wird vorgeschlagen, eine Transparenzregelung einzuführen, welche Gemeinden dazu verpflichtet, die erhaltenen Zahlungen nach § 6 EEG öffentlich zu machen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001532","title":"Einführung der probabilistischen Methode zur Risikoermittlung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Wild lebende Tiere der besonders geschützten Arten sind in Deutschland durch das Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) geschützt. Das Verletzungs- und Tötungsrisiko, dem sie durch den Straßen- und Schienenverkehr sowie durch erneuerbare Stromversorgung ausgesetzt sind, darf nicht signifikant erhöht sein. Für die Ermittlung, wann ein solches Risiko signifikant erhöht ist, sollte die Probabilistik angewendet werden. Sie ist aktuell die einzige wissenschaftlich-basierte Methode dazu.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001533","title":"Net Zero Industry Act ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Wichtigstes Ziel des Net Zero Industry Act ist es, den Produktionshochlauf der Transformationstechnologien – z. B. Solar- und Windenergie, Batterieherstellung, Wärmepumpen – in der EU zu beschleunigen. Mit dem NZIA sollen weiterhin Importabhängigkeiten von einzelnen Lieferanten verringert, die Resilienz der europäischen Lieferketten sowie Produktionskapazitäten gestärkt und die Klimaziele der EU erreicht werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001534","title":"Gesetzliche Definition des Umfangs der Rückbauverpflichtung ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Übersicht über Problemfelder beim Rückbau von WEA, Schaffung von gesetzlichen Erleichterungen zur einheitlichen Handhabung vom Rückbau.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Bürgerliches Gesetzbuch","shortTitle":"BGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bgb"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001535","title":"Stromdirektbelieferungen ermöglichen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Schaffen von gesetzlichen Erleichterungen, um Industriekunden über Direktleitungen mit Strom zu versorgen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001536","title":"Anpassung des BauGB an geändertes BImschG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Dynamischer Verweis auf § 16b Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) in § 245e Absatz\r\n3 und § 249 Absatz 3 BauGB: bauplanungsrechtliche Zulässigkeit der Repowering-Vorhaben im anstehenden 5H-Abstand gewährleisten","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001537","title":"EEG Anpassungen / PV-Paket","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung","printingNumber":"20/8657","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/086/2008657.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-erneuerbare-energien-gesetzes-und-weiterer-energiewirtschaftsrechtlicher/302870","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Verbesserungen für die Windenergie im EEG, Umwandlung von bestehenden Windenergie-Gebieten in Beschleunigungsgebiete, und Verlängerung der EU-Notfall-VO um ein Jahr","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001538","title":"BImSchG - § 31k - Verlängerung der Aussetzung von Schall- und Schattenabschaltungen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die bis 15.04.2024 befristete Aussetzung der Schall- und Schattenabschaltungen, die es in der Energiekrise ermöglichte, mehr Strom einzuspeisen, sollte erneut verlängert werden, da es nach einer Umfrage des BWE unter seinen Mitgliedern keinerlei Beschwerden gab und der zusätzliche Stromertrag in Zeiten der Energieknappheit sinnvoll ist.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001539","title":"Fristgerechte Erklärung von Beschleunigungsgebieten","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung","printingNumber":"20/8657","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/086/2008657.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-erneuerbare-energien-gesetzes-und-weiterer-energiewirtschaftsrechtlicher/302870","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Das Solarpaket I enthält unterschiedliche Instrumente zum verbesserten Ausbau Erneuerbarer Energien. Darin ist auch die Umwandlung von Windenergie-Bestandsgebieten in Beschleunigungsgebiete enthalten. Nach Vorgaben der Europäischen Union muss diese zwingend bis zum 21. Mai 2024 erfolgen. Der BWE setzt sich dafür ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001540","title":"Einführung einer gesetzeskonformen Habitatpotenzialanalyse","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Bundesnaturschutzgesetz arbeitet mit der Regelvermutung, dass durch Windenergieanlagen grundsätzlich ein erhöhtes Verletzungs- und Tötungsrisiko ausgeht. Diese Regelvermutung soll durch eine wissenschaftliche Methode überprüfbar sein. Ein Ansatz dazu ist die Habitatanalyse. Der BWE fordert ein, dass der gesetzliche Auftrag eingehalten wird. Mit dem vorliegenden Entwurf der Rechtsverordnung kommt es hingegen zur Verschärfung von bundeseinheitlichen Standards. Zudem ist die Widerlegung der Regelvermutung praktisch unmöglich.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001586","title":"Windenergie beschleunigende Umsetzung der RED-III durch den deutschen Gesetzgeber","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Änderungen an diversen Gesetzen zur Umsetzung der europäischen erneuerbare Energien Richtlinie zur Förderung des schnelleren Ausbaus von Windenergie an Land. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003260","title":"Sicherstellung der Cybersicherheit","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung (NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz)","printingNumber":"380/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0380-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-nis-2-richtlinie-und-zur-regelung/314976","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes","publicationDate":"2024-05-07","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/CI1/NIS-2-RefE.pdf?__blob=publicationFile&v=5","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/nis2umsucg.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung (NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz)","printingNumber":"20/13184","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/131/2013184.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-nis-2-richtlinie-und-zur-regelung/314976","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes","publicationDate":"2024-05-07","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/CI1/NIS-2-RefE.pdf?__blob=publicationFile&v=5","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/nis2umsucg.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Das NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz setzt europäische Anforderungen an die Mindeststandards der Informationssicherheit um. Der BWE regt in seiner Stellungnahme an, dass bei der Festlegung der betroffenen Unternehmen sowie der Risikomaßnahmen gerade die Kategorien wichtige und besonders wichtige Einrichtung präzise definiert werden müssen. Ebenso wichtig ist es, die künftigen Cybersicherheitsanforderungen mit den Präqualifikationskriterien des NZIA zu verschränken.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011103","title":"Standardisierung von Störungsverbot und Fledermausschutz ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der 4. Novelle des Bundesnaturschutzgesetzes, die 2022 in Kraft trat, strebte der Gesetzgeber an, das Handlungsfeld Artenschutz und Windenergie bundeseinheitlich zu regeln. Der Flickenteppich der unterschiedlichen Länderregelungen sollte durch eine Bundesregelung ersetzt werden. \r\nIn diesem Sinne wurden bundeseinheitliche Standards unter anderem für die artenschutzrechtliche Prüfung und die Signifikanzprüfung geschaffen.  \r\nAllerdings umfasste die beschriebene Novelle nicht die enorm wichtigen Bereiche des Störungsverbots und des Fledermausschutzes – hier bleibt die Unterschiedlichkeit der Landesregelungen erhalten. \r\nDer BWE regt an, in einer nächsten BNatSchG-Novelle diese Lücke zu schließen und das Störungsverbot und den Fledermausschutz zu standardisieren.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012189","title":"Beschleunigung der Netzintegration von Windenergieanlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Verzögerungen beim Netzanschluss sind zu einem Hauptgrund geworden, wieso Windenergieanlagen nicht in Betrieb gehen können.\r\n\r\nZu den wesentlichen Lösungsmaßnahmen gehören:\r\nDie Harmonisierung des Netzanschlussprozesses\r\nDie flexible Ausgestaltung des Netzreservierungsmechanismus\r\nDie Digitalisierung von Informations- und Datenflüssen\r\nDie Automatisierung des Netzanschlussverfahrens","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012190","title":"Erleichterungen der Prospektpflicht für Bürgerenergiegesellschaften","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Finanzierung von zukunftssichernden Investitionen (ZuFinG II)","customDate":"2024-08-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]},"description":"Die Prospektpflicht, wie sie durch den Gesetzgeber im Rahmen des Anlegerschutzes definiert ist, stellt trotz ihrer wichtigen Funktion eine erhebliche Hürde dar.\r\nUnsere politische Initiative setzt sich dafür ein, eine rechtliche Grundlage zu schaffen, die einerseits den Anlegerschutz gewährleistet, andererseits aber bürgernahe und lokal verankerte Projektplanung im Bereich der Erneuerbaren entlastet. Wir plädieren für Bereichsausnahmen von der Prospektpflicht, um bürokratische Hürden abzubauen und den Ausbau der Windenergie sowie anderer Erneuerbarer-Energien-Projekte zu fördern. Ziel ist es, die finanziellen und administrativen Belastungen für solche Vorhaben spürbar zu reduzieren und den Weg für eine bürgergetragene Energiewende zu ebnen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Vermögensanlagen","shortTitle":"VermAnlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/vermanlg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012191","title":"Änderung des EnWG und EEG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung","customDate":"2024-08-28","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Die Novellierung des EnWG und EEG adressiert eine Vielzahl an Themen, die für die Windenergie relevant sind. Der BWE setzt sich im Kontext dieser Novelle für folgende Verbesserungen ein:\r\nBeschleunigung von Netzanschlussverfahren\r\nSchaffung gesetzlicher Rahmenbedingungen für die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten\r\nPräzisierung der Pflichterfüllung und der unverschuldeten Verstöße bei der bedarfsgerechten Nachtkennzeichnung\r\nAnpassung des Vergütungsbeginns von EE-Anlagen an ihre Realisierungsfristen\r\nErleichterung von Stromdirektbelieferungen\r\nAnreizen von Speichern und Elektrolyseuren\r\nAusweitung der Energy-Sharing-Regelung auf Windenergieprojekte\r\nAusweitung des Fortschrittsberichts auf militärische Belange\r\nSchaffung von Transparenz bei der kommunalen Beteiligung durch Windparks","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012192","title":"Änderung Bewertungsgesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aktuell wird in Folge eines gleich lautenden Erlasses der obersten Finanzbehörden der Länder vom 06. März 2024 zunehmend das Potenzial für den Ausbau der Windenergie auf landwirtschaftlichen Flächen erheblich verringert und durch drohende erhebliche Steuerzahlungen stark eingeschränkt.\r\nUm dies zu verhindern und die Energiewende weiterhin entschlossen voranzutreiben, regen wir an, dass das Bewertungsgesetz in den §§ 158, 159 und 160 dahingehend geändert wird, dass auch Flächen, die mit Windenergieanlagen bebaut sind, im Erbfall oder bei Abwicklung des Betriebs weiterhin dem land- und forstwirtschaftlichen Vermögen zugeordnet werden dürfen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bewertungsgesetz","shortTitle":"BewG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bewg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013055","title":"Veröffentlichung der Ergebnisse der Ausschreibungsrunden durch die Bundesnetzagentur wirksam beschleunigen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Eine entscheidende Grundlage für das Vorankommen der Energiewende ist die zügige Bearbeitung von Anträgen bzw. Ausschreibungsverfahren durch die Behörden des Bundes und der Länder. Dies betrifft auch die zeitnahe Veröffentlichung der Ausschreibungsergebnisse durch die Bundesnetzagentur (BNetzA), die jedoch immer mehr Zeit in Anspruch nimmt. Der BWE regt im Rahmen der laufenden Verhandlungen für den Bundeshaushalt 2025 eine personelle Aufstockung der BNetzA an, um die Wartezeiten bis zur Veröffentlichung der Ausschreibungsergebnisse wirksam zu verkürzen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013877","title":"Ertüchtigung von Verteilnetzen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Ertüchtigung von Verteilnetzen kann sich kostensenkend auf die Netzentgelte auswirken. Dabei müssen aber selbst geringfügige bauliche Maßnahmen zur Ertüchtigung von Verteilnetzen (Mittel- und Hochspannung) müssen trotz vernachlässigbarer Auswirkung auf Umwelt- und Lärmbelastung aufwendige Genehmigungsprozesse durchlaufen. Diesen Prozess könnte man durch kleine gesetzliche Änderungen beschleunigen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013878","title":"Ermächtigungsgrundlage zur Nutzung artenschutzfachlicher Daten","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und zur Wohnraumsicherung","printingNumber":"21/1084","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/010/2101084.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-des-wohnungsbaus-und-zur-wohnraumsicherung/322623","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Verbesserung des Hochwasserschutzes und des Schutzes vor Starkregenereignissen sowie zur Beschleunigung von Verfahren des Hochwasserschutzes (20. WP)","publicationDate":"2024-10-13","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/20._Lp/hwsg_3/Entwurf/hwsg_3_refe_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bmuv.de/gesetz/referentenentwurf-hochwasserschutzgesetz-iii"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Im Hochwasserschutzgesetz III wird auch das Bundesnaturschutzgesetz adressiert. Darin soll eine neue Regelung aufgenommen werden, durch die Genehmigungsbehörden eine Ermächtigungsgrundlage zur Nutzung von artenschutzfachlichen Daten erhalten. Der BWE macht hierzu einen Alternativvorschlag.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Raumordnung im Bund für einen länderübergreifenden Hochwasserschutz","shortTitle":"BRPHV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/brphv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015374","title":"Stellungnahme Lex Sauerland","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","printingNumber":"20/14235","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/142/2014235.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-vermeidung-von-tempor%C3%A4ren-erzeugungs%C3%BCbersch%C3%BCssen/318835","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Bundeseinheitliches Sicherungsinstrument für Planverfahren. Der Gesetzentwurf behandelt verschiedene Aspekte der Absicherung laufender Planungsverfahren zur Ausweisung von Windenergiegebieten im reformierten Planungsrecht sowie des ebenfalls überarbeiteten Mechanismus zur räumlichen Steuerung des Ausbaus der Windenergie.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015375","title":"Hochlauf Flexibilitäten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Einführung von verbrauchs- sowie produktionsseitigen Flexibilisierungen. Mit diesen systemischen Umstellungen kann der Beitrag der Windenergie zu einer sichereren und wirtschaftlichen Stromversorgung noch weiter gesteigert werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015376","title":"Positionspapier BImSchG-Änderung 20 Meter","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Anpassung des § 16b Absatz 7 BImSchG.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015377","title":"Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes und des Offshore-Ausschreibungsdesigns ist im Kontext der Umsetzung des Net Zero Industry Acts der EU in Deutschland notwendig. So sollten sinnvolle Präqualifikations- und qualitative Kriterien eingeführt werden. Alternative Fördermechanismen wie beidseitige Differenzverträge sollten auf Basis der Erfahrungen anderer entwickelter Offshore-Windmärkte geprüft werden. Den Entwicklern von Offshore-Windparks sollten nach ihrem verbindlichen Netzanschlusstermin deutlich mehr als sechs Monate Zeit gegeben werden, um die Betriebsbereitschaft ihrer Windenergieanlagen nachzuweisen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015378","title":"Kritische maritime Energieinfrastruktur schützen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mehr Versorgungssicherheit als Voraussetzung für die Energiesicherheit. Synergien zwischen Offshore-Windenergie, Sicherheit und Militär.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Bestimmung kritischer Anlagen nach dem BSI-Gesetz","shortTitle":"BSI-KritisV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsi-kritisv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016545","title":"Nationale Umsetzung des Net Zero Industry Act (NZIA)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Wichtigstes Ziel des Net Zero Industry Act ist es, den Produktionshochlauf der Transformationstechnologien – z. B. Solar- und Windenergie, Batterieherstellung, Wärmepumpen – in der EU zu beschleunigen. Mit dem NZIA sollen weiterhin Importabhängigkeiten von einzelnen Lieferanten verringert, die Resilienz der europäischen Lieferketten sowie Produktionskapazitäten gestärkt und die Klimaziele der EU erreicht werden. Der BWE fordert in seiner Stellungnahme für die Ausgestaltung der Durchführungsrechtsakte sowie delegierten Rechtsakte des NZIA auf europäischer Ebene Anpassungen, die bestehende offene Fragen dieser Rechtsakte adressieren, fairen Wettbewerb sicherstellen und Anreize für die Herstellung in der EU und die Skalierung der Lieferketten schaffen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017019","title":"Umsetzungsvorschlag Energy Sharing","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"nergy Sharing ist ein zentraler Baustein für die Energiewende und die Gestaltung einer nachhaltigen Energiezukunft. Die Möglichkeit, Erneuerbare Energien gemeinsam zu nutzen, schafft nicht nur mehr Teilhabe am Energiemarkt, sondern fördert auch eine dezentrale und gerechte Energieversorgung. Die Europäische Union schreibt vor, dass die Mitgliedsstaaten Regelungen zur Umsetzung von Energy Sharing schaffen sollen. Der BWE macht hierzu einen konkreten Umsetzungsvorschlag.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017020","title":"Umsetzungsvorschläge Flexibilitäten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundesregierung hat im Koalitionsvertrag verankert, Hemmnisse bei Flexibilitäten abzubauen. Der BWE macht konkrete Umsetzungsvorschläge in diesen Bereichen:\r\n1. Stärkung verbraucherseitiger Flexibilitäten: flexible Netzentgelte, dynamische Stromtarife, regionale Flexibilitätsmärkte\r\n2. Voranbringen erzeugungsseitiger Flexibilitäten: Großbatteriespeicher, Power-to-Heat, Wasserstoff","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017021","title":"Umsetzung der RED III ins Deutsche Recht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzung RED III in deutsches Recht - Erweiterung der BWE-Positionen aus 2024.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017022","title":"Regelungsvorschläge zur Umsetzung des Koalitionsvertrages","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzungsvorschläge für die im KoaV gesetzten Maßnahmen mit Bezug zu Windenergie.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017023","title":"Erleichterung von  Direktbelieferungen Industrie (Aktualisierung)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Forderung nach Erleichterungen bei der Direktbelieferung von Industriekunden. Insbesondere Anpassungen im EEG.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018083","title":"BWE-Stellungnahme zur Änderung des Luftverkehrsgesetzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur beschleunigten Planung und Beschaffung für die Bundeswehr","customDate":"2025-06-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der Referentenentwurf zur Novelle des Gesetzes zur beschleunigten Planung und Beschaffung für die Bundeswehr (Bundeswehr-Planungs- und -Beschaffungsbeschleunigungsgesetz – BwPBBG) sieht weitreichende Änderungen des Luftverkehrsgesetzes - insbesondere § 18a Absatz 1 LuftVG- vor. Da diese den Ausbau der Windenergie massiv blockieren könnten, lehnt der BWE diese entschieden ab und geht noch auf weitere Änderungen des Entwurfs ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Luftverkehrsgesetz","shortTitle":"LuftVG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/luftvg"},{"title":"Gesetz zur Beschleunigung von Beschaffungsmaßnahmen für die Bundeswehr","shortTitle":"BwBBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bwbbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019966","title":"Anpassungen im Umweltrechtsbehelfsgesetz mit Bezug zur Windenergie ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Umwelt-Rechtsbehelfsgesetzes und weiterer umweltrechtlicher Vorschriften (2025)","publicationDate":"2025-07-22","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/21._LP/umwrg/Entwurf/umwrg_refe_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz?tx_bmublegal_legal%5Baction%5D=show&tx_bmublegal_legal%5Blaw%5D=1098&cHash=251e7f16468b3cf758fb8e55f67963d9"}]},"description":"Der Gesetzentwurf setzt in Bezug auf Klagebefugnisse in Umweltangelegenheiten einzelne internationale, europäische und nationale Anforderungen in deutsches Recht um. Dies betrifft  Beteiligungsrechte von Umweltverbänden bei Planung und Zulassungsverfahren.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über ergänzende Vorschriften zu Rechtsbehelfen in Umweltangelegenheiten nach der EG-Richtlinie 2003/35/EG","shortTitle":"UmwRG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/umwrg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019967","title":"Anpassungen in der Anlagendefinition der 4. BImSchV","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Verordnung zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2024/1785 zur Änderung der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen","publicationDate":"2025-07-16","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/21._LP/ied/Entwurf/ied_mantelverordnung_2_entwurf_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz?tx_bmublegal_legal%5Baction%5D=show&tx_bmublegal_legal%5Blaw%5D=1099https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz?tx_bmublegal_legal%5Baction%5D=show&tx_bmublegal_legal%5Blaw%5D=1099&cHash=bc3a2cc094acbe6923143ed274afe99d"}]},"description":"Es sollen die von der EU eingeräumten Möglichkeiten zur Entlastung und Beschleunigung von Verfahren umfassend genutzt werden. So werde bei der notwendigen Anpassung der Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen (4. BImSchV) über die rein aus der IE-Richtlinie abgeleiteten Anpassungen hinausgegangen, um die im Beschleunigungspakt zwischen Bund und Ländern auf der Ministerpräsidentenkonferenz vereinbarten Maßnahmen umzusetzen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Vierte Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 4 2013","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_4_2013"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019968","title":"Anpassungen im EnWG zu Energy Sharing, Energiespeicheranlagen und Netzen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"21/1497","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101497.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-st%C3%A4rkung-des-verbraucherschutzes-im/324884","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts","publicationDate":"2025-07-11","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2025/20250711-entwurf-aenderung-energiewirtschaftsrecht-staerkung-verbraucherschutz-energiebereich.pdf?__blob=publicationFile&v=6","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20250711-referentenentwuerfe-des-bmwe-aenderung-energiewirtschaftsrecht-staerkung-verbraucherschutz-energiebereich.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Anpassungen im EnWG mit dem Fokus auf Verbraucherschutz. Anpassungen im Bereich Energiespeicheranlagen; Energy Sharing und Netzzugang.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019969","title":"Vorschläge zur Umsetzung eines Abschöpfungsmechanismus für über das EEG geförderte Anlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Positionspapier erläutert, welche Leitplanken bei der Einführung eines rechtssicheren und praktikablen Abschöpfungsmechanismus eingehalten werden müssen. Auf Grundlage der bisherigen praktischen Erfahrungen skizziert es die Lehren aus den Umsetzungsschwierigkeiten des Strompreisbremsengesetzes.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022078","title":"Positionspapier mit dem BVES zu BESS","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Vorschläge des BWE gemeinsam mit dem BVES zur Verbesserung des Rechtsrahmens zur Umsetzung von BESS Projekten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022079","title":"Mail an BMWE zur anstehenden BauGB-Novelle - zentrale Punkte aus Sicht des BWE","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In Vorbereitung auf die anstehende BauGB-Novelle hat der BWE in einer E-Mail an das BMWE für die Windbranche zentrale Punkte übermittelt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022080","title":"Stellungnahme zum RefE Infrastruktur-Zukunftsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf des Infrastruktur- Zukunftsgesetzes des Bundesministeriums für Verkehr (BMV)","customDate":"2025-12-12","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Verkehr","shortTitle":"BMV","electionPeriod":21,"url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html"}]},"description":"Im Rahmen des Infrastruktur-Zukunftsgesetz wurden im Referentenentwurf Änderungen am BNatSchG vorgenommen, die auch die Windbranche beträfen: Einführung der Wahlmöglichkeit zwischen tatsächlichen Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen oder der Zahlung eines Ersatzgeldes.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022081","title":"Kriterium Artikel 6 VO 2025/1176 NZIA Umsetzung in deutsches Recht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzung der NZIA in deutsches Recht - Anforderungen des Artikel 6 \"Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristgerecht durchzuführen\".","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022172","title":"Informationen zur Umsetzung der RED III ins Deutsche Recht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzung der EU RED III in deutsches Recht: Informationspapier mit Auslegung.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022173","title":"Vorabposition EEG/EnWG Novelle","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Für die anstehende EEG/EnWG Novelle hat der BWE eine Vorabposition mit Forderungen für Gesetzesanpassungen eingereicht.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022174","title":"RED III Neuerungen über EU Grid Package","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"EU-KOM hat für die Windenergie an Land relevanter Regelungsentwurf mit Auswirkungen auf die Genehmigungsbeschleunigung bei Wind an Land zu möglichen Anpassungen RED III Onshore veröffentlicht. Der BWE hat seine Einschätzung zur Beschleunigungswirkung auf Genehmigungsverfahren sowie Verbesserungsvorschläge gemacht.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"},{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022175","title":"Regulation on Speeding up Environmental Assessments (EU Environmental Omnibus)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die EU-KOM hat einen Vorschlag für die Verordnung zur Beschleunigung der Umweltprüfungen vorgelegt. Der BWE hat seine Bewertung zu dem Entwurf abgegeben und Verbesserungsvorschläge gemacht.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022206","title":"RED III Offshore","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze","customDate":"2025-06-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze. Der BWE macht Änderungsvorschläge.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022207","title":"Bundeswehr-Planungs- und Beschaffungsbeschleunigungsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes ur beschleunigten Planung und Beschaffung für die Bundeswehr","customDate":"2025-06-25","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Verteidigung","shortTitle":"BMVg","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmvg.de/de"}]},"description":"Im Rahmen des Bundeswehr-Planungs- und Beschaffungsbeschleunigungsgesetz sollen Anpassungen im LuftVG vorgenommen werden betreffend die Windenergie an Land; BWE übermittelt Anpassungsbedarf.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Luftverkehrsgesetz","shortTitle":"LuftVG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/luftvg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022208","title":"BNK Neuanlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Positionspapiers des BWE mit der Forderung zur Anpassung des § 9 Absatz 8 EEG: Der BWE regt die Einführung einer eindeutigen Übergangsfrist zwischen Inbetriebnahme der Windenergieanlage (Inbetriebnahme nach dem 0101.2025) und Inbetriebnahme des BNK-Systems an, die einerseits Betreiber vor ungerechtfertigten und unverschuldeten Pönalen schützt und gleichzeitig Netzbetreiber vor unnötigen bürokratischen Prozessen bewahrt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022209","title":"Verbesserungsvorschläge für die Umsetzung der EU-Wiederherstellungsverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Durchführung der Verordnung (EU) 2024/1991 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 24. Juni 2024 über die Wiederherstellung der Natur und zur Änderung der Verordnung (EU) 2022/869 (DurchführungsG W-VO)","publicationDate":"2025-07-18","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Glaeserne_Gesetze/21._LP/durchfg_w-vo/Entwurf/referentenentwurf_durchfg_w_vo_bf.pdf","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/entwurf-eines-gesetzes-zur-durchfuehrung-der-verordnung-eu-2024-1991-des-europaeischen-parlaments-und-des-rates-vom-24-juni-2024-ueber-die-wiederherstellung-der-natur-und-zur-aenderung-der-verordnung-eu-2022-869"}]},"description":"Der BWE macht Verbesserungsvorschläge für die Umsetzung der EU-Wiederherstellungsverordnung und regt insbesondere an, das Durchführungsgesetz zu nutzen, um die Ausnahme von der Alternativenprüfung für Erneuerbare-Energien-Projekte aus Artikel 6 Absatz 1 Satz 2 WVO in Deutschland umzusetzen. \r\nDie EU-Wiederherstellungsverordnung zielt darauf ab, die biologische Vielfalt langfristig zu sichern. Die Verordnung enthält konkrete, zeitlich gestaffelte Zielvorgaben, darunter die Renaturierung von mindestens 20 % der Land- und Meeresflächen bis 2030. Bei der Flächenauswahl sind Windenergieprojekte konkret betroffen. So ordnet die WVO unter Voraussetzungen eine Ausnahme für Erneuerbare-Energien-Projekte an.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022226","title":"Anpassungsvorschläge zum Standortfördergesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Förderung privater Investitionen und des Finanzstandorts (Standortfördergesetz / StoFöG)","publicationDate":"2025-08-22","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":21,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_VII/21_Legislaturperiode/2025-10-10-StoFoeG/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=3","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_VII/21_Legislaturperiode/2025-10-10-StoFoeG/0-Gesetz.html"}]},"description":"Stellungnahme des BWE zum Entwurf eines Gesetzes zur Förderung privater Investitionen und des Finanzstandorts mit Anpassungsvorschlägen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Kapitalanlagegesetzbuch","shortTitle":"KAGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kagb"},{"title":"Gesetz über Vermögensanlagen","shortTitle":"VermAnlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/vermanlg"},{"title":"Investmentsteuergesetz","shortTitle":"InvStG 2018","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/invstg_2018"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022234","title":"Verbesserungsvorschläge zum NIS2UmsuCG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie","customDate":"2025-06-23","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern","shortTitle":"BMI","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}]},"description":"Die Umsetzung der europäischen NIS 2-Richtlinie betrifft auch die Windenergie, da sie definiert, welche Anlagen bzw. Komponenten als kritische Infrastruktur definiert ist und welche Anforderungen Betreiber von Windenergieanlagen umzusetzen haben. Der BWE macht Verbesserungsvorschläge.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik und über die Sicherheit in der Informationstechnik von Einrichtungen","shortTitle":"BSIG 2025","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2025"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":58,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0001530","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer bundeseinheitlichen Bürgerbeteiligung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a5/ec/284845/Stellungnahme-Gutachten-SG2406050051.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nBürgerbeteiligung: Einheit in der Vielfalt\r\nFlickenteppich der unterschiedlichen Beteiligungsgesetze vermeiden!\r\nDezember\r\n2023\r\n2 von 9\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung .............................................................................................................. 3\r\n2 Vorschlag für eine bundeseinheitliche Regelung für Bürgerbeteiligung – Einführung eines neuen § 22c EEG ......................................................................... 5\r\n3 Gesetzesbegründung ............................................................................................. 7\r\n3.1 Angebotspflicht und Beteiligungsberechtigte ................................................................................................ 7\r\n3.2 Angebotshöhe .................................................................................................................................................. 7\r\n3.3 Art der Beteiligung ........................................................................................................................................... 8\r\n3.4 Angebotsmodalitäten und Annahmefrist ....................................................................................................... 8\r\n3.5 Mehrere Anlagen ............................................................................................................................................. 8\r\n3.6 Keine strafrechtlich bewehrte Vorteilsannahme ............................................................................................ 8\r\n3.7 Ausgleichsabgabe ............................................................................................................................................. 8\r\n3 von 9\r\n1 Einleitung\r\nDie Windenergiebranche hat ihre Wurzeln in der Bürgerenergie, also der breiten gemeinschaftlichen Organisation von erneuerbarer Energieerzeugung. Deshalb hat sich der Bundesverband WindEnergie immer dafür eingesetzt, dass Menschen vor Ort mitmachen und an der Windenergieerzeugung teilhaben können. Denn die Beteiligung von Bürgerinnen und Bürgern in verschiedenen Formen trägt zu Wertschöpfung und Zufriedenheit vor Ort bei.1\r\nDie Bundesregierung hat mit dem § 6 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) die gesetzliche Möglichkeit geschaffen, Kommunen mit 0,2 Cent pro Kilowattstunde an der Erzeugung von Erneuerbaren Energien zu beteiligen. Verschiedene Bundesländer halten die Bundesregelung jedoch in ihrer jetzigen Form für nicht ausreichend, und haben daher weitergehende Regelungen erarbeitet oder sind dabei, diese auf den Weg zu bringen.\r\nAls BWE haben wir einerseits Verständnis dafür, dass die Länder sich mit dem aktuellen § 6 EEG, der die Beteiligung der Kommunen auf freiwilliger Basis regelt, nicht zufriedengeben, die Kommunalbeteiligung zum Teil verpflichtend ausgestalten und zudem weitergehende Reglungen zur unmittelbaren Beteiligung von Bürger*innen vor Ort erlassen bzw. solche planen. Die Bedürfnisse und Vorstellungen in den Kommunen sind sehr unterschiedlich und daher sollte es ein ausreichendes Angebot an Beteiligungsformaten geben. Als BWE haben wir bereits vor längerer Zeit einen § 6a EEG vorgeschlagen, der verschiedene Formen der direkten Bürgerbeteiligung ermöglichen würde.2\r\nAndererseits jedoch sehen wir die Vielfalt an Regelungen in den Ländern an der Stelle kritisch, wo sie zu Wettbewerbsverzerrung führen, weil die Bedingungen in den einzelnen Ländern zu stark voneinander abweichen. Die Länder schaffen zum Teil neue, aufwändige bürokratische Verfahren, obwohl gerade jetzt klare und eindeutige Regelungen nötig sind, damit der Zubau schnell gelingen kann. Statt akzeptanzfördernder Zahlungen an Bürgerinnen und Bürger fließen finanzielle Mittel in Bürokratie, die Zeit und Arbeitskraft bindet und in der Projektrealisierung fehlt. Insgesamt stehen zusätzliche bürokratische Vorgaben und Berichtspflichten dem erklärten politischen Ziel der Planungsbeschleunigung entgegen. Vermeidbare Bürokratiekosten sowie praxisferne Benchmarks für die wirtschaftliche Angemessenheit der finanziellen Beteiligung würden die Energiewende verteuern und die Realisierung einiger Projekte verhindern.\r\nSo kann es etwa bei Projekten, die länderübergreifend sind, eine paradoxe Situation entstehen, weil hier und dort komplett andere Bedingungen gelten. Unterschiedliche Standortbedingungen können auch dazu führen, dass Projektierer*innen sich auf Bundesländer mit vorteilhafteren Regelungen fokussieren. Dies kann zu einer Ungleichverteilung führen und letztlich den Windenergieausbau insgesamt abbremsen.\r\nWir brauchen daher Einheit in der Vielfalt, klare Leitplanken innerhalb derer sich die Regelungen bewegen. Zudem böte ein einheitlicher rechtlicher Rahmen mehr Planungs- und Investitionssicherheit für Investoren, Projektentwickler und Anwohnende von Windparks. Eine einheitliche Regelung kann\r\n1 Die Broschüre „Gemeinsam gewinnen – Windenergie vor Ort“ zeigt auf, welche Möglichkeiten der Beteiligung es gibt und weshalb diese so wichtig sind für Akzeptanz und Wertschöpfung in den Kommunen.\r\n2 Zuletzt in der BWE-Stellungnahme zum Kabinettsbeschluss zum PV-Paket I, S. 14ff\r\n4 von 9\r\ndazu beitragen, die Transparenz zu verbessern und durch eine gerechte Ausgestaltung die Akzeptanz von Windenergieprojekte zu erhöhen.\r\nDies entspricht auch dem Willen der Bundesländer, die sich auf der Energieministerkonferenz in Wernigerode im September 2023 darauf verständigt haben, die Beteiligungsgesetze möglichst einheitlich zu gestalten, um Investitionen nicht unnötig zu erschweren.\r\nIm Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat man die Problematik eines drohenden Flickenteppichs erkannt und ist der Aufforderung aus dem Bundestag und den Bundesländern nachgekommen, eine bundeseinheitliche verpflichtende Beteiligung zu prüfen. Ein Gutachten hat daraufhin untersucht, ob der § 6 EEG (kommunale Beteiligung) durch den Bund verpflichtend ausgestaltet werden kann und kommt zu dem Ergebnis, dass dies finanzverfassungsrechtlich nicht zulässig ist. Das Gutachten befasst sich aber nicht mit einer von Bundesgesetzgeber ausgestalteten direkten Bürgerbeteiligung jenseits der Kommunalbeteiligung.\r\nDer BWE befürwortet sehr klar eine bundeseinheitliche Regelung und steht damit nicht allein. In der Verbändewelt sieht man die großen Nachteile eines Flickenteppichs in den Ländern und die dringende Notwendigkeit einer bundeseinheitlichen Regelung. Bis Ende 2023 haben nun einzelne Länder ihren Gestaltungsspielraum genutzt und Länderregelungen entworfen oder bereits verabschiedet. Die Diskussionen sind weit fortgeschritten, einige Länder haben nur die kommunale Beteiligung geregelt, andere haben ein kombiniertes Modell aus kommunaler und Bürgerbeteiligung entworfen.\r\nAls BWE haben wir einen Vorschlag erarbeitet, wie man die bundeseinheitliche Bürgerbeteiligung über das EEG elegant, einfach und rechtlich sauber ausgestalten könnte. Unser Gesetzesvorschlag gibt einerseits einen klaren Rahmen vor, lässt aber gleichzeitig den Ländern genug Raum, um eigene Bedürfnisse und Vorstellungen zu verwirklichen. Es sollte letztlich Vorhabenträger und Standortkommune überlassen werden, unter bestimmten bundesgesetzlich geregelten Bedingungen eine gemeinsame, für alle befriedigende Lösung zu finden. Der Vorhabenträger oder Anlagenbetreiber sollte aber das Letztentscheidungsrecht besitzen. Der vorliegende Vorschlag regelt nur die Bürgerbeteiligung und würde zusätzlich zur kommunalen Beteiligung zur Geltung kommen.\r\nAls BWE haben wir aus den bisherigen Länderregelungen die besten Vorschläge für Bürgerbeteiligung extrahiert. Der vorliegende Rahmen kann eine weitere deutliche Marktverzerrung und erhebliche Standortnachteile verhindern.\r\nÜberblick über die wichtigsten Punkte:\r\n• Berechtigte Bürger*innen in einem Umkreis von 2.500 Metern um die Turmmitte von Windenergieanlagen sollten beteiligt werden\r\n• Das Angebot sollte in Höhe von 0,1 Cent pro Kilowattstunde für die tatsächlich eingespeiste Strommenge erfolgen\r\n• Anlagenbetreiber und Standortgemeinde einigen sich über die Art der finanziellen Beteiligung\r\nBei der Wahl eines Beteiligungsformats sollte auf Flexibilität für Projekte unterschiedlicher Größenordnungen und in verschiedenen Regionen sowie ein niedrigschwelliges Angebot geachtet werden. Letzteres soll sicherstellen, dass alle Bürgerinnen und Bürger vor Ort, unabhängig von ihren finanziellen Möglichkeiten, an der Teilhabe teilnehmen können:\r\n• Zuwendungen an berechtige Bürgerinnen und Bürger durch Direktzahlungen\r\n• Vergünstigte Lieferung von erneuerbarer Energie\r\n5 von 9\r\n• Nachrangdarlehen oder Sparprodukte, bei denen nur ein Kreditinstitut, das von der An-lagenbetreiberin zu benennen oder zu beauftragen ist, Emittent oder Vertragspartner, der nach berechtigtem Bürger sein kann;\r\n• Entgeltliche Überlassung eines Teils der Windenergieanlagen\r\n2 Vorschlag für eine bundeseinheitliche Regelung für Bürgerbeteiligung – Einführung eines neuen § 22c EEG\r\nInsgesamt würde ein bundeseinheitlicher Rechtsrahmenden Ausbau erneuerbarer Energien, insbesondere der Windenergie, durchmehr Transparenz Akzeptanz und Planungs- sowie Investitionssicherheit fördern. Voraussetzung sollte sein, dass der Vorhabenträger unter Berücksichtigung der Auffassung der Standortgemeinde oder Landkreise über die Art der Beteiligung entscheidet. Im Gegenzug können Bürgerinnen und Bürger mit einer angemessenen und verbindlichen Zahlung rechnen. Der BWE schlägt daher nachfolgend einen Entwurf für ein bundeseinheitliches Bürgerbeteiligungsgesetz im EEG vor.\r\nKonkret:\r\n1. Nach § 22b EEG wird folgender neuer Paragraf eingeführt:\r\n§ 22c EEG\r\nBürgerbeteiligung\r\n(1) Anlagenbetreiber haben vor Inbetriebnahme und spätestens nach Erhalt der Genehmigung einer Windenergieanlage den berechtigten Bürgern ein angemessenes Angebot zur finanziellen Beteiligung am wirtschaftlichen Erfolg der Windenergieanlagen zu unterbreiten. Berechtigte Bürger sind alle Personen, die nach dem Bundesmeldegesetz mit einer Wohnung in einem Umkreis von nicht mehr als 2500 Metern um die Turmmitte der Windenergieanlage gemeldet sind.\r\n(2) Ein Angebot gilt als angemessen, wenn den berechtigten Bürgern eine finanzielle Beteiligung im Gegenwert von insgesamt 0,1 Cent pro Kilowattstunde für die tatsächlich eingespeiste Strommenge angeboten werden, sofern die Windenergieanlage eine installierte Leistung von mehr als 1000 Kilowatt hat.\r\n(3) Über die Art der finanziellen Beteiligung der berechtigten Bürger entscheidet der Anlagenbetreiber unter Berücksichtigung der Auffassung der betroffenen Gemeinde. Das Angebot kann sich aus verschiedenen Arten der finanziellen Beteiligung zusammensetzen. Finanzielle Beteiligungen können sein:\r\n1. Begebung von gesellschaftsrechtlichen Beteiligungen, Anleihen, Nachrangdarlehen oder anderweitigen Finanzinstrumenten im Sinne des § 1 Abs. 11 Nr. 1, 2, 3, 5 und 11 KWG,\r\n2. Zuwendungen an berechtige Bürgerinnen und Bürger durch Direktzahlungen,\r\n3. Vergünstigte Lieferung von erneuerbarem Strom,\r\n6 von 9\r\n4. Nachrangdarlehen oder Sparprodukte, bei denen nur ein Kreditinstitut, das von der Anlagenbetreiberin zu benennen oder zu beauftragen ist, Emittent oder Vertragspartner der nach Abs. 1 Satz 2 berechtigten Bürger sein kann,\r\n5. Entgeltliche Überlassung eines Teils der Windenergieanlagen,\r\n6. wiederkehrende Spenden oder Sponsoringzahlungen an Vereine oder (Bürger-) Stiftungen,\r\n7. Vergabe von Stipendien im Rahmen der Kulturförderung,\r\n8. Sonstige.\r\n(4) Das Angebot einer finanziellen Beteiligung kann befristet oder unbefristet für die Gesamtlaufzeit der Windenergieanlage unterbreitet werden. Ein befristetes Angebot muss mindestens einen Zeitraum von sieben Jahren nach Inbetriebnahme der Windenergieanlage umfassen. Ist das Angebot befristet, so ist der Anlagenbetreiber verpflichtet, spätestens sechs Monate vor Ablauf der Befristung ein erneutes Angebot gem. Abs. 2 zu unterbreiten. Ist auch das erneute Angebot befristet, so hat der Anlagenbetreiber so lange Angebote gem. Abs. 2 abzugeben, bis die Gesamtlaufzeit der Windenergieanlage erreicht ist. Für die Abgabe eines jeden Angebots gegenüber berechtigten Bürgern genügt die ortsübliche öffentliche Bekanntmachung des Angebots. Sobald der Anlagenbetreiber der Gemeinde seiner Verpflichtung zur Unterbreitung eines Angebots zur finanziellen Beteiligung nachgekommen ist, hat die Gemeinde innerhalb der Frist von [X Monaten] eine Entscheidung zur Annahme zu treffen oder Alternativen vorzuschlagen. Eine Ablehnung ist nachvollziehbar zu begründen und die Gründe für eine vorgeschlagene Alternative aufzuzeigen.\r\n(5) Der Anlagenbetreiber hat die zuständige Behörde über die Art der finanziellen Beteiligung und die Ausstattungsmerkmale nach § 22c Abs. 2 und 3 zu unterrichten.\r\n(6) Die Regelungen des § 24 Abs. 1 S. 1, wonach mehrere Anlagen als eine Anlage anzusehen oder einer Anlage gleichzusetzen sind, gelten mit der Maßgabe entsprechend, dass sich die Anlagen nicht auf demselben Grundstück, demselben Gebäude oder demselben Betriebsgelände befinden müssen. Die Verpflichtung gem. Abs. 1 besteht in diesem Falle vor Inbetriebnahme der ersten Windenergieanlage.\r\n(7) Die vorstehenden Verpflichtungen können an Stelle des Anlagenbetreibers durch eine von ihm hierzu beauftragte Dritten erfüllt werden. Der Anlagenbetreiber hat gegenüber den berechtigten Bürgern in gleicher Weise wie die beauftragte Gesellschaft einzustehen.\r\n(8) Angebote zur finanziellen Beteiligung nach Maßgabe des Abs. 3 stellen keinen Vorteil im Sinne der §§ 331 bis 334 des Strafgesetzbuchs dar. § 6 Abs. 4 gilt entsprechend.\r\n(9) Sofern der Anlagenbetreiber seiner Verpflichtung aus Abs. 1 nicht oder nicht in vollem Umfang nachkommt, kann die zuständige Behörde auf Antrag der nach Maßgabe des § 6 Abs. 2 Satz 2 bis 4 von einer Windenergieanlage betroffenen Gemeinde den Anlagenbetreiber zur Zahlung einer Ausgleichsabgabe an die betroffene Standortgemeinde oder den betroffenen Landkreis verpflichten. Die Verpflichtung zur Zahlung der Ausgleichsabgabe ersetzt die Verpflichtungen des Anlagenbetreibers aus Abs. 1. Die Ausgleichsabgabe beträgt 0,4 Cent pro Kilowattstunde für die tatsächlich eingespeiste Strommenge nach Nummer 7.2. der Anlage 2 des Erneuerbare- Energien-Gesetzes. Die Pflicht zur Zahlung der Ausgleichsabgabe beginnt ab dem\r\n7 von 9\r\nZeitpunkt, ab dem der Anlagenbetreiber seinen Verpflichtungen aus Abs. 1 nicht oder nicht in vollem Umfang nachkommt. Die Pflicht zur Zahlung der Ausgleichsabgabe endet 20 Jahren nach Inbetriebnahme der Windenergieanlage.\r\n2. § 22b Absatz 6 EEG 2023 ist zu streichen.\r\n3. In § 99 Abs. 1 Nr. 6 EEG wird nach § 6 „und mit der Bürgerbeteiligung nach § 22c“ eingefügt.\r\n3 Gesetzesbegründung\r\n3.1 Angebotspflicht und Beteiligungsberechtigte\r\nMit der Einführung eines § 22c könnte im EEG die bisher nach § 22b Absatz 6 EEG bestehende Länderöffnungsklausel ausgeformt und einen gesetzlichen Rahmen geschaffen werden. Der Begriff „Bürgerbeteiligung“ ist hieran angelehnt.\r\nDer BWE hält eine verpflichtende Ausformulierung, wie sie in Absatz 1 gewählt wurde, grundsätzlich für zielführender. Gleichwohl wäre auch der Terminus „soll“, wie in § 6 EEG formuliert, ein gangbarer Weg. Dies hätte zur Folge, dass sich im Regelfall der Anlagenbetreiber an die Soll-Vorschrift halten muss. Die Definition „Berechtigte Bürger“, wie in Absatz 1 Satz 2 vorgesehen, stellt ebenfalls, wie in § 6 EEG formuliert, auf einen Radius von 2.500 Metern ab. Die Einwohner geschnittener Gemeinden wären dadurch nur teilweise berechtigt. Den Vorhabensträgern stünde es frei, diese ebenfalls mit einzubeziehen. Sollen alle Einwohner einer betroffenen Standortgemeinden bzw. eines betroffenen Landkreises einbezogen werden, könnte Satz 2 alternativ formuliert werden:\r\n„Berechtigte Bürger sind die Einwohner der nach Maßgabe des § 6 Absatz 2 Satz 2 bis 4 von einer Windenergieanlage betroffenen Standortgemeinden oder Landkreise sowie alle Personen, die ihren Wohnsitz in einem Umkreis von nicht mehr als 2500 Metern um die Turmmitte der Windenergieanlage haben.“\r\n3.2 Angebotshöhe\r\nDie Angebotshöhe nach Maßgabe des Absatzes 2 in Höhe von 0,1 Cent pro Kilowattstunde ist § 6 Absatz 2 EEG 2023 nachgebildet. Auf diese Weise werden kostenintensive Ertragswertgutachten vermieden. Eine dahingehende Regelung bietet aus Sicht des BWE folgende Vorteile:\r\n• Im Unterschied zu einer „20-Prozent-Regelung“ (vgl. in diese Richtung Entwürfe der Landesgesetze in NRW und NDS) wird auf diese Weise ein teures Ertragswertgutachten vermieden;\r\n• die Begebung eines Bürgerbeteiligungsmodells wird dadurch vereinfacht und fällt weniger bürokratisch aus;\r\n• aus Sicht des Anlagenbetreibers wird – betriebswirtschaftlich sinnvoll – die Bürgerbeteiligung an die Erträge gekoppelt;\r\n• die vorgeschlagene Regelung ist im Grundsatz konzeptionell aus § 6 EEG bereits bekannt und etabliert.\r\n8 von 9\r\n3.3 Art der Beteiligung\r\nDas Letztentscheidungsrecht über die Beteiligungsform nach Absatz 3 liegt grundsätzlich beim Anlagenbetreiber. Dieser sollte aus einem breiten Portfolio an in erster Linie unbürokratischen, risikoarmen und partizipativen Beteiligungsoptionen das für das Projekt und die Situation vor Ort passende Instrument wählen können. Die beteiligte Standortgemeinde bzw. Landkreis sind jedoch vorab damit zu befassen.\r\nDie verschiedenen passiven und aktiven Beteiligungsmodelle sind nicht abschließend geregelt und unterliegen dabei keiner BWE-Wertung.\r\nIm Sinne einer größtmöglichen Partizipationsmöglichkeit auch in sozialer Hinsicht wird unter Ziffer 4 klargestellt, dass auch Bürgerbeteiligungsmodelle gewählt werden können, bei denen keine Investitionen der Bürger erforderlich sind.\r\nAnderweitige Finanzinstrumente können im Sinne des Kreditwesengesetzes (KWG) auch Schwarmfinanzierungen sein.\r\n3.4 Angebotsmodalitäten und Annahmefrist\r\nDie in Absatz 4 formulierte Regelung zur Möglichkeit der Unterbreitung eines befristeten Angebots entspricht dem Entwurf des Beteiligungsgesetzes aus Niedersachsen.\r\n3.5 Mehrere Anlagen\r\nNach Absatz 6 soll § 24 Abs. 1 Nr. 1 EEG entsprechend anwendbar sein, der bereits ausführliche Regelungen dazu enthält, unter welchen Voraussetzungen mehrere Anlagen als „eine“ Anlage gelten. Es bietet sich an, auf diese Regelung Bezug zu nehmen, um eine unübersichtliche Sonderregelung in § 22c neu zu vermeiden. Die Anwendbarkeit wurde jedoch insofern eingeschränkt, dass sich die Anlagen nicht auf demselben Grundstück, demselben Gebäude oder demselben Betriebsgelände befinden müssen. Im Anwendungsbereich des § 22c ist nur die „räumliche Nähe“ der Anlagen maßgeblich, nicht aber die Zugehörigkeit zum selben Grundstück, Gebäude oder Betriebsgelände.\r\n3.6 Keine strafrechtlich bewehrte Vorteilsannahme\r\nDurch Absatz 8 soll klargestellt werden, dass eine Bürgerbeteiligung nach § 22c EEG nicht den Tatbestand der §§ 331 bis 334 des Strafgesetzbuchs (StGB) erfüllt. Ein Restrisiko besteht jedoch auch dann, wenn der Anlagenbetreiber – was in der Praxis vorkommen wird und durch den vorgeschlagenen § 22c auch nicht eingeschränkt werden soll/kann, mehr an Bürgerbeteiligung gewährt als in § 22c (mindestens) vorgeschrieben ist.\r\n3.7 Ausgleichsabgabe\r\nDie Regelung eines Sanktionsmechanismus im Sinne einer Ausgleichsabgabe nach Absatz 9 ist angelehnt am Entwurf des § 9 des Bürgerenergiegesetz NRW (NRW-BürgEnG-E). Diese sieht eine maximale Verpflichtung von zwanzig Jahren ab Inbetriebnahme vor. Für eine bundeseinheitliche Regelung erscheint jedoch in Anlehnung an Absatz 4 sinnvoll den Zeitpunkt daran festzumachen, bis zu dem ein Folgeprodukt hätte abgegeben werden müssen.\r\n9 von 9\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner*innen\r\nChristina Hasse Marco Utsch Cornelia Uschtrin\r\nReferentin Planung Justiziar Referentin Politik\r\nund Projektierung\r\nDatum\r\n21. Dezember 2023"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-01"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001531","regulatoryProjectTitle":"Verpflichtende Veröffentlichung der kommunalen Beteiligung nach § 6 EEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/69/fe/284847/Stellungnahme-Gutachten-SG2406050056.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nEine Transparenzregelung für die kommunale Beteiligung nach § 6 EEG\r\nMai 2024\r\n2 von 3\r\n1 Die Notwendigkeit von Transparenz\r\nIn vielen Gemeinden werden finanzielle Beteiligungen an den erzeugten Strommengen von Wind- und PV-Projekten gemäß § 6 EEG gezahlt, um die Akzeptanz vor Ort zu fördern. Dabei ist es entscheidend, dass diese Zahlungen öffentlich und transparent kommuniziert werden, damit die beabsichtigte Akzeptanzwirkung tatsächlich eintritt.\r\nIn der Vergangenheit wurde die finanzielle Beteiligung von Gemeinden an erzeugtem Strom aus Wind- und PV-Projekten gemäß § 6 EEG zurecht als politischer Erfolg gefeiert. Jedoch besteht das Risiko, dass diese Zahlungen nicht transparent kommuniziert werden, insbesondere von politischen Kräften, die dem Ausbau erneuerbarer Energien ablehnend gegenüberstehen. Wenn die Zahlungen von Anlagenbetreiber*innen nach § 6 EEG geleistet werden, ohne dass dies öffentlich gemacht wird, und sich gleichzeitig Gemeindevertretende aktiv gegen den Ausbau erneuerbarer Energien einsetzen, kann die beabsichtigte Akzeptanzwirkung ins Gegenteil verkehrt werden. Anlagenbetreiber*innen haben derzeit keine rechtliche Handhabe, um eine Veröffentlichung der Zahlungen durch die Gemeinden durchzusetzen. Individuelle Veröffentlichungen der Anlagenbetreiber erfüllen nicht die gewünschte Wirkung, da sie die Gesamtunterstützung der Gemeinde durch erneuerbare Energien nicht transparent machen und weniger glaubwürdig sind. Außerdem bleibt dabei unklar, wie die Mittel von der Gemeinde verwendet werden.\r\n2 Konkreter Lösungsvorschlag\r\nUm die beabsichtigte Akzeptanzwirkung von § 6 EEG sicherzustellen, wird vorgeschlagen, eine Transparenzregelung einzuführen, welche Gemeinden dazu verpflichtet, die erhaltenen Zahlungen nach § 6 EEG öffentlich zu machen. Dadurch würden die Bürgerinnen und Bürger transparent nachvollziehen können, in welchem Umfang ihre Gemeinde finanziell von der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie profitiert.\r\nDie Einführung einer solchen Transparenzregelung würde klare Verhältnisse für Anlagenbetreiber*innen und Gemeinden schaffen, ohne dass bestehende Verträge geändert werden müssten. Gemeindevertretende, die den Ausbau erneuerbarer Energien befürworten, könnten nun mit offiziellen Zahlen belegen, dass dieser für die Gemeinde vorteilhaft ist. Durch die transparente Offenlegung der Zahlungen wird das Vertrauen gestärkt und eine solide Grundlage für eine konstruktive Diskussion über die Zukunft der erneuerbaren Energien vor Ort geschaffen.\r\nDer konkrete Änderungsvorschlag zur Integration einer Transparenzregelung in § 6 EEG lautet wie folgt: (6) Die Gemeinden1 haben personenbezogen, ortsüblich und auf ihrer Internetseite den Umfang der in dem vorangegangenen Kalenderjahr nach diesem Paragrafen erhaltenen Zahlungen bekannt zu machen.\r\n1 Als Regelungsvariante könnten die Länder für alle Gemeinden auf dem Landesgebiet die Informationen über Umfang und Verwendungszweck der jeweils nach § 6 EEG erhaltenen Zahlungen zentral bereitstellen. Die Länder würden die dafür erforderlichen Berichtspflichten der Gemeinden selbst regeln und es müsste die Weitergabe der Informationen an den Bund in den §§ 97 ff. EEG vorgegeben werden.\r\n3 von 3\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner*innen\r\nKristina Hermann | Leiterin Facharbeit Wind| k.hermann@wind-energie.de\r\nAntigona Lesi| Stv. Leiterin Justiziariat | a.lesi@wind-energie.de\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nBürgerwindbeirat\r\nPlanerbeirat\r\nJuristische AG Akzeptanz und Beteiligung\r\nJuristische AG Unternehmensjurist*innen\r\nPlanerbeirat\r\nAK Beteiligung\r\nAK Energiepolitik\r\nBetreiberbeirat\r\nLänder: alle Landesverbände des BWE und BEE\r\nDatum\r\n6. Mai 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001532","regulatoryProjectTitle":"Einführung der probabilistischen Methode zur Risikoermittlung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b1/97/284849/Stellungnahme-Gutachten-SG2406060004.pdf","pdfPageCount":23,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nProbabilistik & Windenergie\r\nFebruar 2024\r\n2 von 23\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung .............................................................................................................. 3\r\n2 Habitatpotentialanalyse ........................................................................................ 5\r\n2.1 Fachkonzept und Rechtsverordnung ........................................................................................................ 5\r\n2.2 Einordnung ............................................................................................................................................... 7\r\n2.3 Zusammenfassung .................................................................................................................................... 8\r\n3 Probabilistische Methode zur Berechnung von Kollisionswahrscheinlichkeiten ...... 9\r\n3.1 Ergebnisse der Pilotstudie Probabilistik .................................................................................................... 9\r\n3.2 Methode zur Berechnung des vorhabenbezogenen Kollisionsrisikos ..................................................... 10\r\n3.3 Anforderungen an die Probabilistik gemäß dem Prüfbericht der Bundesregierung ............................... 12\r\n3.4 Zusammenfassung .................................................................................................................................. 13\r\n4 Perspektive für eine Weiterentwicklung des probabilistischen Modells zur wirksamen Anwendung in der Praxis ................................................................... 14\r\n4.1 Eingangsparameter ................................................................................................................................. 14\r\n4.2 Auswirkungen auf Schutzmaßnahmen .................................................................................................... 14\r\n4.3 Datenverfügbarkeit für die als kollisionsgefährdet gelisteten Brutvogelarten ........................................ 15\r\n4.4 Zusammenfassung .................................................................................................................................. 15\r\n5 Schwellenwert: Relevanz, Ermittlung und Vorschläge .......................................... 16\r\n5.1 Vorschlag zur Setzung einer Signifikanzschwelle für die Probabilistik .................................................... 17\r\n5.2 Absoluter Schwellenwert oder relativer Schwellenwert ......................................................................... 19\r\n5.3 Zusammenfassung .................................................................................................................................. 21\r\n3 von 23\r\n1 Einleitung\r\nWild lebende Tiere der besonders geschützten Arten sind in Deutschland durch das Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) geschützt. Doch wie weit geht dieser Schutz in einer vom Menschen geprägten Welt mit Straßen- und Schienenverkehr und der klimaschützenden Stromversorgung durch Windenergieanlagen? Wann und wo ist ein Verletzungs- und Tötungsrisiko für einen Vogel der besonders geschützten Arten „signifikant erhöht“? Diese sogenannte Signifikanzbewertung auf der Grundlage des Bundesnaturschutzgesetzes sowie wegweisender Urteile des Bundesverwaltungsgerichts wird in der Fachwelt seit vielen Jahren intensiv diskutiert.1\r\nFür die Windenergie an Land hat das Thema an Fahrt aufgenommen, seit sich die Bundesregierung im Jahr 2022 hohe Zubauziele gesteckt hat und Genehmigungsverfahren im artenschutzfachlichen Bereich vereinfacht und präzisiert werden mussten. Daher hat der Gesetzgeber im Sommer 2022 im BNatSchG für Windenergieanlagen eine neue Regelung für das Tötungs- und Verletzungsverbot von sogenannten kollisionsgefährdeten Brutvögeln geschaffen, die erstmals bundeseinheitlich festlegt, was zuvor in unterschiedlichen Länderleitfäden geregelt war.2 Welche Vögel als kollisionsgefährdet gelten, wurde in einer abschließenden Artenliste3 festgehalten. Zusätzlich hat man festgelegt, dass in bestimmten kreisförmigen Abständen rund um den Brutplatz (Prüfbereiche) der jeweiligen auf der Artenliste geführten Vogelart Regelvermutungen und Vorgaben4 zum Umgang mit der Signifikanzbewertung gelten.\r\nAllerdings war von Beginn an klar, dass der reine Gesetzestext hier für die Handhabung des Artenschutzrechts bei konkreten Vorhaben noch nicht ausreicht. Daher wurden zeitgleich neue Instrumente angekündigt, die Behörden und Vorhabenträger*innen den konkreten Umgang mit den Prüfbereichen ermöglichen und die bisherige langwierige Raumnutzungsanalyse (RNA) ablösen sollen: Die Habitatpotentialanalyse5 (im Folgenden HPA) und die Probabilistik6. Beide Methoden sollen die Signifikanzbewertung weiter konkretisieren und standardisieren und an den aktuellen Stand der Wissenschaft anpassen.\r\nDie sogenannte Signifikanzbewertung geht mithin der Frage nach, ob ein Windenergievorhaben das Verletzungs- und Tötungsrisiko für ein Individuum einer in der Artenliste geführten Brutvogelart signifikant (deutlich) erhöht oder nicht. Dabei sind folgende Voraussetzungen zu erfüllen: „[E]ine Abschätzung und Quantifizierung des vorhabenbedingten Kollisionsrisikos […]“7, die Bestimmung des\r\n1 Insbesondere seit der sogenannten Signifikanzrechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts im Jahr 2008 und der Einführung des § 44 Abs. 5 Nummer 1 BNatSchG 2017 gab und gibt es Diskussionen um den Umgang mit der sogenannten Signifikanzbewertung im Rahmen des Tötungs- und Verletzungsverbots entsprechend § 44 Abs. 1 Nummer 1 BNatSchG.\r\n2 Ein neuer § 45b BNatSchG wurde geschaffen.\r\n3 § 45b Anlage 1 Abschnitt 1 BNatSchG\r\n4 gemäß § 45b Abs. 2-5 BNatSchG\r\n5 § 54c Abs. 10 BNatSchG.\r\n6 § 74 Abs. 6 BNatSchG.\r\n7 Frank Sailer: Der rechtliche Rahmen für probabilistische Ansätze bei der artenschutzrechtlichen Signifikanzbewertung, in: Natur und Recht, Heft 2 (2023), S. 79f. Im Folgenden: Sailer (2023).\r\n4 von 23\r\nallgemeinen Grund- oder Lebensrisikos, ein Vergleich dieser beiden Risiken sowie die Festlegung eines Schwellenwertes, ab dem eine Erhöhung des Kollisionsrisikos als nicht mehr akzeptabel gilt.\r\nAlle bisherigen Versuche der Signifikanzbewertung wurden stets unter der Prämisse der Vorsorge8 entwickelt und stellen daher lediglich eine Annäherung an das eigentlich konkret zu bestimmende „Tötungsrisiko“ im Sinne der Signifikanzbewertung dar.\r\nDie probabilistische Berechnung ist auf der Basis neuester fachwissenschaftlicher Erkenntnisse die bisher einzige Methode, die tatsächlich in der Lage ist, die in Gesetz und Rechtsprechung definierten Kriterien der Signifikanzbewertung zu erfüllen: Das Kollisionsrisiko (Tötungs- und Verletzungsrisiko) an Windenergieanlagen konkret zu ermitteln bzw. zu quantifizieren und ins Verhältnis zum allgemeinen Grundrisiko zu setzen.9\r\nDas vorliegende Papier setzt sich insbesondere mit den politischen und fachlichen Entwicklungen der Probabilistik auseinander. Im Zuge dessen werden insbesondere die HPA und die Probabilistik miteinander verglichen, eingeordnet und voneinander abgegrenzt.\r\nDas Wichtigste in Kürze\r\n• Die HPA auf Basis des Fachkonzepts Habitatpotentialanalyse bzw. des Referentenentwurfs einer Rechtsverordnung vom 15. Dezember 2023 ist nicht dazu geeignet, Genehmigungsverfahren zu vereinfachen und zu beschleunigen.\r\n• Der Referentenentwurf führt zu einer Verschärfung der bestehenden Regelungen und ignoriert die politischen Vorgaben zur Umsetzung einer HPA im Sinne des Entschließungsantrags der Regierungskoalition.\r\n• Alle bisherigen Ansätze der Signifikanzbewertung inklusive der HPA (die Probabilistik ausgenommen) berücksichtigen nur einzelne oder wenige der Parameter, die das Kollisionsrisiko maßgeblich beeinflussen.\r\n• Die Probabilistik ist als wissenschaftlich erarbeitete und von allen Stakeholdern begleitete Methode der aktuelle Stand der Wissenschaft und aufgrund der Einbindung aller maßgeblicher Parameter zur Bestimmung des Kollisionsrisikos allen anderen bisherigen Methoden überlegen.\r\n• Mit dem sogenannten „Hybrid-Modell“ aus der Pilotstudie Probabilistik steht eine Methode zur Verfügung, die zeitnah praxisreif ist.\r\n• Für den Rotmilan, absehbar aber auch für weitere Arten nach Anlage 1 Abschnitt 1 zu § 45b BNatSchG, liegen ausreichend Daten vor, um die Probabilistik für die Praxis anwendbar zu machen.\r\n• Voraussetzung ist die Setzung eines Schwellenwerts für die Probabilistik frei von übermäßig vorsorglichen Überlegungen: Es sind die potenziellen Auswirkungen des Schwellenwerts auf die Population einer Art unter Beachtung der rechtlichen Vorgaben zu den Zielen des Artenschutzes\r\n8 Aufgrund oftmals fehlender fachwissenschaftlicher Erkenntnisse wurden unangemessen vorsorgliche und teilweise subjektive Schwellenwerte gesetzt. Dabei ist jedoch ein „Nullrisiko“ eben nicht das zu erreichende Ziel eines Schwellenwerts.\r\n9 In der Rechtsprechung wurde „[…] zur Begründung der naturschutzfachlichen Einschätzungsprärogative insbesondere auf das Fehlen von rechenhaft handhabbaren Verfahren für die Signifikanzbewertung abgestellt.“ Vgl. Sailer (2023), S. 79.\r\n5 von 23\r\nauf europäischer und nationaler Ebene sowie die gesellschaftlich-politischen Beschlüsse zur Energiewende zu berücksichtigen.\r\n• Der Schwellenwert sollte als relativer Schwellenwert gesetzt werden und der Bedeutung der Windenergie im Sinne des § 2 EEG und der Tatsache, dass die Windenergie als einzige Infrastrukturmaßnahme dem Schutz des Klimas dient, angemessen Rechnung tragen.\r\n2 Habitatpotentialanalyse\r\n2.1 Fachkonzept und Rechtsverordnung\r\nDie Habitatpotentialanalyse (HPA) ist die derzeit mit der Probabilistik konkurrierende Methode und wird bisweilen als Standardmethode im artenschutzfachlichen Prüfverfahren bezeichnet. Es ist daher unerlässlich, zunächst auf die HPA einzugehen.\r\nIm zentralen Prüfbereich rund um den Brutplatz einer Vogelart der Artenliste besteht die Regelvermutung, dass Anhaltspunkte für ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko (seT) bestehen. Die HPA10 soll dazu dienen, diese Regelvermutung zu überprüfen und ggf. zu widerlegen. Sie soll insbesondere die bisherige aufwändige und zeitraubende Raumnutzungsanalyse (RNA) ablösen11, indem sie anhand des Vergleichs von Nahrungshabitaten am Anlagenstandort und der Anlagenumgebung eine Aussage zur Aufenthaltswahrscheinlichkeit von Arten am Anlagenstandort und in der Umgebung einer Windenergieanlage trifft und daraus eine Einschätzung für das Vorliegen eines signifikant erhöhten Tötungsrisikos einer Vogelart der Artenliste vornimmt.\r\nDas der Erstellung der in § 54 Absatz 10c angekündigten Rechtsverordnung zugrunde liegende Fachkonzept Habitatpotentialanalyse wurde im Auftrag des BMWK durch das Umweltgutachterbüro „ARSU“ erarbeitet und Ende März 2023 in die Verbände- und Länderbeteiligung gegeben. Es bildete die fachliche Grundlage für eine entsprechende Rechtsverordnung.\r\nDas vorgestellte Fachkonzept entspricht allerdings in entscheidenden Punkten nicht den Vorgaben des Entschließungsantrags der Regierungskoalition12 vom Sommer 2022 zur Erarbeitung einer Habitatpotentialanalyse und wird damit dem politischen Willen nicht gerecht. Stattdessen schlägt das Fachkonzept ein komplexes und die Regelvermutungen des § 45b Absatz 2-4 BNatSchG verschärfendes Vorgehen vor, das sowohl vom BWE als auch von weiteren Energieverbänden entsprechend kritisiert und abgelehnt wurde.\r\nAm 1. September 2023 wurde das Fachkonzept nach Abschluss der Verbände- und Länderbeteiligung und der Abstimmung mit dem Bundesumweltministerium (BMUV) veröffentlicht. Relevante Änderungen im Hinblick auf die deutliche Kritik der Energieverbände gegenüber dem ursprünglichen\r\n10 Entsprechend § 45b Absatz 3 BNatSchG\r\n11 Folgerichtig darf die Durchführung einer RNA von den Behörden nicht mehr verlangt werden. Vgl. § 45b Abs. 3 Nr. 1.\r\n12 Es fehlt bspw. die Relation von Habtatqualität am Anlagenstandort und der Habitatqualität in der Umgebung des Anlagenstandorts. Dieser Vergleich der Habitatwertigkeiten ist jedoch maßgeblich, um die Wertigkeit des Habitats am Anlagenstandort mit der Wertigkeit des Habitats in der Umgebung des Anlagenstandorts im Hinblick auf die zu erwartende Aktivität zueinander in Bezug zu setzen und bewerten zu können.\r\nBeschlussempfehlung des Ausschusses für Klimaschutz und Energie vom 05.07.2022 BT-Drs. 20/2580, S. 13 - LINK, zuletzt abgerufen am 13.02.24.\r\n6 von 23\r\nFachkonzept waren dabei nicht vorgenommen worden, im Gegenteil, die Verschärfung der Regelvermutungen und der Signifikanzschwelle wurde nun explizit betont.13\r\nGleiches gilt für den Referentenentwurf vom 15.12.2023, einer „Verordnung zur Festlegung der Anforderungen an die fachgerechte Durchführung einer Habitatpotentialanalyse im Anwendungsbereich des § 45b des Bundesnaturschutzgesetzes“. Darüber hinaus wurden im Entwurf der Rechtsverordnung u.a. weitere vorsorgliche Sicherheitsabstände und Sicherheitspuffer sowie zahlreiche unbestimmte Begrifflichkeiten und unverständliche Vorgaben eingebracht, die absehbar einer einheitlichen Anwendung in der Genehmigungspraxis im Wege stehen werden.\r\nUm eine möglichst fundierte anwendungsbezogene Einschätzung und Bewertung des Entwurfs der Rechtsverordnung vornehmen zu können, hat der BWE einen fachgutachterlichen Praxistest des Referentenentwurfs in Auftrag gegeben. Im Ergebnis konnte das signifikant erhöhte Tötungsrisiko im zentralen Prüfbereich in keinem der zwanzig untersuchten Fälle widerlegt werden. Im erweiterten Prüfbereich wurde durch die HPA in fünf von zwanzig Fällen ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko unterstellt. Diese Ergebnisse stehen im eklatanten Widerspruch zum Gesetz: Die Regelvermutung für den zentralen Prüfbereich ist offenbar nicht widerlegbar und entgegen der klaren Regelvermutung für den erweiterten Prüfbereich (Tötungsrisiko nur in Ausnahmefällen erhöht)14 wird auch dort regelmäßig mit Schutzmaßnahmen zu rechnen sein.15\r\nDer BWE hat zu auch zum Referentenentwurf der HPA-Rechtsverordnung (HPAVO) ausführlich Stellung genommen.\r\nDer Entwurf der HPAVO auf der Grundlage des veröffentlichten Fachkonzepts wird dem Anspruch der Einführung des Instruments zur Möglichkeit der Widerlegung der Anhaltspunkte für ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko des § 45b Abs. 3 nicht gerecht und in der Praxis kaum relevante Anwendung finden. Eine Folge wäre wohl ein undifferenzierter und mutmaßlich wenig effektiver, weil nicht notwendiger Einsatz von Schutzmaßnahmen ohne vorherige Durchführung einer HPA, da deren Ergebnis in den meisten Fällen bereits feststeht. Eine andere Folge könnte eine regelmäßige Beauftragung zeitaufwändiger und teurer Raumnutzungsanalysen (RNA) sein, die auch aus diesem Grund bereits seit der Novelle des BNatSchG nicht mehr von der Behörde gefordert werden können und durch die HPA eigentlich ersetzt werden sollten.\r\nDas regelmäßige Erfordernis von Schutzmaßnahmen im zentralen Prüfbereich mag für Außenstehende auf den ersten Blick nachvollziehbar erscheinen. Doch die neuesten fachwissenschaftlichen\r\n13 U.a.: Verkürzung der Regelvermutung des § 45b Abs. 3 unter Weglassung von „Anhaltspunkten“; abgesehen von Ausnahmen nicht mögliches Widerlegen der Regelvermutung des § 45b Abs. 3 durch die HPA im Widerspruch zur im Gesetz festgeschriebenen Widerlegbarkeit der Regelvermutung; regelmäßige HPA für den erweiterten Prüfbereich, abweichend von den Vorgaben des § 45b Abs 4 mit regelmäßigem Erfordernis von Schutzmaßnahmen auch im erweiterten Prüfbereich; Annahme von „besonderen Umständen“ und damit einem seT bei bereits durchschnittlicher Habitatqualität am Anlagenstandort.\r\n14 § 45b Absatz 4\r\n15 Untersucht wurden für den zentralen und erweiterten Prüfbereich jeweils zwanzig reale Brutplätze von Rotmilanen in Kombination mit einer zufälligen Verteilung von WEA im jeweiligen Prüfbereich. Vgl. hierzu auch die Stellungnahme des BWE zum Entwurf der Rechtsverordnung, Kapitel 2.2 - LINK.\r\n7 von 23\r\nErkenntnisse am Beispiel des Rotmilans beweisen, dass das zum einen schlicht nicht nötig ist.16 Zum anderen bedeutet die regelmäßige Anordnung von Schutzmaßnahmen für die Projektierer*innen einen erheblichen finanziellen und verzögernden Mehraufwand.17\r\nDavon abgesehen bedeutet jede fachlich nicht notwendige Abschaltung, dass an anderer Stelle mehr Windenergieanlagen zugebaut werden müssen, um die Abschaltungen auszugleichen und die gesetzten Strommengenziele zu erreichen.\r\n2.2 Einordnung\r\nDer BWE bewertet die Folgen und Auswirkungen der HPAVO kritisch, denn Schutzmaßnahmen, insbesondere Abschaltungen einer Windenergieanlage, sollten nur im fachlich und rechtlich notwendigen Maße (Risikosenkung „unter die Signifikanzschwelle“, kein Erfordernis eines Nullrisikos) angeordnet werden. Beides wird mit den bisherigen Vorgaben des § 45b Absatz 2-5 BNatSchG sowie absehbar auch unter Anwendung der HPAVO auf der Basis eines Vorsorgegedankens im Sinne des Artenschutzes weiterhin überschritten. Allerdings führen übervorsorgliche Vorkehrungen entsprechend bspw. der vorliegenden HPA-Methode zu regelmäßig wenig zielgerichteten Abschaltungen, die durch weitere naturschutzfachliche Beeinträchtigungen (vorerst stärkerer Ausstoß von Treibhausgasen und zukünftig Notwendigkeit des Zubaus zusätzlicher WEA und Speicher) kompensiert werden müssen.\r\nDas HPA-Fachkonzept wie auch der daraus abgeleitete Entwurf einer HPAVO werden den Erwartungen des Gesetzgebers nicht gerecht, da sie nicht dazu führen, dass Genehmigungsverfahren beschleunigt und vereinfacht werden oder den dringend benötigten Zubau an Windenergieanlagen fördern. Die HPA entspricht zudem bereits nicht mehr dem aktuellen Stand der Fachwissenschaft.18 Die HPA sollte (in dieser Form) somit keinesfalls als „Standardmethode“ klassifiziert werden.\r\nDabei bedarf es selbst vor dem Hintergrund der Erleichterungen einer EU-Notfallverordnung bzw. der Umsetzung dieser durch den § 6 WindBG dringend eines Instruments zur sachgerechten Signifikanzbewertung auch außerhalb ausgewiesener Windenergiegebiete, u.a. da deren bisherige\r\n16 Kleinräumiges Ausweichverhalten des Rotmilans ggü. Windenergieanlagen und windgeschwindigkeitsabhängige Abschaltungen, vgl. ARSU & Oekofor: Fachgutachten zur Ermittlung des Flugverhaltens des Rotmilans im Windparkbereich unter Einsatz von Detektionssystemen in Hessen, 2023 - LINK. Im Folgenden: ARSU & Oekofor (2023); Flughöhenverteilung des Rotmilans meistens unterhalb des Rotordurchlaufs moderner WEA, vgl. Pfeiffer, Meyburg: Flight altitudes and flight activities of adult Red Kites in the breeding area as determined by GPS telemetry, 2022, S. 6. Im Folgenden Pfeiffer, Meyburg (2022).\r\n17 Beispiel: Bei der Bewirtschaftungsabschaltung bspw. die vertragliche Absicherung mit den Landwirt*innen zur Meldung der Bewirtschaftungsereignisse, insbesondere in kleinteilig strukturierten Agrarlandschaften ein erheblicher zeitliche und finanzieller Aufwand; Absicherung ggü. Behörde, dass Abschaltungen bei Bewirtschaftungen auch erfolgen; Überprüfung der Einhaltung der Abschaltungen im Betrieb.\r\nBefindet sich der Standort der WEA im Wald, kommt eine Bewirtschaftungsabschaltung nicht in Frage, als einzige Schutzmaßnahme verbleibt die mit langen Abschaltzeiten verbundene Phänologiebedingte Abschaltung, die in Kombination mit der Abschaltung zum Schutz von Fledermäusen zu Schwierigkeiten im Sinne der Zumutbarkeit nach § 45b Absatz 6 BNatSchG führen kann.\r\n18 So finden bspw. die maßgeblichen Faktoren der Höhe des rotorfreien Raums unterhalb der Rotorunterkante, aber auch das Ausweichverhalten keine Berücksichtigung. Vgl. dazu etwa ARSU & Oekofor (2023), Pfeiffer, Meyburg (2022), ferner auch Vortrag der planungsgruppe grün GmbH, Timo Sander, auf der BWE-Artenschutzkonferenz 2023, ARSU & Oekofor: Ergebnisse zum kleinräumigen Ausweichverhalten von Rotmilanen an WEA, Folie 10 - LINK.\r\n8 von 23\r\nFlächenkulisse nicht ausreichen wird, um die Ausschreibungsmengen der kommenden Jahre abzudecken. 19\r\nDie Probabilistik bietet nun erstmals die Chance, ein solches Instrument einführen zu können, da sie in der Lage ist, alle relevanten Parameter, welche das Kollisionsrisiko eines Individuums maßgeblich beeinflussen, einzubeziehen und somit direkt auf die rechtliche Anforderung des Tötungsrisikos gemäß § 44 Abs. 1 Nummer 1 bzw. § 44 Absatz 5 Nummer 1 BNatSchG zu antworten. Was dabei vor allem zu beachten ist, um die Probabilistik als sachgerechtes Instrument der Signifikanzbewertung auszugestalten, zeigen die folgenden Kapitel.\r\n2.3 Zusammenfassung\r\n• Die HPA ist grundsätzlich in ihrer Aussagekraft begrenzt, da nur wenige maßgebliche Parameter zur Bestimmung des Kollisionsrisikos in die Signifikanzbewertung einfließen (Abstand Brutplatz-WEA, Habitatqualität).\r\n• Die HPAVO, die mit dem Referentenentwurf vom 15. Dezember 2023 vorgeschlagen wird, ist weder geeignet Genehmigungsverfahren zu beschleunigen, noch entspricht sie den politischen Absichten einer HPA, wie sie im Entschließungsantrag der Regierungskoalition präzisiert wurden.\r\n19 Vgl. Umweltbundesamt: Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, 2023, S. 4 - LINK.\r\n9 von 23\r\n3 Probabilistische Methode zur Berechnung von Kollisionswahrscheinlichkeiten\r\nBei der Probabilistik wird anhand spezifischer Parameter eine Berechnung der Kollisionswahrscheinlichkeit von Vögeln an Windenergieanlagen durchgeführt. Diese Parameter sind neben dem Abstand des Brutplatzes zur Windenergieanlage, Typendaten der Windenergieanlage (Anlagengröße, Nabenhöhe, Rotorblattunterkante etc.) sowie weitere Daten (bspw. artspezifische Verhaltensweisen, durchschnittliche Flughöhe etc.), die auf die jeweils zu betrachtende Vogelart bezogen sind. Der BWE hat bereits im Jahr 2020 einen Vorschlag zur Einführung der probabilistischen Methode vorgelegt und diesen im Februar 2022 aktualisiert.20\r\nDie Probabilistik wurde in den letzten Jahren entscheidend weiterentwickelt und zur Vollzugsfähigkeit geführt. Dem Prozess vorangegangen war eine Entscheidung des Bundesverwaltungsgerichts (BVerwG) von 201821 sowie der „[…] Notwendigkeit einer gesetzgeberischen Konkretisierung der Artenschutzprüfung […]“22 auf europäischer Ebene. Im Zuge dessen entstand der sogenannte Signifikanzrahmen der Umweltministerkonferenz im Dezember 2020, der anschließend in verschiedenen Unterarbeitsgruppen weiterentwickelt wurde, unter anderem in der Unterarbeitsgruppe 2 (UAG 2) zur Probabilistik.\r\nIm Rahmen des UMK-Prozesses unter Beteiligung aller maßgeblichen Stakeholder sowie intensiver wissenschaftlicher Begleitung wurde in der UAG 2 die „Pilotstudie Probabilistik“23 im Auftrag des Kompetenzzentrum Naturschutz und Energiewende (KNE) und finanziert durch das Land Hessen erarbeitet und als sogenanntes „Hybrid-Modell“ im Mai 2023 veröffentlicht.\r\n3.1 Ergebnisse der Pilotstudie Probabilistik\r\nIm Kern entwickelt die Pilotstudie ein Hybrid-Modell, mit dem das Risiko der Kollision von Vögeln mit Windenergieanlagen (WEA) anhand mathematischer Wahrscheinlichkeitsberechnung sehr genau ermittelt werden kann.24 Das Hybrid-Modell verbindet mechanistische Kollisionsrisikomodelle mit einer empirisch fundierten Raumnutzungsprognose25 auf Grundlage einer Habitatmodellierung. Das Hybrid-Modell bezieht also in seine Berechnungen eine Habitatpotentialanalyse (Habitatmodellierung) mit ein.\r\nDie Autor*innen der Pilotstudie sehen die Vorteile in der strikt empirischen Bestimmung aller Einflussparameter auf der Grundlage einer umfassenden deutschlandweiten Datenbasis, der intensiven quantitativen Validierung der Modellprognosen durch externe Daten und Studien sowie der\r\n20 BWE-Positionspapier: Ermittlung und Bewertung der Tötungswahrscheinlichkeit von kollisionsgefährdeten Brutvögeln an Windenergieanlagen - LINK.\r\n21 BVerfG, Beschl. v. 23. 10. 2018 – 1, BvR 2523/13, 1 BvR 595/14.\r\n22 Sailer (2023), S. 79.\r\n23 Moritz Mercker u.a. (2023): „Pilotstudie ‚Erprobung Probabilistik‘. Erprobung probabilistischer Methoden hinsichtlich ihrer fachlichen Voraussetzungen mit dem Ziel der Validierung der Methode zur Ermittlung des vorhabenbezogenen Tötungsrisikos von kollisionsgefährdeten Brutvogelarten an Windenergieanlagen“ - LINK. Im Folgenden: Mercker (2023).\r\n24 Die hier vorgestellte Studie wurde im Auftrag des Hessischen Ministeriums für Umwelt, Klimaschutz, Landwirtschaft und Verbraucherschutz (HMUKLV) durchgeführt. Die Auftragnehmer sind BioConsult SH und das Büro für Biostatistik BIONUM GmbH. Die Verfasser der Studie sind Dr. Moritz Mercker, Dr. Jannis Liedtke, Dr. Thilo Liesenjohann und Jan Blew.\r\n25 Vgl. Mercker (2023), S. 74.\r\n10 von 23\r\nQuantifizierung von Unsicherheiten in den Berechnungen. Laut der Autor*innen stellt die präsentierte Methode einen großen Fortschritt auf dem Weg zu einer verlässlicheren Bewertung der prognostizierten Kollisionswahrscheinlichkeit dar. Diese Einschätzung wird durch die begleitende UAG 2 des UMK-Prozesses geteilt. Fachliche Kritik an der Methode selbst ist bisher nicht bekannt.\r\nDieser Einschätzung kann auch seitens des BWE zugestimmt werden.\r\nDie Autor*innen zeigen auf, dass zumindest zwei Aspekte weiter verbessert und weiterentwickelt werden können, bevor das Verfahren in der Praxis angewendet wird. Zu diesen zwei genannten Punkten erfolgt eine kurze Einschätzung:\r\n• Die Verwendung von örtlich und/oder zeitlich besser aufgelösten Habitatvariablen\r\nEine weitere Verbesserung und Validierung ist sicherlich möglich und sollte auch vollzogen werden, aus Sicht des BWE ist dies aber für die Einführung der Probabilistik für den Rotmilan keine zwingende Voraussetzung. Gleichwohl ist die Verwendung von örtlich und/oder zeitlich besser aufgelösten Habitatvariablen bereits Teil des Folgeauftrags der UAG 2 zur Einführung der Probabilistik in Genehmigungsverfahren, die den Rotmilan betreffen und wird entsprechend Berücksichtigung finden.\r\n• Bessere empirische Schätzung der Mikroavoidance mit höherer räumlicher Auflösung\r\nDer Wert der Mikroavoidance, also dem Ausweichen der Rotorblätter, wurde in der Pilotstudie für den Rotmilan mit 98 Prozent festgesetzt.\r\nAnhand der aktuellen Forschungsergebnisse aus dem „Fachgutachten zur Ermittlung des Flugverhaltens des Rotmilans im Windparkbereich unter Einsatz von Detektionssystemen in Hessen“26 ist jedoch eine weitere Präzisierung des Werts auf rund 99 Prozent fachlich gerechtfertigt, da dieser Wert bereits als richtig angenommen und durch die genannte Studie nun bestätigt werden konnte. Dies wäre im weiteren Anpassungsprozess auf Basis wissenschaftlicher Erkenntnisse entsprechend einzupflegen, was eine Verringerung des Kollisionsrisikos um den Faktor 2 bedeuten würde.\r\n3.2 Methode zur Berechnung des vorhabenbezogenen Kollisionsrisikos\r\nEs gibt mehrere Modelle zur Abschätzung des Vogelschlagrisikos. Die Autor*innen der Pilotstudie wählen ein mechanistisches Kollisionsrisikomodell, welches in Kombination mit einer empirisch fundierten Raumnutzungsprognose/Habitatmodell ein geeignetes Werkzeug darstellt, eine realistische Berechnung von vorhabenbezogenen Kollisionsrisiken vorzunehmen. „Als rechnerisches Resultat des Hybrid-Modells kann für jede beliebige (reale oder hypothetische/geplante) Situation das vorhabenbezogene Kollisionsrisiko prognostiziert werden, i. d. R. pro Nest/Individuum und Saison (an einer WEA).“27\r\nDie folgende Abbildung gibt Aufschluss darüber, wie umfangreich das Hybrid-Modell verschiedene Parameter berücksichtigt und aus welchen Kernkomponenten sich die Methode zur Berechnung eines vorhabenbezogenen Kollisionsrisikos zusammensetzt. Dabei ist festzuhalten, dass in dieser\r\n26 ARSU & Oekofor (2023), S. 3.\r\n27 Vgl. Mercker (2023), S. 16.\r\n11 von 23\r\nvereinfachenden Darstellung auf bestimmte Parameter aus Gründen der Übersichtlichkeit verzichtet wurde28.\r\nAbbildung 1: Schematische Darstellung der Datengrundlage und Vorgehensweise zur Entwicklung und Parametrisierung des Hybrid-Modells29\r\nDie Autor*innen der Pilotstudie grenzen sich von bisherigen, simplifizierten Betrachtungen zur Signifikanzbewertung ab. Ihrer Einschätzung nach würden z.B. abstandsbasierte Regelungen der Realität oft nicht gerecht, wodurch die Gefahr der Fehleinschätzung der lokalen Konstellation hoch wäre.30 Sie führten in der Regel dazu, dass aus unnötig übertriebener Vorsorge ein viel höheres Kollisionsrisiko angenommen wird, als tatsächlich vorliegt, aber auch falsch negative Ergebnisse seien theoretisch denkbar.\r\nFür die vereinfachten bisherigen Methoden, so zum Beispiel die abstandsbasierten Ansätze, lägen zudem keine empirische Validierung der geschätzten Kollisions-Größenordnungen vor.31 Das bedeutet, dass die für das Hybrid-Modell geforderte Validierung für kein bisheriges Instrument der Signifikanzbewertung vorgenommen wurde. Eine entsprechende Forderung ist insofern weder plausibel noch gerechtfertigt. Allerdings liegt für die Probabilistik ein wissenschaftlicher Review-Prozess vor, was ihr aus wissenschaftlicher Sicht einen Vorteil einräumt. Demgegenüber lässt die HPA, welche bereits früher eingeführt werden sollte, sämtliche wissenschaftlichen Überprüfungen oder empirische Validierungen vermissen. Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass die Probabilistik ein lernendes System ist und fortlaufend an neue Erkenntnisse (bspw. besser aufgelöste Daten) angepasst werden kann. Dieser fortlaufende Anpassungsprozess ist jedoch keine grundsätzliche Voraussetzung für die Einführung der Methode .\r\nDas Hybrid-Modell kann die erwähnten komplexen Zusammenhänge in Zusammenspiel mit den lokalen Gegebenheiten bei einer gleichzeitig sehr geringen Rate an Unsicherheit aufbereiten. Für den Rotmilan\r\n28 Anlagendimensionen und Anlagentechnik, Meidung der WEA durch den Vogel, Wahrscheinlichkeit der Kollision beim Durchflug durch den Rotorbereich u.a. in Abhängigkeit von der Körpergröße des Vogels.\r\n29 Vgl. Mercker (2023), in Anlehnung an Abbildung 3.2, S. 21.\r\n30 Vgl. Ebd., S. 74.\r\n31 Vgl. Ebd.\r\n12 von 23\r\nliegt das Konfidenzintervall32 in der Pilotstudie bei 95 Prozent. Das bedeutet, dass mit 95-Prozent-iger Wahrscheinlichkeit der tatsächliche Wert für das Kollisionsrisiko innerhalb dieses Rahmens liegt. Ein 95-prozentiges Konfidenzintervall stellt einen sehr engen Rahmen und damit sehr geringe Unsicherheiten dar und entspricht dem in der Wissenschaft üblichen Standard für die Bewertung der Ergebnisse statistischer Analysen.\r\n3.3 Anforderungen an die Probabilistik gemäß dem Prüfbericht der Bundesregierung\r\nDie Bundesregierung hatte den Auftrag, die mögliche Einführung einer probabilistischen Methode zur Bewertung der Signifikanz im Sinne des Tötungs- und Verletzungsverbots (§ 44 Abs. 5 Nummer 1 BNatSchG) zu prüfen33 und hat am 15.12.2023 diesen Prüfbericht dem Bundestag zugeleitet34. Es ist begrüßenswert, dass der Bericht klarstellt, dass die Probabilistik als Instrument zur Signifikanzbestimmung geeignet ist, dem aktuellen fachwissenschaftlichen Erkenntnisstand entspricht und in ihrer Ausgestaltung in Form des bereits beschriebenen „Hybrid-Modells“ der Habitatpotentialanalyse deutlich überlegen ist. Der Bericht bejaht grundsätzlich die Möglichkeit der Anwendung der Probabilistik in Genehmigungsverfahren.35\r\nDer Prüfbericht enthält allerdings auch Feststellungen, die aus Sicht des BWE kritisch bzw. falsch sind und die an dieser Stelle kurz beleuchtet werden sollen. Eine ausführliche Auseinandersetzung mit dem Prüfbericht der Bundesregierung liegt in Form der Stellungnahme des BWE zum Prüfbericht vor.\r\n3.3.1 Validierung\r\nDer Prüfbericht beschreibt in Bezug auf die Validierung der Signifikanzschwelle folgendes: „Darüber hinaus soll die Herleitung und Setzung der Signifikanzschwelle an einer größeren Anzahl von praktischen Fällen überprüft werden, um die Folgen der Schwellenwertsetzung abschätzen zu können.“\r\nEine solche Validierung ist weder zielführend noch notwendig, noch wurde dieser Maßstab an alle bisherigen Instrumente zur Signifikanzbestimmung angelegt. Die Validierung eines gesetzten Schwellenwerts würde genaugenommen eine Beobachtung eines oder einiger weniger Individuen über 20 Jahre Betriebsdauer der betreffenden Windenergieanlage bedeuten. Dabei müssten die Vögel entsprechend telemetriert und die Todesursache exakt geklärt werden. Selbst dann wären Einzelfälle nicht aussagekräftig, da die Probabilistik Eintrittswahrscheinlichkeiten berechnet.\r\nDer Vorteil der Probabilistik liegt vielmehr darin, Aussagen über mögliche populationsbezogene Auswirkungen treffen zu können. Diese sind nach der flächendeckenden Einführung der Probabilistik zu validieren. Etwaige Abweichungen bedürfen der genauen Feststellung der Ursachen für etwaige\r\n32 In der Regel werden durchschnittliche Werte anhand einer Stichprobe berechnet. Das Konfidenzintervall ist ein statistisches Intervall, das den tatsächlichen Mittelwert, den tatsächlichen Parameter mit einer bestimmten Erfolgsaussicht für eine Grundgesamtheit, also über die Stichprobe hinausgehend, berechnet.\r\n33 Gemäß § 74 Absatz 6 BNatSchG\r\n34 Bericht der Bundesregierung zum Prüfauftrag zur Probabilistik nach § 74 Absatz 6 Satz 1 BNatSchG - LINK. Im Folgenden Prüfbericht (2023).\r\n35ebd., S. 11f.\r\n13 von 23\r\nnegative populationsrelevante Auswirkungen und erst dann sollte der Schwellenwert entsprechend angepasst werden.\r\nWie bereits in Kapitel 3.1 beschrieben und im Prüfbericht selbst festgehalten36, ist die Probabilistik in ihrer Aussagekraft der HPA klar überlegen, da sie deutlich mehr Parameter einbezieht, zielgenau berechnet und ein deutlich differenzierteres Bild liefert. Die Probabilistik (Hybrid-Modell) ist daher keinesfalls eine der HPA \"gleichwertige“ Methode37 oder eine „ergänzende Methode“38 wie im Prüfbericht an anderer Stelle festgehalten wird. Die Probabilistik ist aufgrund ihrer fachwissenschaftlichen Fundiertheit vielmehr der HPA gegenüber klar als überlegene Methode zu verankern. Es sei darauf hingewiesen, dass sich der Prüfbericht an dieser Stelle selbst widerspricht, denn der Feststellung der Gleichwertigkeit von HPA und Probabilistik geht die Beschreibung der Probabilistik als deutlich differenziertere und damit überlegene Methode voraus.39\r\n3.4 Zusammenfassung\r\n• Da bisherige Methoden relativ ungenau sind, hat man in der Praxis einen übersteigerten Vorsorgeansatz40 verfolgt, um „auf Nummer sicher zu gehen“. Es wurde versucht, sich einem über die eigentlichen rechtlichen Anforderungen hinausgehenden „Nullrisiko“ anzunähern.\r\n• Probabilistische Ansätze im Allgemeinen und das vorgestellte Verfahren (Hybrid-Model) im Besonderen stellen eine enorme Verbesserung gegenüber rein abstandsbasierten Ansätzen dar, da sie eine objektive und sachgerechte Bewertung unter Einbeziehung aller maßgeblichen art-, gebiets- und anlagenspezifischen Parameter ermöglichen.41 Diesen Vorteil bieten das Hybrid-Modell und die Probabilistik im Übrigen auch gegenüber allen anderen Ansätzen der Signifikanzbetrachtung, von der reinen Abstandsbetrachtung über die Raumnutzungsanalyse bis zur HPA, die relevante Parameter nur in sehr begrenztem Rahmen (Habitate und/oder Flugbewegungen, ggf. anlagenspezifische Parameter) mit in die Betrachtung einbeziehen.\r\n• Je weniger das Kollisionsrisiko beeinflussende Parameter bei einer Bewertungsmethode herangezogen werden, desto unpräziser ist ihr Bewertungsergebnis und desto weniger ist die entsprechende Herangehensweise dazu geeignet, die eigentlich vom § 44 BNatSchG aufgeworfene Frage nach einem signifikant erhöhten Tötungsrisiko zu beantworten.\r\n• Die Probabilistik ist damit als präzisestes und wissenschaftlich fundiertes Instrument der Signifikanzbewertung allen anderen bisherigen Methoden der Signifikanzbewertung vorzuziehen und als solches im Gesetz zu verankern.\r\n36 Prüfbericht (2023), S. 4ff\r\n37 Ebd., S. 8\r\n38 Ebd., S. 9\r\n39 Ebd., S. 6.\r\n40 Kollisionen von Vögeln mit WEA sind sehr seltene Ereignisse. Vgl. Grünkorn et. al: Ermittlung der Kollisionsraten von (Greif-)Vögeln und Schaffung planungsbezogener Grundlagen für die Prognose und Bewertung des Kollisionsrisikos durch Windenergieanlagen (PROGRESS), Zusammenfassung (2016) - LINK.\r\n41 Probabilistische Risikoanalysen sind in anderen Bereichen längst Standard und werden erfolgreich zur Bewertung und Einschätzung von Risiken eingesetzt. Das betrifft bspw. Risiken von Industrieanlagen, aber auch Bereiche, in denen es um die menschliche Sicherheit geht.\r\n14 von 23\r\n• Für die Ergebnisse des Hybrid-Modells (Rotmilan) liegt das Konfidenzintervall bei 95 Prozent. Dieser Wert entspricht dem Standard zur Bestimmung von Konfidenzintervallen in der Wissenschaft. Der Rahmen für Unsicherheiten ist sehr klein, d.h. die Ergebnisse der Probabilistik sind sehr genau.\r\n4 Perspektive für eine Weiterentwicklung des probabilistischen Modells zur wirksamen Anwendung in der Praxis\r\nDie probabilistische Berechnung selbst ist, wie im bisherigen Text herausgearbeitet, die bisher einzige Methode, die tatsächlich in der Lage ist, das vom Gesetz geforderte Kollisionsrisiko (Tötungs- und Verletzungsrisiko) an Windenergieanlagen zu ermitteln. Für die Durchführung der Rechnung sowie die Bewertung des Ergebnisses sind die Eingangsparameter sowie ein Signifikanzschwellenwert (welcher bestimmt, ob das für die Anlage ermittelte Risiko „signifikant erhöht“ ist oder nicht) nötig. Beide Aspekte werden im Folgenden genauer betrachtet.\r\n4.1 Eingangsparameter\r\nDas Hybrid-Modell ist in seinem Ergebnis nicht nur, aber insbesondere und in hohem Maße, vom Parameter der Ausweichrate abhängig. Die für den Rotmilan in der Pilotstudie angesetzte Ausweichrate für die Micro-Avoidance, also dem Ausweichen einzelner Rotorblätter beträgt 98 Prozent.\r\nDer Parameter der Ausweichrate ist äußerst sensitiv. Bereits eine Erhöhung der Ausweichrate auf 99 Prozent für die Micro-Avoidance, wie in Kapitel 3.1 begründet gefordert, würde eine Verringerung des Kollisionsrisikos um die Hälfte bedeuten.\r\nDer Wert sollte gesicherten Erkenntnissen entsprechen und Eingang in die Berechnung finden. Vorsorgliche Annahmen sind bei wissenschaftlich gesichert vorliegenden Daten nicht nötig. Da die Ausweichrate empirisch zu ermitteln ist, sollte hier jeweils der aktuelle und fundierteste Stand der Wissenschaft gewählt werden.\r\n4.2 Auswirkungen auf Schutzmaßnahmen\r\nDer Einfluss verschiedener Schutzmaßnahmen, insbesondere der in Anlage 1 Abschnitt 2 BNatSchG genannten, kann perspektivisch in die Berechnung des Kollisionsrisikos einbezogen werden und entsprechend ausgleichend/risikomindernd wirken.\r\nDies kann im Einzelfall dazu führen, dass entgegen der Aussage des § 45b Abs. 3 Satz 2 BNatSchG eine der dort genannten Schutzmaßnahmen nicht ausreichend ist, um ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko unter die Signifikanzschwelle zu senken. Viel häufiger ist allerdings davon auszugehen, dass auf Basis einer konkreten Risikobetrachtung genau die Schutzmaßnahme ausgewählt werden kann, die ausreichend ist, um das Tötungs- und Verletzungsrisiko unter die Signifikanzschwelle zu senken. Zukünftig kann so bspw. die Größe einer Ablenkfläche an das tatsächliche Erfordernis angepasst werden oder genau der Zeitraum für eine Abschaltung der Anlage gewählt werden, der ausreicht, um das Risiko unter die Signifikanzschwelle zu senken.\r\n15 von 23\r\n4.3 Datenverfügbarkeit für die als kollisionsgefährdet gelisteten Brutvogelarten\r\nDie vorgestellte Pilotstudie und das darin erarbeitete Hybrid-Modell wurden vornehmlich für die Art Rotmilan erarbeitet. Für den Rotmilan liegen die für das Hybrid-Modell benötigten Eingangsdaten von telemetrierten Rotmilanen sowie aus weiteren Quellen in weit mehr als ausreichender Menge vor.42\r\nFür andere der insgesamt 15 als kollisionsgefährdet geltenden Brutvogelarten entsprechend Anlage 1 Abschnitt 1 zu § 45b BNatSchG liegen teilweise deutlich weniger Daten vor. Nichtsdestotrotz kann in Rücksprache mit den Autor*innen der Pilotstudie davon ausgegangen werden, dass für die Arten Schwarzmilan, Weißstorch sowie Fisch- und Seeadler ausreichend Daten vorliegen, um das Hybrid-Modell auch auf diese Arten bereits jetzt anwendbar zu machen.\r\nDaher sollte auch für diese und die übrigen Arten die Probabilistik schnellstmöglich für die Praxis nutzbar gemacht werden, da sie bei Übertragungen und Annahmen deutlich genauer ist als bspw. der Verordnungsentwurf für die Habitatpotentialanalyse. Dafür müssen nicht für alle Vögel der Artenliste Telemetrie-Daten vorliegen. In England werden Kollisionsrisikomodelle seit vielen Jahren eingesetzt und weiterentwickelt. Die dort verwendeten Datenmengen sind deutlich geringer und es wird viel mit begründeten Annahmen und Analogien gearbeitet. Die bisher überprüften Annahmen, die dort Verwendung finden, entsprechen sehr genau den in Deutschland erarbeiteten Werten. So wird bspw. die Ausweichrate für den Rotmilan mit 99 Prozent angesetzt.\r\nEine finale Aussage über mögliche vorhandene, aber noch nicht erschlossene Datensätze für alle übrigen Arten entsprechend der Liste (Anlage 1 Abschnitt 1 zu § 45b BNatSchG) lässt sich zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht treffen. Es ist jedoch davon auszugehen, dass für den Großteil der in der Artenliste genannten Arten in kurzer Frist Daten verfügbar gemacht werden könnten. Hinzu kommt, dass beim Vorliegen weiterer oder besserer relevanter Daten diese im Zuge einer Aktualisierung in das Modell eingespeist werden können und dieses dadurch verbessert wird. Ein entsprechender Aktualisierungsvorgang der Probabilistik könnte im Zuge eines offiziellen Turnus erfolgen.\r\n4.4 Zusammenfassung\r\n• Die Ausweichrate ist stets an den aktuellen Stand der Forschung und Wissenschaft anzupassen.\r\n• Für den Rotmilan gilt eine Ausweichrate zwischen 98,3 und 99,1 Prozent als gesichert.43 Die Ausweichrate ist für die Probabilistik entsprechend von bisher 98 auf 99 Prozent anzuheben.\r\n• Schutzmaßnahmen können und sollten in der Probabilistik perspektivisch in der Berechnung des Kollisionsrisikos berücksichtigt werden. Die verfügbaren Telemetriedaten für den Rotmilan sind mehr als ausreichend für eine schnelle Einführung der Probabilistik für den Rotmilan.\r\n• Auch für weitere Arten dürften ausreichend Daten vorliegen. Das ist schnellstmöglich zu prüfen und die Probabilistik entsprechend auch für diese Arten einzuführen.\r\n42 Die Pilotstudie konnte unter anderem auf die Daten von Life-Eurokite zurückgreifen. Die Daten von Life-Eurokite beruhen auf Telemetriedaten von Rotmilanen. Von 2013 bis 2022 wurden insgesamt 2.261 Rotmilane mit GPS-Sendern versehen und getrackt.\r\n43 ARSU & Oekofor (2023), S. 3.\r\n16 von 23\r\n5 Schwellenwert: Relevanz, Ermittlung und Vorschläge\r\nJegliche Signifikanzbewertung steht vor der Herausforderung, dass ein Schwellenwert als Bemessungsgrundlage für die „Signifikanz“44 politisch gesetzt werden muss. Der Schwellenwert besagt, dass bei Überschreitung dieses Wertes von einem deutlich (signifikant) erhöhten Tötungs- und Verletzungsrisiko für eine Art auszugehen ist und der Tatbestand des Tötungs- und Verletzungsverbots entsprechend § 44 Abs. 1 Nummer 1 BNatSchG damit erfüllt ist.\r\nAlle bisherigen Setzungen von Schwellenwerten entsprechend den Vorgaben des § 44 Abs. 5 Nummer 1 BNatSchG können lediglich als Annäherungen an die Signifikanzbewertung bezeichnet werden. Radiale Abstandsvorgaben oder auch die Ableitung von „deutlich erhöhter Aktivität“ anhand von Aufenthaltswahrscheinlichkeiten und über die Analyse bestimmter Habitate haben elementare Schwachpunkte:\r\nDie bisherigen Ansätze zur Bestimmung bzw. Annäherung an die Bestimmung des Kollisionsrisikos beziehen lediglich einen45 oder nur wenige46 für die Bestimmung des Kollisionsrisikos maßgebliche Faktoren ein. Sie stellen somit eine Simplifizierung dar, die aufgrund der mittlerweile vorhandenen fachwissenschaftlichen Erkenntnisse47 zum Kollisionsrisiko von Großvögeln an WEA nicht erforderlich und nicht sachgerecht ist.\r\nDie daraus abgeleiteten Schwellenwerte sind aufgrund dieser Beschränkung auf einzelne oder wenige Faktoren in ihrer Aussagekraft stark limitiert und/oder in ihrer (Über-)Bewertung des Kollisionsrisikos übertrieben vorsorglich bzw. verzerrt. Denn wie Urteile des BVerfG aufzeigen, ist die bloße Anwesenheit von geschützten Arten im Bereich von WEA noch kein Nachweis eines signifikant erhöhten Tötungsrisikos.\r\nDie Folge sind auf einem starken Vorsorgegedanken beruhende, sehr konservative Schwellenwerte, welche aufgrund der inzwischen vorliegenden umfassenden Erkenntnisse zum tatsächlichen Kollisionsrisiko zumindest von Rotmilanen nicht mehr sachgerecht sind und der Vorgabe des überragenden öffentlichen Interesses und der öffentlichen Sicherheit von Erneuerbaren Energien nicht gerecht werden. Hinzu kommt, dass man mögliche populationsbiologische Folgen dieser Schwellenwerte bisher gar nicht oder nur sehr begrenzt und mit erheblichem Aufwand bestimmen kann.\r\nIm maßgeblichen Unterschied zu diesen bisherigen Schwellenwertsetzungen orientiert sich der Wert für die Probabilistik erstmals an der eigentlich zu bemessenden Größe, nämlich dem statistischen und damit quantifizierbaren Kollisionsrisiko48. Das heißt, er entspricht konkret den Anforderungen der\r\n44 sog. Signifikanztheorie des BVerwG (BVerwG, Urteil vom 09. Juli 2008, Rn. 91); vgl. auch § 44 Absatz 5 Nummer 1 BNatSchG.\r\n45 Bspw. Abstand zwischen Brutplatz und Standort der WEA.\r\n46 Bspw. Abstand und Habitatqualität.\r\n47 Vgl. zum Ausweichverhalten und zum windgeschwindigkeitsabhängigen Flugverhalten ARSU & Okeofor (2023); Zur Flughöhenverteilung vgl. Pfeiffer, Meyburg (2022); vgl. aber auch die überwiegend stabilen oder positiven Bestandsentwicklungen der nach Anlage 1 Abschnitt 1 zu § 45b BNatSchG definierten kollisionsgefährdeten Arten entsprechend Vogelschutzbericht 2019 - LINK.\r\n48 Vgl. BVerfG, Beschluss vom 23.10.2018 – 1 BvR 2523/13 –, Rn. 32; ausdrücklich „Wahrscheinlichkeit der Tötung“ OVG Lüneburg, Urteil vom 10.01.2017 – 4 LC 197/15, Rn. 63.\r\n17 von 23\r\nRechtsprechung49 und lässt darüber hinaus eine greifbare Bewertung möglicher Konsequenzen zu. Der Wert erlaubt somit, im Unterschied zu allen bisherigen Schwellenwerten, eine Abschätzung möglicher populationsbiologischer Folgen. Das ist im Übrigen die Voraussetzung für die (artspezifische) Bemessung der geplanten Artenhilfsmaßnahmen im Rahmen der Artenhilfsprogramme sowie für das Monitoring bzw. die Erfolgskontrolle dieser Maßnahmen.\r\n5.1 Vorschlag zur Setzung einer Signifikanzschwelle für die Probabilistik\r\nDie Setzung einer Signifikanzschwelle sollte auf Basis eines politischen Abwägungsprozesses erfolgen. Dabei sind die potenziellen Auswirkungen des Schwellenwerts auf die Population einer Art unter Beachtung der rechtlichen Vorgaben zu den Zielen des Artenschutzes auf europäischer und nationaler Ebene sowie die gesellschaftlich-politischen Beschlüsse zur Energiewende zu berücksichtigen.\r\nAus Sicht des BWE ist es zwingend erforderlich, bei der Ermittlung der Signifikanzschwelle den Faktor „Klimaschutz“ zu berücksichtigen und ggf. mit Artenhilfsmaßnahmen zu stützen. Neben drastischen sozialen und wirtschaftlichen Auswirkungen stellt der Klimawandel auch eine direkte Bedrohung für die Existenz tausender Arten und ihrer Lebensräume in Deutschland und weltweit dar. Im Gegensatz zu anderen Vorhaben wie Verkehr, Gewerbeflächen, etc. handelt es sich bei der Windenergienutzung um eine zentrale Maßnahme gegen den Klimawandel.50 Diese positive Wirkung von WEA auf die Biodiversität ist im Vergleich zu anderen Vorhabentypen mit ausschließlich negativer Wirkung zwingend in Form höherer Schwellenwerte zu berücksichtigen.51\r\nDie Signifikanzschwelle muss aus Sicht des BWE den Ausbau der Windenergie an Land so weit ermöglichen, dass die gesetzten Ziele des Zubaus bis 2030 erreicht werden können und sich auf die aktuellen fachlichen Erkenntnisse stützen. Dieser Wert hat somit, als klar definierter Wert, frei von Vorsorgewerten und „Puffern“ zu sein.\r\nGrundsätzlich ist es möglich, einen Schwellenwert in Bezug zu einer einzelnen Windenergieanlage oder aber den Anlagen eines Vorhabens zu setzen. Diese Unterscheidung hat jeweils Auswirkungen auf den Schwellenwert, daher wird im Folgenden kurz erläutert, worauf es dabei ankommt.\r\nBezugspunkt für den Schwellenwert: Anlagen eines Vorhabens bzw. eines Windparks\r\nIm Kontext der Auswirkungen eines Vorhabens nach § 2 Absatz 2 UVPG kann ein Schwellenwert für die Anlagen eines Vorhabens gesetzt werden. Auf gleiche Weise erfolgt die Betrachtung etwa bei der Ermittlung von Schallimmissionen oder Schattenwurf eines Vorhabens. Auch bei der Berücksichtigung etwaiger Barrierewirkungen im Sinne des § 44 Abs. 1 Nummer 2 BNatSchG werden die Anlagen eines Vorhabens zusammen betrachtet.\r\nDabei ist klarzustellen, dass die Bestimmung des Kollisionsrisikos an jeder Anlage eines Vorhabens einzeln berechnet wird. Lediglich in der Bewertung des Vorhabens werden diese einzelnen Kollisionsrisiken addiert und in Bezug zu einem Signifikanzschwellenwert gesetzt.\r\n49 Vgl. auch Sailer (2023), S. 50.\r\n50 Vgl. § 2 EEG: „Die Errichtung und der Betrieb von Anlagen sowie den dazugehörigen Nebenanlagen liegen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit.“\r\n51 Vgl dazu auch BWE-Positionspapier: Ermittlung und Bewertung der Tötungswahrscheinlichkeit von kollisionsgefährdeten Brutvögeln an Windenergieanlagen, S. 15 - LINK.\r\n18 von 23\r\nBei dieser Betrachtung ist ein Schwellenwert entsprechend höher anzusetzen als beim Bezugspunkt der Einzelanlage für den Schwellenwert. Auswirkungen etwaiger bereits bestehender Anlagen oder Windparks außerhalb des betrachteten Vorhabens sind auch in dieser Betrachtung explizit auszuschließen. Diese zählen als Bestandsanlagen zur Umwelt des Brutpaares und sind damit Teil des allgemeinen Lebensrisikos.\r\nDer BWE hat im Sinne der Betrachtung der Anlagen eines Vorhabens in der Vergangenheit einen relativen Schwellenwert von 50 Prozent vorgeschlagen.52\r\nBezugspunkt für den Schwellenwert: die Einzelanlage\r\nGleichwohl kann im Sinne des § 67 Abs. 9 BImSchG auch die Einzelanlage als Bezugspunkt für einen Schwellenwert gesetzt werden.\r\nDie Bestimmung und Bewertung des Kollisionsrisikos würde in diesem Fall an jeder Einzelanlage erfolgen. Für ein solches Vorgehen ist ein entsprechend niedrigerer Wert für die Signifikanzschwelle zu erwarten. So hat der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) in der Vergangenheit in Bezug der Signifikanzschwelle auf die Einzelanlage einen Schwellenwert von 10 Prozent vorgeschlagen.53\r\nFür Repoweringvorhaben ist eine Signifikanzschwelle nicht notwendig. Für diese könnte das Hybrid-Modell direkt für einen Vergleich zwischen Bestandspark und Neuplanung Anwendung finden.\r\nRegelvermutungen des § 45b BNatSchG und HPA\r\nEine Einordnung der Probabilistik in das System der Regelvermutungen des § 45b BNatSchG und die Ergebnisse einer HPA ist nicht angemessen und entsprechend abzulehnen. Eine solche Absicht legen bestimmte Formulierungen im Probabilistik-Prüfbericht nahe, wo in Kap. 4.1 unter „Erprobung und Evaluierung“ steht, dass ein „Vergleich der Ergebnisse im Verhältnis zu den Regelvermutungen insbesondere vor dem Hintergrund der als gleichwertig anerkannten Methoden (HPA)“ erfolgen soll.54 Die Berechtigung eines derart statischen Systems der Prüfbereiche schwindet, wenn eine fachlich geeignetere Methode mit höherer Indikatorfunktion zur Verfügung steht. Der fachlich unterlegene Ansatz der HPA kann jedoch keinesfalls die Ergebnisse der überlegeneren Methode Probabilistik beeinflussen und damit verfälschen.\r\nEine Eingliederung der Probabilistik über den Schwellenwert in das System aus Prüfbereichen wird zudem das Erfordernis mit sich bringen, den gleichen Bewertungsmaßstab zu wählen. Dem schablonenhaften System entsprechend wird als Ergebnis der Probabilistik also ein grundsätzlich signifikant erhöhtes Tötungsrisiko im Nahbereich, ein fast immer signifikant erhöhtes Tötungsrisiko im zentralen Prüfbereich und ein manchmal signifikant erhöhtes Tötungsrisiko im erweiterten Prüfbereich stehen müssen – unabhängig von den realen, in der Probabilistik berücksichtigten Gegebenheiten und dem daraus konkret berechenbaren Kollisionsrisiko. Unabhängig von realen Gefährdungen würden\r\n52 BWE (2022): Ermittlung und Bewertung der Tötungswahrscheinlichkeit von kollisionsgefährdeten Brutvögeln an Windenergieanlagen (überarbeitet), S. 15 - LINK\r\n53 BDEW (2021): Anwedungshilfe zur Bestimmung der signifikanten Erhöhung des Tötungsrisikos von Brutvögeln an Windenergieanlagen gem. § 44 BNatSchG - LINK\r\n54 Bundesregierung (2023): Bericht zur Prüfung der Einführung einer probabilistischen Methode zur Berechnung der Kollisionswahrscheinlichkeit von Brutvögeln bei Windenergieanlagen an Land, S. 8 - LINK\r\n19 von 23\r\nunbegründet extrem restriktive Schwellenwerte entstehen, so dass in Nah- und zentralem Prüfbereich die Regelvermutungen auch in gewünschtem Maße bestätigt würden. Das wäre nicht sachgemäß und würde fachwissenschaftlichen Evidenzen sowie gesellschaftlichem und politischen Interesse entgegenstehen.\r\n5.2 Absoluter Schwellenwert oder relativer Schwellenwert\r\nAbsoluter Schwellenwert\r\nDie Signifikanzschwelle kann maßgeblich auf zwei unterschiedlichen Wegen gesetzt werden. Für die Setzung eines absoluten Schwellenwerts wird ein prozentualer Wert als vorhabenbezogener Risikowert für ein bestimmtes Individuum pro Anlage und Jahr bestimmt. Dieser Wert gilt dann als überschritten, wenn die Summe der berechneten Kollisionsrisiken der Einzelanlagen eines Vorhabens den gesetzten Schwellenwert für ein Windenergievorhaben überschreiten. Setzt man bspw. einen Wert von 5 Prozent, so bedeutet dies einerseits, dass die Summe der Kollisionsrisiken der einzelnen WEA des zu bewertenden Vorhabens diesen Wert nicht überschreiten darf.\r\nDie Folgen für populationsbiologische Entwicklungen lassen sich aus einem absoluten Schwellenwert nur sehr begrenzt ableiten, da die für Windenergievorhaben erfassten und bewerteten Individuen lediglich aus einem kleinen Teil der Gesamtpopulation, nämlich aus den „Brutpaaren“, bestehen. Das heißt, ein großer Teil der übrigen Population würde in dieser Betrachtung keine Berücksichtigung finden.\r\nEin Rückschluss auf populationsbiologische Entwicklungen ausschließlich anhand des berechneten Kollisionsrisikos an Windenergievorhaben für Brutpaare würde somit schnell in einer Überbewertung von Kollisionsrisiken an Windenergieanlagen im Hinblick auf populationsbiologische Entwicklungen münden.\r\nRelativer Schwellenwert\r\nAusgangspunkt für die Bestimmung eines relativen Schwellenwerts für das vorhabenbezogene Tötungsrisiko ist das vorhabenunabhängige Grundrisiko oder allgemeines Lebensrisiko. Die Herleitung eines Schwellenwerts kann über eine feste Setzung eines artunabhängigen Prozentsatzes, um den sich das Grundrisiko des jeweiligen Individuums vorhabenbedingt erhöhen darf, erfolgen. Im Hinblick auf die tatsächliche Signifikanz einer Erhöhung des Gesamtrisikos wäre dies die adäquatere Methode und würde über das allgemeine Lebensrisiko eine artspezifische Bewertung ermöglichen, ohne dass ein artspezifischer Schwellenwert festgelegt werden muss, der Arten bevor- oder benachteiligt.\r\nDas vorhabenbezogene Risiko darf das Grundrisiko nicht mehr als [X] Prozent des Grundrisikos erhöhen (X Prozent = Signifikanzschwelle). Vorhabenbezogenes Risiko = Allgemeines Lebensrisiko x Relativer Schwellenwert\r\nAus einem solchen relativen Schwellenwert lässt sich leicht ein absoluter Schwellenwert berechnen. Beträgt bspw. der relative Schwellenwert 25 Prozent als Kollisionsrisiko für ein Vorhaben und das vorhabenunabhängige Grundrisiko (allgemeine Mortalität) 20 Prozent, so wäre man wiederum bei einem absoluten Schwellenwert von 5 Prozent (0,25 x 20). Dann würde die Mortalität des betroffenen Individuums von aktuell 20 auf zukünftig 25 Prozent ansteigen, die statistische Lebensdauer reduziert sich von fünf auf vier Jahre.\r\n20 von 23\r\nDadurch kann die Windenergie – sofern das Grundrisiko periodisch und belastbar ermittelt würde – auch im Kontext aller natürlichen und anthropogenen Gefahrenquellen populationsbiologisch bewertet werden sowie die Relevanz potentieller Artenhilfsmaßnahmen abgeleitet werden.\r\nDieses Vorgehen erfordert plausible Werte für das Grundrisiko, deren Ermittlung aus Telemetrieuntersuchungen einer ausreichend großen Stichprobe an Individuen zwar möglich ist, gegenwärtig jedoch noch nicht allgemein durchgeführt wurde und daher vorerst einer Ableitung aus den bestehenden Daten bedarf. Man kann die Mortalität aber auch aus den Bestandsdaten und deren Entwicklung berechnen, sofern man andere Größen wie etwa die Geburtenrate kennt. Das wäre ohne zusätzliche Datenerfassungen möglich und könnte eine Übergangslösung darstellen.\r\nBeispiele mit Bezug zu Einzelanlagen und zum Gesamtwindpark\r\nDas folgende Beispiel beschreibt die fiktive Planung eines Windparks aus drei Windenergieanlagen in unterschiedlicher Entfernung zu einem Rotmilanhorst und in unterschiedlichen Habitaten. Auf Basis der probabilistischen Methode lässt sich für jede Anlage ein Kollisionsrisiko berechnen.\r\nDer als Maßstab herangezogene fiktive Schwellenwert kann sich auf einzelne Windenergieanlagen oder auf den gesamten Windpark beziehen. Daraus ergeben sich verschiedene Risikobewertungen und Minderungsmaßnahmen. Dies illustrieren die folgenden Beispiele, die mit dem Schwellenwert für Einzelanlagen starten. Windpark WEA 1 WEA 2 WEA 3 Erste Planung\r\nEntfernungen zu einem Rotmilanhorst\r\n700 m Entfernung auf Grünland\r\n900 m Entfernung auf Acker\r\n1.000 m Entfernung im Fichtenforst\r\nRotorblattunterkante\r\n60 m\r\n60 m\r\n60 m Kollisionsrisiken\r\nSignifikanzschwellenwert\r\n1,0 %\r\n1,0 %\r\n1,0 %\r\nEinzel-Kollisionsrisiken\r\n3,7 %\r\n0,8 %\r\n0,6 %\r\nBewertung\r\nWEA 1 liegt über dem Schwellenwert; WEA 2 und WEA 3 liegen hingegen darunter. Daher müssen nur Maßnahmen für WEA 1 ergriffen werden. Mögliche Maßnahmen\r\nRotorblattunterkante\r\nErhöhung auf 80 m\r\n--\r\n--\r\nVerschiebung des Standortes\r\nAus dem Grünland hin zum Forst\r\n--\r\n--\r\nVeränderung des Habitats\r\nUmwandlung des Standortes in unattraktiveres Habitat (Mastfußgestaltung)\r\n--\r\n--\r\nAbschaltmaßnahmen\r\n--\r\n--\r\n-- Folgen\r\nReduktion der Einzel-Kollisionsrisiken\r\n0,8 %\r\n0,8 %\r\n0,6 %\r\nAbbildung 1: Beispiel für die Setzung eines absoluten Schwellenwertes bei Bezugnahme auf die Einzelanlagen.\r\n21 von 23\r\nEs folgt das Beispiel mit einem Schwellenwert, der sich auf den gesamten Windpark bezieht.55 Windpark WEA 1 WEA 2 WEA 3 Erste Planung\r\nEntfernungen zu einem Rotmilanhorst\r\n700 m Entfernung auf Grünland\r\n900 m Entfernung auf Acker\r\n1.000 m Entfernung im Fichtenforst\r\nRotorblattunterkante\r\n60 m\r\n60 m\r\n60 m Kollisionsrisiken\r\nSignifikanzschwellenwert\r\n5,0 %\r\nEinzel-Kollisionsrisiken\r\n4,0 %\r\n1,5 %\r\n0,8 %\r\nSumme der Kollisionsrisiken\r\n6,3 %\r\nGesamtbetrachtung des Windparks\r\nDas Gesamtkollisionsrisiko des Windparks liegt über dem Schwellenwert – daher werden Maßnahmen ergriffen. Mögliche Maßnahmen\r\nRotorblattunterkante\r\nErhöhung auf 80 m\r\n--\r\n--\r\nVerschiebung des Standortes\r\nAus dem Grünland hin zum Forst\r\nErhöhung der Entfernung zum Horst\r\n(Micro-Siting)\r\n--\r\nVeränderung des Habitats\r\nUmwandlung des Standortes in unattraktiveres Habitat (Mastfußgestaltung)\r\nAufwertung des Horstumfeldes als Nahrungshabitat\r\n(Ablenkfläche)\r\n--\r\nAbschaltmaßnahmen\r\n--\r\n--\r\n-- Folgen\r\nReduktion der Einzel-Kollisionsrisiken\r\n2,0 %\r\n0,2 %\r\n0,8 %\r\nReduktion des Gesamt-Kollisionsrisikos\r\n3,0 %\r\nAbbildung 2: Beispiel für die Setzung eines absoluten Schwellenwertes bei Bezugnahme auf den gesamten Windpark.\r\n5.3 Zusammenfassung\r\n• Der Schwellenwert für die Probabilistik wird sich erstmals an der von Gesetz und Rechtsprechung geforderten Quantifizierung des Kollisionsrisikos bemessen. Damit können die Folgen des Schwellenwerts im Hinblick auf mögliche populationsbiologische Folgen erstmals konkret berücksichtigt werden und bspw. Artenhilfsprogramme entsprechend ausgerichtet werden.\r\n• Ein absoluter Schwellenwert kann die Bestimmung des Grundrisikos umgehen, macht aber nur sehr ungenaue und verzerrte populationsbiologische Ableitungen möglich.\r\n55 Die dargestellten Kollisionsrisiken sind fiktiv und dienen rein der vorliegenden Beispielrechnung. Ableitungen über die reduzierende Wirkung einzelner Maßnahmen auf reale Vorhaben sind nicht möglich.\r\n22 von 23\r\n• Ein relativer Schwellenwert bedarf der Bestimmung des allgemeinen Lebensrisikos oder Grundrisikos. Exakt ließe sich das aus Telemetrieuntersuchungen einer ausreichend großen Stichprobe an Individuen bestimmen. Übergangsweise kann das allgemeine Grundrisiko anhand bereits verfügbarer Daten abgeleitet werden. Mögliche populationsbiologische Auswirkungen sind so exakter abbild- und überprüfbar.\r\n• Die Signifikanzschwelle muss auf Basis eines politischen Abwägungsprozesses gesetzt werden: Dabei sind die potenziellen Auswirkungen des Schwellenwerts auf die Population einer Art unter Beachtung der rechtlichen Vorgaben zu den Zielen des Artenschutzes auf europäischer und nationaler Ebene sowie die gesellschaftlich-politischen Beschlüsse zur Energiewende zu berücksichtigen.\r\n23 von 23\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\niStock/ BoukeAtema\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner\r\nLukas Schnürpel\r\nFachreferent Planung/Genehmigung/Naturschutz\r\nl.schnuerpel@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nLukas Schnürpel Cornelia Uschtrin\r\nFachreferent Planung/Genehmigung/Naturschutz Referentin Politik\r\nDatum\r\n20. Februar 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-01"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001533","regulatoryProjectTitle":"Net Zero Industry Act ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ef/0b/284851/Stellungnahme-Gutachten-SG2406050061.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nGemeinsame Positionen der Windindustrie – Ausgestaltung & Umsetzung des EU-NZIA\r\nFür ein klimafreundliches Energiesystem und die Verringerung von Abhängigkeiten in Europa ist eine effiziente und resiliente europäische Windenergie-Lieferkette erforderlich. Sie sollte im Gleichgewicht zwischen globalen Lieferketten und der Wertschöpfung in Europa operieren können. Eine langfristig sichtbare und verlässlich wachsende Nachfrage in Europa ist dafür Grundvoraussetzung.\r\nDie Windindustrie unterstützt daher die Ziele des NZIA:\r\n✓\r\nResilienz und Energiesicherheit sicherzustellen und Abhängigkeiten von einzelnen Herkunftsländern zu vermeiden.\r\n✓\r\nDie Rahmenbedingungen für Investitionen in neue Fertigungskapazitäten in der EU durch beschleunigte Genehmigungsverfahren zu verbessern.\r\n✓\r\nUngedeckeltes negatives Bieten in Ausschreibungen zu vermeiden.\r\nAllerdings weist die Windindustrie auch darauf hin, dass der NZIA entgegen der ursprünglichen Zielsetzung der EU nicht:\r\n➢\r\nGleiche Wettbewerbsbedingungen für EU-Hersteller gegenüber außereuropäischen Herstellern fördert.\r\n➢\r\nAnreize für die EU-Fertigung schafft.\r\n➢\r\nDen Wert honoriert, den die industrielle Fertigung von Windenergieanlagen für die EU und ihre Mitgliedstaaten hat, einschließlich der Arbeitsplätze in der Industrie und der Beiträge der Unternehmen zu den öffentlichen Haushalten und Sozialsystemen der EU und ihrer Mitgliedstaaten.\r\nWir, die Vertreter der Windindustrie, fordern daher für die Ausgestaltung des NZIA und dessen Umsetzung:\r\n•\r\nDamit die Windenergiebranche am Standort Europa investieren und ihre Wertschöpfung ausbauen kann, sind zusätzliche Maßnahmen erforderlich, die die Lücke des NZIA schließen, fairen Wettbewerb sicherstellen und Anreize für die Herstellung in der EU und die Skalierung der Lieferketten schaffen. Wir unterstützen eine Strategie, die die Stärkung der europäischen Windindustrie zum Ziel hat. Damit soll die Produktion in Europa aufrechterhalten und ausgebaut werden.\r\n•\r\nBei der gesetzlichen Ausgestaltung und Umsetzung von Maßnahmen für die Onshore- und Offshore-Windenergie muss zwischen den EE-Technologien differenziert werden. Die Windenergie hat andere Ausgangsbedingungen als die Photovoltaik oder andere Technologien.\r\n2\r\n•\r\nDie Präqualifikationskriterien für die Windenergie müssen auf 100 % des entsprechenden Ausschreibungsvolumens angewandt werden, um eine weitere Marktsegmentierung zu vermeiden. Dafür ist eine angemessene Ausgestaltung notwendig.\r\n•\r\nWo die Erfüllung nicht-preislicher Kriterien bereits durch nationales oder europäisches Recht gewährleistet ist, bspw. in Deutschland durch die Vorgaben des BImSchG, darf dies im Ausschreibungsdesign nicht \"gedoppelt\" werden.\r\n•\r\nDie Einführung nicht-preislicher Kriterien sollte unverhältnismäßige bürokratische Hürden vermeiden und auf EU-weit harmonisierten Vorgaben und Anforderungen beruhen. Ausschreibungsregimes bleiben nationales Recht.\r\n•\r\nDer Nachweis der Einhaltung von Präqualifikations- und Zuschlags-Kriterien muss von der jeweils verantwortlichen Ebene in der Projekt-/Lieferkette erbracht werden und darf nicht zu übermäßigen Mehrbelastungen führen.\r\n•\r\nCybersicherheit als Präqualifikationskriterium muss auf dem risiko-basierten Ansatz neuer und kommender EU-Richtlinien (z.B. der NIS2-Richtline) beruhen und leicht überprüfbar sein. Es muss sichergestellt werden, dass Unternehmen, die Energieerzeugungsanlagen liefern, von der EU bzw. dem Mitgliedstaat in vollem Umfang als zuverlässig angesehen werden. Voraussetzung dafür ist, dass sich das Unternehmender Jurisdiktion der EU bzw. ihrer Mitgliedstaaten nicht entziehen und nicht Gegenstand von Maßnahmen dritter Akteure oder Länder außerhalb der Europäischen Union (oder ihrer Verbündeten) werden können. Dadurch soll die Kontrolle über den Zugang zum System, zu Wissen oder Daten oder anderen systemrelevanten Informationen in der EU gewährleistet bleiben.\r\n•\r\nDas Resilienzkriterium (max. 50% „single origin“, wie im NZIA angelegt) sollte die Stärken der Lieferkette Europas berücksichtigen.\r\nDie europäische Windindustrie steht bereit, gemeinsam mit der Politik an der Erreichung der Ausbauziele zu arbeiten. Mit der richtigen Ausgestaltung durch die EU-Kommission des NZIA und Umsetzung durch die Mitgliedsstaaten kann dies gelingen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001533","regulatoryProjectTitle":"Net Zero Industry Act ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/54/02/338914/Stellungnahme-Gutachten-SG2407300006.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nAusgestaltung des Net Zero Industry Act (NZIA)\r\nJuli 2024\r\n2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Ausgestaltung der Präqualifikationskriterien des NZIA ................................................ 4\r\n2.1 Verantwortungsvolles unternehmerisches Handeln ............................................................................ 4\r\n2.2 Cyber- und Datensicherheit ................................................................................................................. 4\r\n2.3 Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristgerecht durchzuführen ...................................................... 4\r\n3 Ausgestaltung der Zuschlagskriterien des NZIA ........................................................... 5\r\n3.1 Einheitliche Resilienz-Vorgaben in allen Mitgliedstaaten ..................................................................... 5\r\n3.2 Bewertung des Beitrags zur Resilienz in EE-Ausschreibungen .............................................................. 6\r\n3.3 Liste der Komponenten zur Bewertung des Resilienzkriteriums .......................................................... 6\r\n3.4 Einheitlicher Geltungsbereichs der Vorgaben in Artikel 25 und 26 ...................................................... 7\r\n4 Ergänzende Zuschlagskriterien .................................................................................... 8\r\n3 von 9\r\n1 Einleitung\r\nFür ein auf erneuerbaren Energien (EE) basierendem Energiesystem und die Verringerung von strategischen Abhängigkeiten in Europa ist eine effiziente und resiliente europäische Windenergie-Lieferkette essenziell. Dafür braucht es starke Produktionskapazitäten in Europa, die aufrechterhalten und ausgebaut werden müssen. Eine langfristig und verlässlich wachsende Nachfrage in Europa ist dafür die Grundvoraussetzung.\r\nDer BWE unterstützt daher ausdrücklich die Ziele des Net Zero Industry Act (NZIA): Resilienz und Energiesicherheit sicherzustellen und Liefer-Abhängigkeiten von einzelnen Drittstaaten zu vermeiden und die Rahmenbedingungen für Investitionen in neue Fertigungskapazitäten in der EU durch beschleunigte Genehmigungsverfahren zu verbessern. Der NZIA gibt hierfür klare Richtwerte zur Verwirklichung der Klima- und Energieziele der EU für 2030 vor: 40 % des jährlich erforderlichen Bedarfs an Netto-Null-Technologien soll in der EU hergestellt werden. Bisher fördert der NZIA entgegen dieser Zielsetzungen der EU jedoch nicht in ausreichendem Maße gleiche Wettbewerbsbedingungen für EU-Hersteller gegenüber außereuropäischen Herstellern. Weiterhin sind die dringend benötigten Anreize für einen Ausbau der Fertigung in der EU ebenfalls noch nicht klar definiert.\r\nDer BWE fordert daher für die Ausgestaltung des NZIA auf europäischer und dessen Umsetzung auf nationaler Ebene zusätzliche Maßnahmen, die die Lücke des NZIA schließen, fairen Wettbewerb sicherstellen und Anreize für die Herstellung in der EU und die Skalierung der Lieferketten schaffen.\r\nFolgende Punkte sollten hierbei insbesondere beachtet werden:\r\n•\r\nBei der gesetzlichen Ausgestaltung und Umsetzung von Maßnahmen für die Onshore- und Offshore-Windenergie muss zwischen den EE-Technologien differenziert werden, da die Windenergie andere Ausgangsbedingungen als andere EE-Technologien hat.\r\n•\r\nDie Präqualifikationskriterien für die Windenergie müssen auf 100 % des entsprechenden Ausschreibungsvolumens angewandt werden, um eine weitere Marktsegmentierung zu vermeiden.\r\n•\r\nWo die Erfüllung nicht-preislicher Kriterien bereits durch nationales oder europäisches Recht gewährleistet ist, bspw. in Deutschland durch die Vorgaben des BImSchG, darf dies im Ausschreibungsdesign nicht \"gedoppelt\" werden.\r\n•\r\nBei der Einführung nicht-preislicher Kriterien sollten unverhältnismäßige bürokratische Hürden vermieden werden. Die Kriterien sollten auf EU-weit harmonisierten Vorgaben und Anforderungen beruhen.\r\n•\r\nDer Nachweis der Einhaltung von Präqualifikations- und Zuschlagskriterien muss von der jeweils verantwortlichen Ebene in der Projekt- oder Lieferkette erbracht werden und darf nicht zu übermäßigen Mehrbelastungen führen.\r\n•\r\nCybersicherheit als Präqualifikationskriterium muss auf dem risikobasierten Ansatz neuer und kommender EU-Richtlinien (z.B. der NIS2-Richtlinie) beruhen und leicht überprüfbar sein.\r\nDie europäische Windindustrie steht bereit, gemeinsam mit der Politik an der Erreichung der Ausbauziele zu arbeiten. Mit der richtigen Ausgestaltung durch die Europäische Kommission des NZIA und Umsetzung durch die Mitgliedstaaten kann dies gelingen.\r\n4 von 9\r\n2 Ausgestaltung der Präqualifikationskriterien des NZIA\r\nGemäß Artikel 26 des NZIA müssen bestimmte Präqualifikationskriterien erfüllt werden, um zukünftig an EE-Ausschreibungen teilnehmen zu dürfen. Der BWE fordert, diese Präqualifikationskriterien für die Windenergie verpflichtend auf 100 % der Ausschreibungsvolumina anzuwenden. Nachfolgend sind die BWE-Vorschläge zur Ausgestaltung der im NZIA aufgeführten Präqualifikationskriterien skizziert:\r\n2.1 Verantwortungsvolles unternehmerisches Handeln\r\nDieses Präqualifikationskriterium ist in Deutschland bereits im Wesentlichen über die Regelungen des deutschen Lieferkettengesetzes abgedeckt. Darüber hinaus werden im Rahmen der BImSchG-Genehmigung für Windenergie an Land, Lärm, Stabilität und Schattenwurf anhand bestimmter Anlagenkonfigurationen umfassend geprüft.\r\nMit der Verabschiedung der neuen EU-Lieferkettenrichtlinie werden zusätzliche Anforderungen ausreichend abgedeckt. An dieser Stelle neue sektorspezifische Anforderungen festzulegen, würde zu einem deutlich höheren bürokratischen Aufwand führen und sind daher zu vermeiden. Eine mögliche „Doppelung“ von Nachweispflichten würde insbesondere kleinere und mittelständische Unternehmen der Windbranche in verstärktem Maße belasten.\r\n2.2 Cyber- und Datensicherheit\r\nAus Sicht des BWE sollte Cybersicherheit und Datensicherheit auf dem risiko-basierten Ansatz wie beispielsweise der NIS2-Richtlinie beruhen und leicht überprüfbar sein. Das NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz kann dieses Ziel erreichen, wenn bestimmte Rahmenbedingungen erfüllt werden. Hersteller von Windenergieanlagen (WEA) (wie auch unabhängige Serviceanbieter, Netzbetreiber, Stromvermarkter, je nach Zugriffsberechtigung auch Betriebsführer) haben die Möglichkeit aus der Ferne auf ihre Anlagen zuzugreifen und diese auch im Bedarfsfall abzuschalten. Der deutsche Gesetzgeber sollte hier mit dem Instrument des NZIA und nachgelagerten Umsetzungsgesetzen wie zur NIS-2-Richtlinie und entsprechenden Präqualifikationskriterien auf 100% der EE-Ausschreibungsvolumina für Windenergie dafür Sorge tragen, dass Akteuren aus nicht-demokratischen Staaten keine Möglichkeit des Fernzugriffs auf elementare Bestandteile der deutschen Energieversorgung gegeben wird. Die im NIS-2-Umsetzungsgesetz genannte mögliche Rechtsverordnung zu einer Cybersicherheitszertifizierung von IKT-Produkten, IKT-Diensten und IKT-Prozessen sollte daher unter anderem sicherstellen, dass der Datenverkehr beim Betrieb von WEA ausschließlich über Datenverarbeitungssysteme innerhalb der EU erfolgt. Zusätzlich sollte geprüft werden, inwiefern der Einsatz von kritischen Komponenten in WEA von nicht zertifzierten Herstellern untersagt werden kann, wenn dieser die öffentliche Ordnung oder Sicherheit der Bundesrepublik Deutschlands voraussichtlich beeinträchtigt. Im Sektor Telekommunikation werden in diesem Bereich bereits entsprechende Maßnahmen angewandt.\r\n2.3 Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristgerecht durchzuführen\r\nWenngleich es in anderen Mitgliedstaaten unterschiedliche Standards zum Nachweis der Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristgerecht durchzuführen gibt, bieten die verbindlichen Realisierungsfristen in\r\n5 von 9\r\nDeutschland sowie entsprechende Pönalen für Projekte gemäß EEG einen ausreichenden Rechtsrahmen. Etwaige zusätzliche Vorgaben im Durchführungsrechtsakt der Kommission müssen vermieden werden.\r\n3 Ausgestaltung der Zuschlagskriterien des NZIA\r\nDer NZIA führt erstmals verbindliche nicht-preisliche Kriterien in EE-Ausschreibungen ein – sowohl für Präqualifikation- als auch für Zuschlagskriterien. Was in den EU-Beihilfeleitlinien bislang nur eine Möglichkeit für Mitgliedstaaten war, wird nun für mindestens 30 % der jährlich von den Mitgliedstaaten ausgeschriebenen EE-Mengen oder alternativ mindestens 6 Gigawatt jährlich verpflichtend. Die Europäische Kommission und die Mitgliedstaaten werden die Umsetzung in mehreren Texten der Sekundärgesetzgebung bis spätestens März 2025 detailliert festlegen. Präqualifikations- oder Zuschlagskriterien sollen laut Art. 26 des NZIA den Beitrag der Auktionen zu Nachhaltigkeit und Resilienz bewerten. Darüber hinaus soll in Auktionen mindestens ein weiteres Zuschlagskriterium eingeführt werden, die Mitgliedstaaten können hierbei aus drei im NZIA genannten wählen. Gemäß Art. 26 sind dies folgende Kriterien: ökologische Nachhaltigkeit, Innovation und Integration des Energiesystems.\r\nDie Bewertung des Beitrags zur Resilienz sollte technologie-spezifisch erfolgen, da die Ausgangsbedingungen der Lieferketten, die Projektgrößen und die Komplexität der einzelnen EE- Technologien sehr unterschiedlich sind. Onshore-Wind, Offshore-Wind, Photovoltaik und andere strategische Net-Zero-Technologien wie erneuerbarer Wasserstoff haben alle unterschiedliche Resilienzniveaus in der Lieferkette. Es wäre daher nicht praktibel, eine Einheitslösung anzuwenden. Die Mitgliedstaaten sollten daher für jede Technologie spezifische Ausschreibungen durchführen.\r\nNachfolgend sind Vorschläge der Windbranche bezüglich der Umsetzung des Resilienzkriteriums sowie der weiteren Kriterien dargestellt:\r\n3.1 Einheitliche Resilienz-Vorgaben in allen Mitgliedstaaten\r\nDie europäische Windenergie-Lieferkette sollte nicht 27 unterschiedlichen Beschaffungsanforderungen für dieselben Komponenten oder Technologien erfüllen müssen. Diese Marktfragmentierung würde erheblichen zusätzlichen bürokratischen Aufwand sowie Kostensteigerungen in der Lieferkette bedeuten. Zu viele unterschiedliche Resilienzregeln in den Mitgliedstaaten würden auch die Arbeit der Projektierer von Windenergieprojekten erschweren und ein Hemmnis beim Ausbau der Windenergie darstellen.\r\nEin europäischer Flickenteppich an unterschiedlichen Vorgaben würde somit das eigentliche Ziel des NZIA, die Produktion und Entwicklung von Net-Zero-Technologien in Europa zu stärken und die globale Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Net-Zero-Technologien zu erhöhen, untergraben und die Energie- und Klimaziele Europas gefährden.\r\nDie meisten EE-Ausschreibungen fallen unter Artikel 26 des NZIA, einige Ausschreibungen der Mitgliedstaaten enthalten jedoch Verweise auf die EU-Vergabevorschriften. In diesem zweiten Fall würde Artikel 25 des NZIA zur Anwendung kommen. Es ist unklar, ob diese Ausschreibungen künftig gemäß den Regeln von Artikel 25 oder 26 festgelegt werden müssen. Bestimmte staatseigene Unternehmen unterliegen z. B. den EU-Vergabevorschriften beim Kauf von WEA. Diese Unternehmen\r\n6 von 9\r\nmüssten möglicherweise Vorgaben des Artikel 25 einhalten, auch wenn sie an einer EE-Ausschreibung nach Artikel 26 teilnehmen. Das Resilienzkriterium muss daher im Durchführungsrechtsakt für Artikel 25 und 26 möglichst einheitlich definiert und bewertet werden. Dies bedeutet insbesondere, dass dieselbe Liste von Komponenten, dieselbe Methodik zur Erhebung der Abhängigkeiten von spezifischen Komponententeilen, derselbe geografische Geltungsgebereich und dieselbe Art der Nachweisführung vorliegen sollte.\r\n3.2 Bewertung des Beitrags zur Resilienz in EE-Ausschreibungen\r\nDer Beitrag zur Resilienz muss gemäß NZIA zum Zeitpunkt der Teilnahme an Ausschreibungen in Form einer Verpflichtung vorliegen. Allerdings sollte die Einhaltung dieses Beitrags erst zum Zeitpunkt der Auftragserfüllung nachgewiesen werden, da finale Beschaffungsentscheidungen erst kurz vor der Bauphase getroffen werden. Eine gewisse Flexibilität zwischen Gebotszeitpunkt und Bauphase ist für die Hersteller notwendig, damit diese auf kurzfristige auftretende externe Ereignisse oder Herausforderungen, die die Lieferketten beeinflussen, reagieren können.\r\nIn Artikel 25 des NZIA wird die Anwendung dieses Resilienz-Kriteriums auf Basis einer von der Europäischen Kommission vorgenommenen Bewertung der Abhängigkeit einer geprüften EE-Technologie festgelegt. Diese Bewertung wird in einem Durchführungsrechtsakt (Artikel 29 Absatz 2) im Einzelnen dargelegt, auf deren Grundlage die Europäische Kommission regelmäßig aktualisierte Informationen über den Anteil der aus verschiedenen Drittländern stammenden Lieferungen in die Union bereitstellen wird. Die europäische Windindustrie befürwortet eine periodische Überprüfung der Anwendung dieses Kriteriums alle zwei Jahre. Dies würde Klarheit für die Lieferkette bedeuten und stünde im Einklang mit der regelmäßigen Bewertung der Wirksamkeit der NZIA.\r\n3.3 Liste der Komponenten zur Bewertung des Resilienzkriteriums\r\nDer im NZIA festgelegte Schwellenwert von 50 % einer EE-Technologie und ihrer spezifischen Hauptkomponenten aus einem Drittstaat sollte auf den Wert der Technologie angewendet werden, welcher durch die Summe des finanziellen Werts der nachfolgenden aufgelisteten Komponenten dargestellt wird. Weiterhin sollte die Liste der Schlüsselkomponenten in ihrem Umfang begrenzt sein, um gegebenenfalls notwendige Modifikationen von WEA an projektspezifische Bedürfnisse nicht zu erschweren. WEA können individuell auf die Bedürfnisse von Projektierern angepasst werden; zurzeit gibt es keine standardisierte Massenproduktion analog zur PV-Industrie.\r\nDer BWE schlägt in Abstimmung der WEA-Hersteller folgende Komponentenliste vor:\r\nKomponente\r\nHS-Position\r\nBeschreibung\r\nMaschinenhaus\r\nHS 8502 oder HS 8412\r\nKomplett montierte Gondel oder Gondeln ohne \"Antrieb\" und/oder Rotornabe\r\nAntrieb\r\nHS 8483 oder HS 8501\r\n\"Antrieb\" (Antriebsstrang, Kraftübertragung, Hybridantrieb, Direktantrieb oder Generator (falls nicht in den oben genannten\r\n7 von 9\r\nKomponenten enthalten) – nur anwendbar, wenn nicht unter \"Gondel\" enthalten\r\nNabe\r\nHS 8412\r\nRotor-Nabe – nur anwendbar, wenn nicht unter „Gondel\" enthalten\r\nTurm\r\nHS 7308\r\nTurm\r\nRotorblätter\r\nHS 8412\r\nRotorblätter\r\nDie europäische Windindustrie betrachtet die Aufnahme von Permanentmagneten in eine künftige Komponentenliste kritisch, da Europa bei dieser Komponente zu einem hohen Grad von China abhängig ist. Solange noch keine alternative Beschaffung in signifikanter Menge von anderen Lieferanten oder eine eigene Produktion in der EU möglich (oder zu einem wettbewerbsfähigen Preis verfügbar ist) ist, könnten zu starre Vorgaben die Erreichung der Ausbauziele für die Windenergie in der EU behindern, Projekte verzögern, die Windenergie weniger wettbewerbsfähig machen und für den Endverbraucher verteuern.\r\nSollte die Europäische Kommission eine zusätzliche wesentliche WEA-komponente identifizieren, bei der Europa in wesentlichem Maße von einem einzigen Drittlandlieferanten abhängig ist, sollte gemeinsam mit der Industrie eine Roadmap erstellt werden, um diese Abhängigkeit innerhalb eines angemessenen Zeitrahmens zu verringern. Auf Grundlage dieser Roadmap, unter Berücksichtigung der Vorgaben des Critical Raw Materials Act, könnten spezielle \"Net-Zero Technology Manufacturing Projects\" , wie in Abschnitt III des NZIA (Art. 13 - Art. 16) entstehen. Somit könnte mittel- bis langfristig Wertschöpfung in Europa geschaffen und gleichzeitig ein stetiger Hochlauf des Windenergieausbaus gewährleistet werden. Dies entspräche auch dem ursprünglichen Ziel von mindestens 40 % an industrieller Wertschöpfung bzw. Produktion von Netto-Null-Technologien in Europa bis 2030. Hierfür bedarf es eines weiteren Austausches zwischen den politischen Entscheidungsträgern und der Industrie.\r\nDer NZIA sieht vor, dass die Bewertung der Resilienz der Lieferkette im Einklang mit dem Zollkodex (Verordnung (EU) 952/2013) erfolgt, was auch die Verwendung von nicht-präferenziellen Ursprungsregeln zur Überprüfung der Lieferquelle umfassen kann. Hier sollte geprüft werden, ob es eine unbürokratische Möglichkeit gibt, die Einhaltung des Resilienzkriteriums nachzuweisen.\r\n3.4 Einheitlicher Geltungsbereichs der Vorgaben in Artikel 25 und 26\r\nArtikel 25 des NZIA spezifiziert, dass das Resilienzkriterium für öffentliche Vergabeverfahren nicht für Staaten gilt, die Unterzeichner des Übereinkommens über das öffentliche Beschaffungswesen (GPA), wie z. B. das Vereinigte Königreich und die USA sind. Eine Ausnahme dieser Länder auch in Artikel 26 würde daher den Anwendungsbereich der beiden Artikel (Artikel 25 und Artikel 26) angleichen. Weiterhin sollte die Türkei als Teil der EU-Zollunion ebenso ausgenommen werden wie die EFTA-Staaten und bei der Anwendung des Resilienzkriteriums als gleichwertig mit den EU-Staaten betrachtet werden.\r\n8 von 9\r\n4 Ergänzende Zuschlagskriterien\r\nNeben dem Beitrag zur Resilienz sollen die Mitgliedstaaten zumindest ein weiteres Kriterium gemäß Art. 26 in der Ausschreibung anhand eines Prozentwertes gewichten und berücksichtigen (siehe oben). Bei Onshore-Windenergieausschreibungen werden bereits eine Reihe von qualitativen Faktoren berücksichtig, wie z. B: der Artenschutz oder die Beteiligung von Bürgern und Kommunen. Vor Einführung von zusätzlichen Kriterien sollte der Gesetzgeber prüfen, ob diese zu weiteren bürokratischen Hürde führen könnten.\r\nFür das Kriterium ökologische Nachhaltigkeit, welches über die in den geltenden Rechtsvorschriften festgelegten Mindestanforderungen hinausgeht, sollte in Zusammenarbeit mit der Industrie eine neue Methodik zur Ermittlung des CO2-Fußabdrucks festgelegt werden. Hierfür bedarf es angemessener Datenbanken und digitaler Werkzeuge. Ein Ansatz zur Berechnung des Carbon Footprint könnte die Nutzung von Sekundärdaten wie z. B. der jeweilige Energiemix im Herstellungsland sein.\r\nDie Windindustrie sieht das Kriterium „Innovation durch Bereitstellung völlig neuer Lösungen oder durch Verbesserung vergleichbarer hochmoderner Lösungen“ zum jetzigen Zeitpunkt als nicht hilfreich an, um den Hochlauf des Ausbaus der Windenergie zu beschleunigen. Die Windenergietechnologie ist zu einem hinreichenden Grad ausgereift, es kommt zum jetzigen Zeitpunkt vor allem auf eine Skalierung der Produktion, eine Beibehaltung der Qualitätsstandards und den Bau von Anlagen an, denn auf weitere rasche Innovationsschritte. Weitere Anforderungen bezüglich technischer Innovationen bei jedem einzelnen Projekt würden dieser notwendigen Skalierung entgegenstehen und sollten daher vermieden werden.\r\nDas Kriterium „Integration des Energiesystems“ sollte die sich wandelnde Rolle der EE im Energiesystem angemessen berücksichtigen. Heute prägt in Deutschland eine fluktuierende Einspeisung aus Windenergie und Photovoltaik die Energiewende. Dies führt zu neuen Herausforderungen, die mit einer Reihe von Maßnahmen bewältigt werden müssen. Insgesamt braucht der Strommarkt mehr Flexibilität. Um den marktgetriebenen Ausbau von Flexibilitäten anzureizen, gilt es jetzt, die diesem Ziel entgegenstehende Regulatorik abzubauen. Auf Projektebene in Ausschreibungen mit Hilfe dieses Kriteriums bestimmte Anforderungen (wie das Hinzufügen von Batteriespeichern oder Elektrolyseuren) zu fordern würde der Systemintegration nicht in erforderlichem Maße dienen.\r\n9 von 9\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nJan Oelker\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner\r\nLuca Liebe | Senior Referent Europapolitik | l.liebe@wind-energie.de\r\nAutor\r\nLuca Liebe, Senior Referent Europapolitik\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nPräsidium\r\nDatum\r\n24. Juli 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001534","regulatoryProjectTitle":"Gesetzliche Definition des Umfangs der Rückbauverpflichtung ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8c/1d/284853/Stellungnahme-Gutachten-SG2406060001.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Informations- und Positionspapier\r\nRückbau von Windenergieanlagen – Rechtsklarheit schaffen\r\nDen Umfang der Rückbauverpflichtung gesetzlich definieren\r\nMärz\r\n2024\r\n2 von 10\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung .............................................................................................................. 3\r\n2 Gesetzliche Ausgangslage ...................................................................................... 3\r\n2.1 Bundesrechtliche Rechtsgrundlage ........................................................................................................... 3\r\n2.2 Entstehung und Inhalt der Rückbauverpflichtung..................................................................................... 4\r\n2.3 Sicherungsmittel ....................................................................................................................................... 5\r\n3 Umfang der Rückbaupflicht definieren ................................................................... 7\r\n3.1 Besonderheit der Pfahlgründungen .......................................................................................................... 8\r\n3.2 Konkreter BWE-Gesetzesvorschlag ........................................................................................................... 9\r\n3 von 10\r\n1 Einleitung\r\nDer Rückbau bestehender Windenergieanlagen (WEA) in Deutschland rückt aufgrund auslaufender Genehmigungen und fortschreitender Lebensdauer, der auf 20 Jahren begrenzten Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sowie dem verstärkten Ersatz alter Anlagenteile durch neuere Technik (Repowering) immer deutlicher in den Vordergrund.\r\nZur Jahresmitte 2023 umfasste der bundesweite Bestand rund 28.500 Windenergieanlagen (WEA) mit einer Gesamtleistung von 59 Gigawatt.1 Circa 8.200 dieser WEA sind älter als 20 Jahre, und weitere knapp 14.000 WEA sind bereits zwischen 15 und 20 Jahren in Betrieb. Da etwa die Hälfte der in Deutschland vorhandenen WEA bereits älter als 15 Jahre ist, steht in den kommenden Jahren der Rückbau tausender Altanlagen an.2\r\nAspekte des Rückbaus begegnen dabei nicht nur den Altanlagenbetreiber*innen, sondern sind zunehmend bereits im Rahmen des Genehmigungsverfahrens mit besonderer Aufmerksamkeit in den Blick zu nehmen. Die Rückbauthematik weist darüber hinaus auch eine zivilrechtliche Komponente auf, da sich die Eigentümer*innen der Standortgrundstücke für den ordnungsgemäßen Rückbau der WEA nach Beendigung des (Nutzungs-)Vertrages absichern wollen.\r\nIn diesem Papier erläutert der BWE den Hintergrund zum Rückbau in Bezug auf den konkreten Umfang der Rückbauverpflichtung, insbesondere zum Umgang mit Pfahlgründungen. Außerdem werden Probleme aus der Praxis dargestellt und ein Vorschlag für den rechtssicheren Umgang mit dem sich aus § 35 Absatz 5 Satz 2 und 3 BauGB ergebenen Umfang der Rückbauverpflichtung unterbreitet.\r\n2 Gesetzliche Ausgangslage\r\n2.1 Bundesrechtliche Rechtsgrundlage\r\nSeit der Anpassung des Baugesetzbuches (BauGB) an europarechtliche Vorgaben im Jahr 2004 (Europarechtsanpassungsgesetz Bau 2004) unterfallen WEA im Außenbereich mit einer Gesamthöhe von über 50 Metern, die nach dem 20. Juli 2004 genehmigt wurden, der Rückbauverpflichtung des § 35 Absatz 5 Satz 2 und 3 BauGB.3 Daneben ist eine Verpflichtung zum Rückbau von Anlagen auch im Rahmen der Bauleitplanung nach § 249 Absatz 8 BauGB sowie durch städtebauliche Verträge denkbar. Die in der Praxis am häufigsten anzutreffende Form stellt dabei die Rückbauverpflichtung nach § 35 Absatz 5 Satz 2 und 3 BauGB dar, die Gegenstand des folgenden Positionspapiers ist.\r\nDie Vorschrift des § 35 Absatz 5 Satz 2 BauGB bezieht sich auf im Außenbereich privilegierte Vorhaben nach § 35 Absatz 1 Nr. 2 bis 6 BauGB, worunter WEA nach Nr. 5 der Norm fallen. Die Vorschrift verlangt als zusätzliche bauplanungsrechtliche Zulässigkeitsvoraussetzung die Abgabe einer Verpflichtungserklärung bei der Genehmigungsbehörde, wonach das Vorhaben nach dauerhafter Aufgabe der zulässigen Nutzung zurückzubauen und Bodenversiegelungen zu beseitigen sind. Nach der\r\n1 FA Wind (2022): Ausbausituation der Windenergie an Land im Jahr 2022, S. 4 – LINK.\r\n2 FA Wind (2023): Kompaktwissen Rückbau und Recycling, S. 1 – LINK.\r\n3 BT-Drs. 15/2550 – LINK.\r\n4 von 10\r\nIntention des Gesetzgebers soll die Rückbauverpflichtung vor einer Beeinträchtigung der Landschaft durch aufgegebene, ehemals privilegierte Anlagen schützen und dem Bodenschutz dienen.4\r\nAuf WEA im Geltungsbereich eines Bebauungsplans ist die Rückbauverpflichtung aus § 35 Absatz 5 Satz 2 und 3 BauGB nicht anwendbar. Ebenso findet sie auf Genehmigungen, die vor dem Stichtag des 20. Juli 2004 erteilt wurden, keine Anwendung. Die Vorschrift ist nach § 233 Absatz 3 i.V.m. § 244 Absatz 7 BauGB nicht rückwirkend anwendbar und kann damit als Grundlage für eine Rückbaupflicht für die älteren WEA nicht herangezogen werden. Dennoch besteht weitgehend Einigkeit darüber, dass auch für derartige Altanlagen eine Rückbauverpflichtung nach dauerhafter Nutzungsaufgabe besteht. Denn bereits die Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts (BVerwG) sieht vor, dass nach dem „Prinzip der Einheit von Substanz und Funktion“ die Rückbaupflicht einer baulichen Anlage auch ohne Verpflichtungserklärung aus der dauerhaften Aufgabe der zugelassenen Nutzung resultiert.5 Lediglich die Frage, auf welcher konkreten Grundlage ein Rückbau gestützt werden kann, wird in der Praxis uneinheitlich beantwortet und bemisst sich am jeweiligen Einzelfall.6\r\n2.2 Entstehung und Inhalt der Rückbauverpflichtung\r\n§ 35 Absatz 5 Satz 2 BauGB begründet nicht nur die Pflicht des Vorhabenträgers zur Abgabe einer Rückbauerklärung. Die Norm stellt daneben eine eigenständige bundesrechtliche Ermächtigungsgrundlage für die Genehmigungsbehörden dar. Demnach wird die Erteilung einer Genehmigung vom Erlass von Nebenbestimmungen zur Sicherstellung der Rückbaupflicht nach dauerhafter Aufgabe der privilegierten Nutzung abhängig gemacht. Die Genehmigung enthält daher regelmäßig Nebenbestimmungen unter anderem zur Wahl des Sicherungsmittels, der Höhe der Sicherheitsleistung, Modalitäten zur Sicherstellung der Rückbaupflicht bei einem Betreiberwechsel oder auch Fristen und Anzeigepflichten zum Rückbau der Anlage. Die Rückbauverpflichtungserklärung ist vom Vorhabenträger im Rahmen des Genehmigungsverfahrens gegenüber der zuständigen Genehmigungsbehörde abzugeben.\r\nDie Verpflichtungserklärung gemäß § 35 Absatz 5 Satz 2 BauGB betrifft den Rückbau des Vorhabens sowie die Beseitigung der Bodenversiegelungen nach dauerhafter Aufgabe der zulässigen Nutzung. Erklärungen weitergehenden Inhalts sind mit Verweis auf den Gesetzeswortlaut von der Behörde nicht zu fordern.7 Maßgebliche Voraussetzung der Entstehung der Rückbaupflicht ist daher zunächst die „dauerhafte Aufgabe“ der baulichen Anlage. Wann eine dauerhafte Nutzungsaufgabe spätestens vorliegt, ist gesetzlich geregelt. Nach § 18 Absatz 1 Nr. 2 Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) erlischt eine immissionsschutzrechtliche Genehmigung, sofern die Anlage drei Jahre lang nicht betrieben wurde. Eine zusätzliche baurechtliche Nebenbestimmung in der Genehmigung, die die Aufgabe der Nutzung auf einen früheren Zeitpunkt bestimmt, ist damit weder erforderlich noch zulässig, da dies zu einer faktischen Aufhebung der immissionsschutzrechtlichen Genehmigung führen würde.8 Daneben kommt auch die Erklärung der Betriebseinstellung nach § 15 Absatz 3 BImSchG durch die\r\n4 BT-Drs. 15/2550, S. 33, 56 – LINK.\r\n5 BVerwG, Beschluss vom 21.11.2000 – 4 B 36.00.\r\n6 Sittig-Behm: Rückbau von Windenergieanlagen - Kann das bleiben, oder muss das weg?, ZNER 2020, 311ff.\r\n7 Sittig-Behm - Rückbau von Windenergieanlagen- Kann das bleiben, oder muss das weg?, ZNER 2020, 311ff.\r\n8 Monika Agatz (2023): Windenergie-Handbuch, S. 215 – LINK.\r\n5 von 10\r\nAnlagenbetreiber*in als Eintritt einer Rückbaupflicht in Betracht. Eine Betriebseinstellung nach § 15 BImSchG ist etwa im Rahmen eines Repowerings denkbar, wenn eine vorzeitige Beendigung der Nutzung gerade erwünscht ist.\r\nDie in rechtlicher Hinsicht zu stellende Frage, ob sich aus der Vorschrift des § 35 Absatz 5 Satz 2 BauGB oder der abgegebenen Verpflichtungserklärung unmittelbar eine Rückbaupflicht ergibt, die im Fall der Weigerung des Betreibers unmittelbar vollstreckt werden kann, oder ob es zum Vollzug des Rückbaus zusätzlich einer vorherigen Anordnung der Behörde bedarf und auf welche Grundlage sich diese stützt, wird uneinheitlich beantwortet. In der Rechtsprechung des BVerwG ist lediglich geklärt, dass es sich bei der Verpflichtungserklärung nach § 35 Absatz 5 Satz 2 BauGB um keinen unmittelbar vollstreckbaren Titel handelt.9 Es wird daher angenommen, dass § 35 Absatz 5 Satz 2 BauGB keine unmittelbaren Rechtsfolgen beinhaltet, sodass es zum Vollzug, also zur Durchsetzung der Rückbauverpflichtungserklärung, einer vorherigen behördlichen Anordnung bedarf. Die jeweils einschlägige Rechtsgrundlage für diese richtet sich nach dem Einzelfall.10\r\n2.3 Sicherungsmittel\r\nGemäß § 35 Absatz 5 Satz 3 BauGB stellt die Baugenehmigungsbehörde die Einhaltung der Rückbauverpflichtung sicher. Diese Regelung dient dem Zweck, das Risiko zu minimieren, dass die Rückbaukosten der öffentlichen Hand zur Last fallen, da Betreiber*innen der WEA ihrer Rückbaupflicht nicht nachkommen und insoweit auch nicht in Anspruch genommen werden können, beispielsweise weil sie insolvent sind.11 Ein finanzieller Ausfall des Anlagenbetreibers beschränkt sich in der Praxis jedoch auf den absoluten Ausnahmefall! Dies veranschaulicht eine aktuelle Studie des Umweltbundesamts (UBA) zum Rückbau und Recycling von WEA eindrücklich. Dort wird festgestellt, dass Behörden bislang weder von Sicherungsmitteln Gebrauch machen mussten, noch Kenntnis von Verlängerungsanträgen besaßen, um einen anstehenden Rückbau zu verzögern.12 Die befürchtete „Flucht in die Insolvenz“ stellt gerade kein Massenphänomen dar! Der Rückbau wird durch die Branche ordnungsgemäß durchgeführt. Hierfür werden regelmäßig dafür spezialisierte Abbruch- und Entsorgungsunternehmen durch die Betreiber*innen beauftragt, die das gesamte Spektrum des Rückbaus von WEA anbieten.\r\nAuch gilt zu bedenken, dass WEA-Standorte entscheidende und vor allem wertvolle Ressourcen für die Windenergie sind und das Risiko nicht zurückgebauter WEA – gerade im Vergleich zu den anderen von der Rückbauverpflichtung betroffenen Anlagentypen nach § 35 Abs. 1 Nr. 2-6 BauGB – deutlich geringer sein dürfte.13\r\n9 BVerwG, Urteil vom 17.10.2012 – 4 C 5.11 – juris, Rn. 11.\r\n10 FA Wind (2021): Rückbau von Windenergieanlagen, S. 7 – LINK, offengelassen Sittig-Behm - Rückbau von Windenergieanlagen- Kann das bleiben, oder muss das weg?, ZNER 2020, 311ff.\r\n11 UBA (2023): Entwicklung eines Konzepts und Maßnahmen zur Sicherung einer guten Praxis bei Rückbau und Recycling von Windenergieanlagen, S. 29 – LINK.\r\n12 UBA (2023): Entwicklung eines Konzepts und Maßnahmen zur Sicherung einer guten Praxis bei Rückbau und Recycling von Windenergieanlagen, S. 115 – LINK.\r\n13 Monika Agatz (2023): Windenergie-Handbuch, S. 214 – LINK.\r\n6 von 10\r\nIm Gegensatz zur Verpflichtungserklärung, ist die Sicherung der Rückbauverpflichtung nach Satz 3 selbst keine Genehmigungsvoraussetzung.14 Sie ist nicht zwingend bereits im Genehmigungsverfahren zu stellen, da zu diesem Zeitpunkt noch kein Risiko besteht, das es abzusichern gilt. Es ist daher ausreichend, in der Genehmigung durch Nebenbestimmung festzulegen, dass das Sicherungsmittel erst bei Baubeginn nachzuweisen ist.15\r\nDie Wahl des Sicherungsmittels ist bundesrechtlich nicht geregelt. Die Sicherstellung soll durch nach Landesrecht vorgesehene Baulast oder in anderer Weise16 erfolgen. Der Wortlaut des Satzes 3 „durch (…) Baulast oder in anderer Weise“ wird von der Rechtsprechung zwar nicht als Alternative verstanden.17 Nach Ansicht des BWE ist die Forderung nach mindestens zwei Sicherungsmitteln jedoch ausdrücklich abzulehnen. Eine doppelte Absicherung des Rückbaus durch eine Baulast und ein zusätzliches Sicherungsmittel ist daher nicht erforderlich und die Vorlage eines Sicherungsmittels ausreichend.\r\nDie Genehmigungsbehörde sollte ihre Entscheidung an der Frage orientieren, welches Sicherungsmittel das zweckmäßigste ist.18 Ermessensleitend sollte hierbei das öffentliche Interesse an einer effektiven Sicherung gegen etwaige Liquiditätsrisiken sein.19 Dabei kommt insbesondere die finanzielle Sicherung, meist in Form einer Bankbürgschaft, in Betracht, da diese gerade den finanziellen Ausfall des Anlagenbetreibers absichert.20 Eine Baulast allein stellt nur die rechtliche Sicherung der Rückbauverpflichtung dar. Bei der Auswahl der Art der Sicherungsmittel sind auch die Belange der Anlagenbetreiber*innen angemessen zu berücksichtigen.\r\nWie bereits eingangs erwähnt, weist die Rückbauverpflichtung auch immer eine zivilrechtliche Komponente auf: so können Grundstückseigentümer*innen als Zustandsstörer*innen zum Rückbau der WEA verpflichtet werden. 21 In der Praxis beraten daher anwaltliche Beratungen die Eigentümer*innen von WEA-Standorten dahingehend, ein Sicherungsmittel auch zu Gunsten der jeweiligen Grundstückeigentümer vertraglich zu vereinbaren. Es kommt hierbei regelmäßig eine Bank- oder Konzernbürgschaft in Betracht.22 Dies wird in den meisten Fällen gar als Voraussetzung für den Abschluss des Nutzungsvertrags gefordert. Das Sicherungsmittel gegenüber Grundstückseigentümern tritt somit zusätzlich neben das Sicherungsmittel gegenüber der Baugenehmigungsbehörde.\r\n14 Ernst/Zinkahn/Bielenberg/Krautzberger, Baugesetzbuch, 143. EL 2021, § 35 BauGB, Rn 166.\r\n15 So auch Monika Agatz (2023): Windenergie-Handbuch, S. 214 – LINK.\r\n16 Z.B. eine selbstschuldnerische Bank- oder Konzernbürgschaft; eine Hinterlegung der Sicherheitsleistung in Geld (vgl. BVerwG, Urteil vom 17.10.2012, Az. 4 C 5.11); eine Verpfändung von Gegenständen oder Rechten; ein Festgeldkonto, dessen Kündigungsfrist nicht mehr als sechs Monate beträgt und das durch die Behörde gekündigt werden kann, Abschluss von entsprechenden Ausfallversicherungen.\r\n17 BVerwG, Urteil vom 17.10.2012 – 4 C 5.11 – juris, Rn. 15.\r\n18 So auch Monika Agatz (2023): Windenergie-Handbuch, S. 214 – LINK.\r\n19 BVerwG, Urteil vom 17.10.2012 – 4 C 5.11 – juris, Rn. 14.\r\n20 Vgl. den Überblick über mögliche Sicherungsmittel mit Aufzählung der Vor- und Nachteile: FA Wind (2018): Brechen & Sieben – Fachaustausch zu End-of-Life von Windenergieanlagen, Gaßner/Viezens, Rechtlicher Rahmen für Recycling und Rückbau von WEA, S. 16 – LINK; so auch OVG Sachsen-Anhalt, Urteil vom 12.05.2011 – 2 L 239/09 – Rn. 43.\r\n21 Zustandsstörer ist der Eigentümer, Besitzer oder Verfügungsbefugte einer Sache, von der eine Beeinträchtigung ausgeht.\r\n22 FA Wind (2018): Brechen & Sieben – Fachaustausch zu End-of-Life von Windenergieanlagen, Gaßner/Viezens, Rechtlicher Rahmen für Recycling und Rückbau von WEA, S. 13 ff. – LINK.\r\n7 von 10\r\n3 Umfang der Rückbaupflicht definieren\r\nNicht selten ist der Umfang der vom Rückbau umfassten Anlagen in der Praxis ein Streitthema. Die Bedeutung dieser Thematik zeigt sich, wenn man sich verdeutlicht, dass die Kosten des Rückbaus, die damit einhergehende Höhe der zu leistenden Sicherheit als auch der Inhalt der Nebenbestimmungen zum Rückbau an dem Umfang der zurückzubauenden Anlagen bemessen.\r\nDer Gesetzeswortlaut bietet hier nur eine grobe Orientierung. Der Vorschrift des § 35 Absatz 5 Satz 2 BauGB ist zu entnehmen, dass „das Vorhaben (…) zurückzubauen und Bodenversiegelungen zu beseitigen [sind]“.\r\nMit Blick auf die Gesetzessystematik des § 35 BauGB beinhaltet die Verpflichtungserklärung den Rückbau desjenigen Vorhabens, das auf der Grundlage des § 35 Absatz 1 Nr. 5 BauGB genehmigt und errichtet worden ist. Davon sind konkret die WEA selbst sowie die zugehörigen sonstigen Anlagen wie Trafogebäude, aber auch Infrastrukturanlagen wie Leitungen und Zuwegungen sowie Kranstellflächen erfasst, die für die Errichtung und den Betrieb der Anlage notwendig sind.23 In ähnlicher Weise wird es in einigen Windenergie- und Rückbauerlassen der Bundesländer geregelt.24\r\nEinschränkend gilt es zu beachten, dass Zuwegungen und Kabeltrassen nur insoweit zurückzubauen sind, als dass sie als sogenannte „interne Zuwegung“ bzw. „interne Kabeltrasse“ zu bewerten sind. Dies ist der Fall, wenn sie allein dem Betrieb der WEA dienen und nach deren Nutzungsaufgabe nicht anderweitig genutzt werden können, etwa im Rahmen eines Repowerings weiterhin als Zuwegung bzw. Versorgungstrasse der neu errichteten Anlage oder übergeordnet als land- oder forstwirtwirtschaftlich genutzter Weg oder Netzanschlusspunkt des Windparks.25\r\nGrundsätzlich meint Beseitigung damit die vollständige Entfernung der Anlage bzw. der ihr dienenden Nebenanlagen. Die durch die Anlage bewirkte Bodenversiegelung ist ebenfalls so zu beseitigen, dass ein Versiegelungseffekt, also die Beeinträchtigung oder Behinderung des Versickerns von Niederschlagswasser, nicht mehr besteht.26 Dies erklärt sich aus der Intention des Gesetzgebers, den Außenbereich vor baulichen Eingriffen zu schützen und den Naturhaushalt nach Rückbau einer ehemals privilegierten Anlage bestmöglich wiederherzustellen.27\r\nDa beim Rückbau kein Zustand hergestellt werden kann, der den Gegebenheiten von vor 20 oder mehr Jahren bei Baubeginn entsprach, ist nach Ansicht des BWE vielmehr ein funktionelles Wiederherstellen der Flächen überprüfbar und auch leistbar. Die Wiederherstellung des davor bestehenden Zustands stellt damit ein regelmäßig nicht erfüllbares Ideal dar. Dies wird auch so nicht vom Gesetz gefordert. Nach dem Bundes-Bodenschutzgesetz (BBodSchG) ist vielmehr darauf abzustellen, dass die Bodenfunktionen wiederherstellt werden.\r\n23 Ernst/Zinkahn/Bielenberg/Krautzberger, in: Baugesetzbuch, 143. EL 2021, § 35 BauGB, Rn. 58a, 165b.\r\n24 Übersicht der Erlasse zum Rückbau: Bund/Länder Arbeitsgemeinschaft Bodenschutz LABO (2021): Anforderungen des Bodenschutzes an den Rückbau von Windenergieanlagen, S. 78 f. – LINK.\r\n25 Übersicht der Erlasse zum Rückbau: Bund/Länder Arbeitsgemeinschaft Bodenschutz LABO (2021): Anforderungen des Bodenschutzes an den Rückbau von Windenergieanlagen, S. 78 f. – LINK; Jarass/Kmet, in: Baugesetzbuch, 3. Auflage 2022, § 35 BauGB, Rn. 106 f.\r\n26 Ernst/Zinkahn/Bielenberg/Krautzberger, in: Baugesetzbuch, 143. EL 2021, § 35 BauGB, Rn. 165b.\r\n27 BT-Drs. 15/2550 S. 33, 56 – LINK.\r\n8 von 10\r\n3.1 Besonderheit der Pfahlgründungen\r\nRelevant wird die Frage des Rückbaus von WEA insbesondere beim Einsatz von Pfahlgründungen, als Form der Tiefgründung. Mit ihr werden die Lasten der WEA in tiefere und tragfähigere Bodenschichten abgetragen. Bei dieser Art der Gründung werden Pfähle wahlweise in den Boden gerammt oder gebohrt, bis diese eine ausreichend tragfähige Schicht erreicht haben und in diese einbinden. Eine Pfahlgründung kann auch so konstruiert sein, dass eine Einbindung in festen Untergrund erreicht wird ohne, dass über die Pfahllänge (Reibungsfläche) die Last in den umgebenden Untergrund abgeleitet wird.\r\nAuch gibt es teilweise pfahlartige Elemente, sogenannte Schüttpfähle oder Rüttelsäulen, bei denen im Boden gebohrte Löcher mit Material im Kontraktorverfahren verdichtet, verfüllt und teilweise unter Zugabe von Bindemitteln verhärtet werden. Bei dieser Bodenverbesserung wird der anstehende Baugrund in seiner Gesamtheit verbessert. Es handelt sich hierbei nicht um Pfahlelemente, sondern weiterhin um Boden. Diese Art der Einbringung in den Boden soll daher nicht Gegenstand dieses Papieres sein.\r\nIm Zusammenhang mit der Rückbauverpflichtung ist darauf hinzuweisen, dass das Gesetz zunächst keinen ausdrücklichen Unterschied zwischen einer Pfahlgründung und einer Flachgründung kennt. Auch in den Windenergieerlassen der Länder – mit Ausnahme von Schleswig-Holstein – wird keine Unterscheidung zwischen Flach- und Pfahlgründungen getroffen, sodass letztere grundsätzlich ebenfalls komplett zurückgebaut werden müssen.28\r\nFraglich ist jedoch, speziell vor dem Hintergrund des gesetzlichen Zwecks der Rückbauverpflichtung, ob eine andere Bewertung erforderlich ist, wenn es sich um eine Pfahlgründung handelt. Ziel des Gesetzgebers ist es – neben dem Entgegenwirken der Beeinträchtigung der Landschaft durch aufgegebene Anlagen mit einer nur zeitlich begrenzten Nutzungsdauer – auch nach der dauerhaften Aufgabe die mit der Errichtung und dem Betrieb der Windenergieanlage, notwendig einhergehende Bodenversiegelung zu beseitigen, um abschließend möglichst geringe Eingriffe in der Bodenstruktur zu haben.\r\nWährend der Rückbau von Flachfundamenten sich weitestgehend auf den Abtrag des betonierten Fundaments und der Entsiegelung der Fläche beschränkt, gestaltet sich dieser Aufwand bei Tiefgründungen, insbesondere bei Pfahlgründungen, als erheblich umfangreicher. Beim Rückbau dieser Art der Tiefgründung ist ein besonders massiver und tiefgreifender Eingriff in die Bodenstrukturen erforderlich. Zwar kann auch hier der eingesetzte Fundamentkörper, welcher die Pfähle miteinander verbindet, entfernt werden, um die vorhandene Versiegelung des Bodens zu beseitigen; allerdings ist die Entfernung der gebohrten oder gerammten Pfähle unter dem Gesichtspunkt des Bodenschutzes nicht sinnvoll. So ist im Hinblick auf den Gesetzeszweck – die Bodenversieglung nach Nutzungsaufgabe zu beseitigen – die Entfernung vertikaler Strukturen nicht geboten. Dem Zweck entsprechend bezieht sich der Anwendungsbereich der Rückbauverpflichtung daher nicht auf den Rückbau von Pfählen oder vertikalen Strukturen. Die Versickerung von Grundwasser durch Pfähle wird nicht verhindert und auch die horizontalen Grundwasserströme werden durch die Pfähle nicht gestört. Zudem ist der Flächenanteil der Pfähle minimal. Die negativen Auswirkungen auf die Natur durch einen derart intensiven Eingriff in die Bodensubstanz überwiegen in einem solchen Fall.\r\n28 FA Wind (2023): Kompaktwissen Rückbau und Recycling, S. 2 – LINK.\r\n9 von 10\r\nZusätzlich stellt sich ein kompletter Rückbau als besonders bautechnische Herausforderung bzw. zum Teil auch als unmöglich dar und ist nur mit einer erheblichen Beeinträchtigung der Bodenstruktur zu bewerkstelligen. Würde man also darauf abstellen, dass Pfähle in Gänze zu entfernen seien, müssten unter Umständen bis zu 40 Meter tiefe Baugruben ausgehoben werden.29 Mit solchen Maßnahmen sind aber erhebliche Beeinträchtigungen für die Bodenstruktur verbunden, welche im Zweifel wesentlich größere Auswirkungen auf die Bodenökologie haben als eine im Boden verbleibende vertikale Struktur. Dies lässt sich auch damit begründen, dass es aufgrund der genutzten Pfähle nur zu einem minimalen Eingriff in die Bodenstruktur kommt. Die im Zusammenhang mit dem kompletten Rückbau der Pfähle aus dem Boden entnommenen Erdmassen müssten, unter Zugabe weiterer Erden und unter Einsatz einer sehr aufwendigen geschlossenen Grundwasserhaltung, wieder in die Baugrube verfüllt und verdichtet werden. Diese großflächige Bodenentnahme und Rückführung kann für den betreffenden Standort zu erheblichen Beeinträchtigungen und Baugrundstörungen führen.\r\nFestzuhalten bleibt daher, dass bei Pfahlgründungen ein Rückbau weder aufgrund des § 35 Absatz 5 Satz 3 BauGB geboten, noch aus bodenschutzrechtlicher Sicht sinnvoll ist. Anstatt strikt an einem vollständigen Rückbau festzuhalten, kann darauf abgestellt werden, dass die Beseitigung einer Tiefgründung negative Bodenveränderungen nach sich zieht und die Pfähle ohne erhebliche Auswirkungen im Boden verbleiben können.\r\n3.2 Konkreter BWE-Gesetzesvorschlag\r\nUm hier die notwendige Rechtssicherheit für alle Beteiligten zu gewinnen, empfiehlt der BWE, eine entsprechende bundeseinheitliche Regelung für den Umfang der Rückbauverpflichtung zu schaffen. Entsprechend den zuvor gemachten Ausführungen wird eine Änderung des § 249 BauGB vorgeschlagen.\r\nKonkret: Ergänzung des § 249 BauGB um einen neuen Absatz (neuer Text fett):\r\n„Rückbau ist die Beseitigung der Windenergieanlage und insoweit die Herstellung des funktionell davor bestehenden Zustandes. Dies umfasst die vollständige Entfernung der Anlage einschließlich des Fundaments und der ihr dienenden Nebenanlagen. Die Entfernung von Tiefgründungen mittels Pfählen ist unter Berücksichtigung der Belange des Bodenschutzes und des Beseitigungsaufwandes als unverhältnismäßig zu beurteilen und nicht von der Verpflichtung nach Satz 2 umfasst.“\r\n29 Rechnung eines Mitglieds aus dem Juristischen Beirats: beim Rückbau einer Pfahlgründung von 25 m Tiefe ist eine Fläche von fast 1.000 m² halb kegelförmig aufzugraben und ca. 16.000 m³ Erde zu bewegen. Bei 50 m wären es ca. 4.000 m² und 65.000 m³.\r\n10 von 10\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nIstockphoto/ictor\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner*innen\r\nElisabeth Görke Wolf Stötzel\r\nJustiziarin Teamleiter Technik und Betrieb\r\ne.goerke@wind-energie.de w.stoetzel@wind-energie.de\r\nAutorin in alphabethischer Reihenfolge\r\nElisabeth Görke\r\nJustiziarin\r\ne.goerke@wind-energie.de\r\nDatum\r\n22. März 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-22"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001535","regulatoryProjectTitle":"Stromdirektbelieferungen ermöglichen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fb/52/284855/Stellungnahme-Gutachten-SG2406060002.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nStromdirektbelieferung für Unternehmen\r\nGrünstrom aus dem eigenen Windpark für den Mittelstand und die Industrie\r\nApril 2024\r\n2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Status quo: Direktbelieferung von Industrieunternehmen ........................................... 3\r\n2.1 Begriffsbestimmungen ......................................................................................................................... 4\r\n2.2 Wie ist die Industriestrombelieferung geregelt? .................................................................................. 5\r\n2.3 Vorteile der Industriestrombelieferung ................................................................................................ 6\r\n3 Was es zur Ermöglichung für mehr Direktbelieferung braucht ..................................... 7\r\n3.1 Streichung der unmittelbaren räumlichen Nähe im EEG ...................................................................... 7\r\n3.2 Anpassungen im EnWG ........................................................................................................................ 8\r\n3.3 Redispatch auf Netzeinspeisung konzentrieren ................................................................................. 10\r\n4 Fazit ......................................................................................................................... 10\r\n3 von 11\r\n1 Einleitung\r\nDer Ausbau der Windenergie an Land wird gegenwärtig durch im EEG verankerte politische Ausbauziele vorangetrieben, und der erzeugte Strom entsprechend gesetzlicher Vorgaben über die Börse vermarktet. Dabei geht die grüne Eigenschaft für potenzielle Abnehmer*innen aus der Wirtschaft aktuell verloren. Ein industrie- und damit abnehmerseitig getriebener Ausbau der Windenergie an Land auf Grundlage von Direktbelieferungen findet aufgrund fehlender Anreize und regulatorischer Hemmnisse deshalb aktuell nur in absoluten Ausnahmefällen statt, trotz großer Nachfrage aus der Wirtschaft.\r\nHierdurch bleiben nicht nur Potenziale zur kostengünstigeren Eigenstromversorgung mit erneuerbaren Energien ungenutzt, die die Unternehmen und den Wirtschaftsstandort Deutschland stärken. Auch Impulse, sich in Gemeinden insbesondere im Süden Deutschlands wirtschaftsseitig für den lokalen Ausbau der Windenergie einzusetzen, bleiben auf der Strecke. Gleichzeitig könnte durch privatwirtschaftliche Initiativen der Netzausbau vor Ort entlastet werden, und Kosten und Umfang des Ausbaus der öffentlichen Netze reduziert werden. Der BWE hat die im Zusammenhang mit Direktbelieferungen entstehenden Chancen für Industrie und Gesellschaft deshalb wiederholt gemeinsam mit der Wirtschaft in die Bundespolitik gespielt.\r\nDarüber hinaus ergeben sich insbesondere für größere Unternehmen im Rahmen der Nachhaltigkeitsberichterstattung (EU CSRD-Richtlinie 2022/2464) neue Herausforderungen, da das Angebot von anrechnungsfähigem Grünstrom auf dem deutschen Strommarkt begrenzt ist.\r\nAm 28. März 2023 erzielten die Ampelfraktionen im Koalitionsausschuss eine politische Grundsatzeinigung zu Direktbelieferungen:\r\n„Windenergie an Land sollte zeitnah zugebaut werden, um insbesondere den Bedarf von Industrie und Gewerbe zu decken, auch hierfür sind kurzfristig zusätzliche Flächen bis Ende 2027 erforderlich. […] Auf den o.g. Flächen sollen Windenergieanlagen für die direkte Belieferung der benachbarten Unternehmen errichtet werden können, ebenso soll auch der Eigenverbrauch ermöglicht werden.“1\r\nDieses Verhandlungsergebnis wurde auch in der Wind-an-Land-Strategie des BMWK aus dem Mai 2023 verschriftlicht.2\r\nStand Frühjahr 2024 hat der BWE allerdings keine Kenntnis einer Umsetzung der politischen Beschlüsse aus dem Frühjahr 2023, die den Ausbau der Windenergie aus Sicht der Branche weiter beschleunigen könnten. Deshalb stellt der BWE mit diesem Positionspapier mehrere Vorschläge zu gesetzlichen Anpassungen zur Debatte, damit Industriebetriebe bzw. stromverbrauchende Unternehmen sich analog zur Dachsolaranlage für das Eigenheim oder bestehenden Kraftwerken zur Eigenversorgung auf Betriebsgeländen zukünftig einen eigenen Windpark zur Eigen(grün)stromversorgung bauen können - sofern im Umfeld geeignete Potenzialflächen für Windenergieanlagen zu finden sind. Um den Hebel der lokalen Incentivierung des Ausbaus der Windenergie nutzen zu können, sind aus Sicht des BWE Direktleitungen und die damit einhergehend sinkenden Stromnebenkosten für die\r\n1 Auszug aus den Ergebnissen des Koalitionsausschusses LINK\r\n2 Wind-an-Land Strategie des BMWK LINK\r\n4 von 11\r\nStromempfänger*innen zwingend erforderlich. Der BWE erhofft sich davon, dass interessierte Unternehmen mit ihren Standortgemeinden in den Dialog über den Ausbau der Windenergie vor Ort in der Kommune treten werden. Damit wäre ein weiterer Grund geschaffen, lokal den Übergang von einer NIMBY-Logik („not in my backyard“) auf einen YIMBY-Ansatz („yes in my backyard“) einzuleiten.\r\nAus Verbandssicht sind dafür lediglich einige wenige gesetzliche Stellschrauben anzupassen. Diese sind geeignet, die Direktbelieferung für Wind-an-Land deutlich einfacher und attraktiver als bisher zu gestalten.\r\n1. Das Kriterium der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ sollte aus dem EEG und die maximale Leitungslänge von 5 km aus dem EnWG gestrichen werden. Anders als bei PV-Anlagen ist bei Windenergieanlagen schon aus immissionsschutzrechtlichen Gründen auf einen gewissen Abstand zur Bebauung und damit zur Verbrauchsstelle zu achten. Der Begriff der unmittelbaren räumlichen Nähe geht hier fehl. Eine Beschränkung der Distanz der Anlagen zum abnehmenden Unternehmen sollte sich allein aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten ergeben. Diese verhindern zugleich Befürchtungen von überlangen Direktleitungen.\r\n2. Weitere Klarstellungen im EnWG können dazu beitragen, bestehende Unsicherheiten abzubauen und Investitionen begünstigen. Dabei geht es um Begrifflichkeiten und bürokratische Hürden.\r\nMit der Erleichterung von Direktbelieferungen kann zudem in erheblichem Maße privates Kapital für den Ausbau der erneuerbaren Energien mobilisiert werden. Dies würde zur Entlastung der öffentlichen Haushalte und der Stromverbraucher beitragen.\r\n2 Status quo: Direktbelieferung von Industrieunternehmen\r\nIm Zusammenhang mit der Stromdirektbelieferung von Industrieunternehmen gibt es zahlreiche rechtliche Begriffe und Normen, die zu beachten sind. Anders als langfristige Stromlieferverträge über sogenannte Power-Purchase-Agreements (PPAs), bei denen der Grünstrom über das öffentliche Netz transportiert wird, sind Direktlieferverträge im Sinne von On-Site PPAs noch rar in Deutschland. Dies liegt ausschlaggebend an den derzeit für die praktische Ausgestaltung hinderlichen rechtlichen Bestimmungen, welche den Abschluss von Direktlieferverträgen zur Stromlieferung außerhalb des Netzes langwierig und kompliziert machen. Dieses Papier will über die einzelnen Säulen und Rechtsquellen informieren (unter Punkt 2) sowie Vorschläge und Anforderung an Gesetze aufzeigen (Punkt 3 & 4), damit diese die Industriestrombelieferung sinnvoll ermöglichen.\r\n2.1 Begriffsbestimmungen\r\nDazu werden zunächst einige rechtliche Begriffe in diesem Zusammenhang erläutert.\r\nDirektbelieferung der Industrie meint eine direkte physische (und nicht nur eine bilanzielle) Stromlieferung, ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes.\r\nZudem muss unterschieden werden, ob ein On-Site-PPA vorliegt (dazu unten) oder ob eine klassische Eigenversorgung-/ Erzeugung vorliegt3.\r\n3 Mehr dazu hier, S. 10.\r\n5 von 11\r\nIst der das stromabnehmende Unternehmen auch Betreiber der erneuerbaren Erzeugungsanlage liegt in der Regel eine Eigenversorgung vor.\r\nWird die Anlage jedoch von einer vom stromabnehmehmenden Unternehmen verschiedenen Dritten Partei betrieben, so wird mit der Drittpartei z.B. ein On-Site PPA abgeschlossen. Dabei ist die Drittpartei im Allgemeinen für den Bau, den Betrieb und andere Dienstleistungen zuständig und verkauft den erzeugten grünen Strom über einen bestimmten Zeitraum zu einem im Stromliefervertrag mit dem stromabnehmenden Unternehmen (PPA) festgelegten Preis. Die Anlage kann, muss aber nicht von derselben Partei errichtet werden und die Errichtung kann genauso durch den oder die Stromabnehmer selbst erfolgen. Der Umfang der Lieferung kann individuell festgelegt werden. Es muss nicht der gesamte erzeugte Strom an die Industrieabnehmenden geliefert werden. Anderweitige Verteilung ist möglich, so kann ein Teil des erzeugten Stroms an das abnehmende Unternehmen gehen und ein weiterer Teil ins öffentliche Netz eingespeist oder an weitere Drittabnehmende vor Ort geliefert werden.\r\nIn Abgrenzung zur Direktvermarktung und Eigenerzeugung besitzt Direktlieferung drei wesentliche Charakteristika:\r\n1. die Lieferung von Strom an eine*n Abnehmer*in,\r\n2. die unmittelbare räumliche Nähe zwischen Erzeugung und Verbrauch,\r\n3. keine Durchleitung durch ein Netz der öffentlichen Versorgung.\r\nDirektlieferung ist demnach die Belieferung eines Abnehmers mit Strom, der nicht mit der Anlagenbetreiber*in identisch ist, ohne Netznutzung.\r\nVon hoher Bedeutung im Zusammenhang mit Direktlieferungen sind Kundenanlagen, die in § 3 Nummer 24a/24b EnWG definiert sind:\r\nEnergieanlagen zur Abgabe von Energie, die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befinden oder bei der durch eine Direktleitung nach Nummer 12 mit einer maximalen Leitungslänge von 5.000 Metern und einer Nennspannung von 10 bis einschließlich 40 Kilovolt Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes angebunden sind, mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind, für die Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas unbedeutend sind und jedermann zum Zwecke der Belieferung der angeschlossenen Letztverbraucher*innen im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden,\r\nEin weiterer gesetzlicher Begriff, der in diesem Zusammenhang von Bedeutung ist, ist in § 3 Nr. 12 EnWG in Form der Direktleitung vorgesehen. Diese ist eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen Elektrizitätserzeuger und ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, Tochterunternehmen oder Kunden verbindet, oder eine zusätzlich zum Verbundnetz errichtete Gasleitung zur Versorgung einzelner Kunden, definiert.\r\n2.2 Wie ist die Industriestrombelieferung geregelt?\r\nDas EEG beinhaltet keinen separaten Teil zu Industriestrombelieferungen, gibt jedoch an einigen Punkten wenige Vorgaben. So fällt die Industrieversorgung im Wege der Direktbelieferung in den §§ 3 Nr. 16, 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG.\r\n6 von 11\r\nVertraglich wird diese direkte Stromabnahme mittels eines On-site PPA geregelt. Bei einem Vor-Ort (On-site) Power-Purchase-Agreement (PPA) findet eine direkte physische (und nicht nur eine bilanzielle) Stromlieferung statt.\r\nRechtlich ist ein On-Site-PPA als Kaufvertrag im Sinne der §§433 ff. BGB einzuordnen und stellt ein Dauerschuldverhältnis dar. Kernbestandteile eines solchen Vertrages sind die Laufzeit und Kündigungsrechte, Preisregelung, Regelung zu Schadensersatz, Abrechnung und Sicherheiten. Zusätzlich werden in der Regel Mengenverpflichtungen, der Lieferbeginn, ob Vollversorgung oder (nur) Direktlieferung sowie Vereinbarungen zur Stromqualität aufgenommen.\r\nDes Weiteren unterliegt ein PPA grundsätzlich der zivilrechtlichen Vertragsfreiheit, mit den allgemeinen Einschränkungen u.a. aus dem allgemeinen AGB-Recht bei Verwendung von Vertragsmustern (§§307ff. BGB), dem Energierecht (§§40 ff. EnWG) und der Preisangabenverordnung (PAngV).\r\nIm europäischen Vergleich liegt Deutschland zwar mit einem PPA-Volumen von 3,9 GW an der Spitze. Davon entfallen jedoch 1,5 GW auf PV und 2,1 GW auf Offshore Windenergieanlagen. Lediglich 0,3 GW fallen auf Onshore-Windenergieanlagen, wobei der Großteil dessen auch Anlagen sind, die dem Anschlussbetrieb zuzuordnen sind. 4\r\nDabei geht eine Veräußerung mittels On-site PPA mit einigen Vorteilen einher. So fallen für den, ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes gelieferten Strom keine Netzentgelte und keine netznutzungsbezogenen Abgaben und Umlagen an, da der Strom eben nicht über das öffentliche Netz an die Abnehmer*in fließt. Aber auch die Netzbetreiber sind in die Direktlieferung in aller Regel einbezogen, weil der in nahezu allen Fällen zusätzlich benötigte Reststrom über das öffentliche Stromnetz geliefert wird.\r\nZu beachten sind zahlreiche Pflichten und Vorgaben, z.B. bei der Vertragsgestaltung, Rechnungsgestaltung, Strompreisgestaltung und den Messvorgaben. Ebenso ergeben sich für die Produzent*innen erhebliche administrative Anforderungen, wie z.B.: Informationspflichten, Dokumentationspflichten und Meldepflichten. Zudem begründet die Lieferung an Dritte grundsätzlich energierechtliche Pflichten als Energieversorgungsunternehmen iSd. EnWG, als Versorger iSd. StromStG, als Stromlieferant iSd. § 3 Nr. 31a EnWG und als Energiehändler iSd. REMIT.\r\n2.3 Vorteile der Industriestrombelieferung\r\nIn diesem für den aufgrund von On-Site PPA gelieferten Strom beantragen und entwerten Stromlieferant*innen im Rahmen der Stromkennzeichnung gemäß § 42 EnWG Herkunftsnachweise, so dass dadurch belegt ist, dass Abnehmende den erneuerbaren Strom von Lieferant*innen beziehen. Der Bezug von Strom aus einer EE-Anlage im Rahmen der Direktbelieferung kann auch eine Energieeffizienzmaßnahme sein, denn Umspann- und Netzverluste werden vermieden. Ein zusätzlicher Vorteil ist die Sichtbarkeit der Abnehmer*innen, welche Glaubwürdigkeit bei den Mitarbeitenden und anderen Interessengruppen hinsichtlich seiner Nachhaltigkeit schafft.\r\nWeitere Vorteile liegen in der erhöhten Versorgungssicherheit und in der Diversifizierung des Strommarkts dahingehend, dass neue Akteurinnen und Akteure auf dem Strommarkt teilnehmen sowie\r\n4 Quelle: Vortragsunterlagen Energiewirtschaft verstehen - Strategien der Vermarktung von EE-Strom, 13.02.2024, enervis PPA Datenbank (keine Gewähr für Vollständigkeit)\r\n7 von 11\r\nKapazitäten erhöht werden, die den Wettbewerb erhöhen. Zudem gestaltet sich die Energiewende als Mitmachprojekt, da der Mittelstand durch die Vor-Ort-Erzeugung einen eigenen Beitrag zur Energiewende leistet und diesen auch als Standortvorteil nutzen kann. Für die Akzeptanz der Energiewende in der Wirtschaft ist das von nicht zu unterschätzender Bedeutung.\r\nNeben dem allgemeinen Vorteil der Kostenersparnis (s.o.) liegt auch ein Vorteil in der Möglichkeit der Flexibilisierung der Nachfrage. Da die Stromerzeugung zunehmend volatiler wird, ist es notwendig auf Nachfrageseite, wo möglich, flexibel reagieren zu können. Lohnend wird eine flexible Produktion erst mit Erzeugungsanlagen, die den Unternehmen die Möglichkeit eröffnen, Strom am Markt zu kaufen, die Direktbelieferung oder Eigenerzeugung zu nutzen oder die Produktion anzupassen.\r\nEine wichtige Anwendung der direkten Belieferung vor dem Netzverknüpfungspunkt wird zukünftig die Elektrolyse zur Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff darstellen. Einfache und klare Regel müssen einen flexiblen Einsatz von Elektrolyseuren ermöglichen.\r\n3 Was es zur Ermöglichung für mehr Direktbelieferung braucht\r\nUm die Vorteile von Stromdirektlieferungen effektiv nutzen zu können, bedarf es Anpassungen an den derzeitigen gesetzlichen Vorgaben. Im Folgenden werden die konkreten Anpassungsvorschläge vorgestellt.\r\n3.1 Streichung der unmittelbaren räumlichen Nähe im EEG\r\nDas Kriterium der unmittelbaren räumlichen Nähe ist nicht klar definiert, oftmals ist es zweifelhaft, ob die Anforderung erfüllt ist. In der Praxis hindert das rechtliche Risiko, welches durch den nicht näher bestimmten Begriff besteht, regelmäßig substanzielle Investitionen. Der Begriff taucht an unterschiedlichen Stellen im EEG auf und sollte gestrichen werden.\r\nBefürchtungen eines volkswirtschaftlich unsinnigen Privatnetzausbaus ist entgegenzuhalten, dass ein Bau von langen Direktleitung unattraktiv ist. Es gibt keinerlei Grund Leitungen länger als nötig zu bauen. Eine direkte Leitung wird bereits aus wirtschaftlichen Gründen eine gewisse Länge und damit auch einen räumlichen Zusammenhang nicht überschreiten. Je länger die gebauten Leitungen, desto größer sind auch die Leitungsverluste und desto größer wird z.B. die Zahl an Grundstücken, die sie queren müssen. Das steigert die Kosten durch erhöhten Planungs- und Verhandlungsaufwand mit den Grundstückseigentümer*innen, die für die Nutzung ihrer Grundstücke Geld erhalten. Das Beispiel eines Projektes in einem Flächenland wie Brandenburg zeigt, dass für eine 25 km Direktleitung bis zu 150 Grundstücke überquert werden müssen. Das unbestimmte Kriterium der unmittelbar räumlichen Nähe ist daher nicht nötig, nur hinderlich.\r\nSo würde auch die unbegründete Diskriminierung von Windkraftanlagen beendet werden, die (anders als bspw. PV-Dachanlagen) regelmäßig nicht in unmittelbarer räumlicher Nähe zum Verbrauch stehen, sondern einige Kilometer weit entfernt. Erstmalig tauchte der Begriff im EEG 2009 auf. Auch hier ist aus der Gesetzesbegründung nicht ersichtlich wozu die „unmittelbar räumliche Nähe“ eingebaut wurde.\r\nIn § 3 Nr. 16 EEG wird für die Direktbelieferung die nicht weiter definierte Einschränkung der unmittelbaren räumlichen Nähe vorgeschrieben. Dies führt zu Unsicherheiten bei der Planung bspw. von Windenergieanlagen zur Direktbelieferung an Elektrolyseure oder industrielle Verbraucher*innen, die typischerweise nicht unmittelbar an der verbrauchenden Industrieanlage errichtet werden können,\r\n8 von 11\r\nund sollte entfallen. Stattdessen sollte sachgerecht die Nutzung direkter Leitungen ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes zur Beschreibung einer Direktbelieferung hinreichend sein.\r\n• § 3 Nr. 16 EEG\r\n„Direktvermarktung“ die Veräußerung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas an Dritte, es sei denn, der Strom wird in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbraucht und nicht durch ein Netz durchgeleitet.\r\nDie gleiche Änderung müsste auch in § 21b EEG vorgenommen werden.\r\n• § 21b Abs. 4 Nr. 2 lit. a EEG\r\n(4) Unbeschadet von Absatz 1 können Anlagenbetreiber\r\n1. jederzeit ihren Direktvermarktungsunternehmer wechseln oder\r\n2. Strom vollständig oder anteilig an Dritte weitergeben, sofern\r\na) diese den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen,\r\nb) der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird und\r\nc) kein Fall des Absatzes 1 Satz 1 Nummer 2 in Form der Einspeisevergütung nach § 21 Absatz EEG § 21 Absatz 1 Nummer 3 oder des Absatzes 1 Satz 1 Nummer 3 vorliegt.\r\n3.2 Anpassungen im EnWG\r\nAnalog zum EEG müsste auch im EnWG eine begriffliche Klarstellung erfolgen, um Rechtsunsicherheiten bei Direktbelieferungen in Kundenanlagen auszuräumen. In der Praxis ergeben sich immer wieder Probleme hinsichtlich der anschließbaren Kundenanlagen. Es herrscht Unklarheit darüber, ob mehrere Kundenanlagen angeschlossen werden können. Zudem herrscht Unklarheit darüber, ob Netzverbindung in irgendeiner Weise möglich sein kann bei Direktleitungen. Dies führt in der Praxis zu massiven Investitionshemmnissen. Folgende Vorschläge sollen dem entgegenwirken:\r\n3.2.1 Ergänzung der Definition „Direktleitung“ in § 3 Nr. 12 EnWG\r\nDie Definition „Direktleitung“ in § 3 Nr. 12 EnWG könnte dazu wie folgt ergänzt werden (neuer Text fett, Alternativvorschlag entsprechend gekennzeichnet):\r\n„Direktleitung\r\neine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen oder mehrere Elektrizitätserzeuger und ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, Tochterunternehmen oder Kunden verbindet, oder eine zusätzlich zum Verbundnetz errichtete Gasleitung zur Versorgung einzelner Kunden; im Fall von Elektrizitätserzeugern kann die Leitung dabei zugleich auch dem Netzanschluss der Elektrizitätserzeuger und der Kundenanlage dienen.“\r\n9 von 11\r\n3.2.2 Geringere Anforderungen zur Informations- und Berichtspflicht im Rahmen der Direktbelieferung durch Schaffung von Ausnahmen von Vorgaben für Energielieferverträge nach § 41 EnWG\r\nZudem sollte an Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen, die einzelne industrielle oder gewerbliche Verbraucher*innen direkt beliefern, nicht die gleichen umfangreichen Anforderungen zur Informations- und Berichtspflicht gestellt werden wie an öffentliche Energieversorgungsunternehmen.\r\nInformations- und Berichtspflichten zielen auf die diskriminierungsfreie Bewirtschaftung eines Netzgebietes mit allen Pflichten zur Bilanzierung und Entgeltberichterstattung im Sinne der Strommarktliberalisierung ab. Die reine Belieferung über eine Direktleitung stellt hierbei kein Netz dar, noch ist der Anschluss anderer Abnehmer*innen an eine solche dezidiert geschaffene Kundenanlage zur 1:1-Belieferung technisch möglich.\r\nHierzu könnte § 41 EnWG durch einen neuen Absatz 9 ergänzt werden:\r\n„(9) Verträge über die Lieferung von Strom aus Anlagen im Sinne des § 3 Nr. 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 21. Juli 20145 an einen Kunden, der nicht Haushaltskunde ist, sind von der Geltung des Abs. 1 Nr. 6, 7, 9, 10, 11, Abs. 2, 3, 4, 5 und 7 ausgenommen.“\r\n3.2.3 Streichung der maximalen Leitungslänge in der Definition Kundenanlagen in § 3 Nr. 24a EnWG\r\nMit der Anpassung der Definition „Kundenanlage“ in § 3 Nr. 24a und b EnWG durch die EnWG-Novelle vom Dezember 2023 wurde erstmals der Begriff „Direktleitung“ mit der „Kundenanlage“ verbunden, wobei die maximal zulässige Leitungslänge mit 5.000 Metern vorgesehen wurde. Hierdurch ergibt sich einerseits eine gewisse Klarstellung, was Direktleitungen mit einer Länge von 0 bis 5.000 Metern betrifft. Andererseits birgt dies ein weiteres Risiko für Direktlieferungen mittels Direktleitungen mit einer Länge von nur etwas mehr als 5.000 Metern und wird in der künftig gelebten Rechtspraxis voraussichtlich zu großer Verunsicherung führen. Projekte werden aufgrund des erhöhten rechtlichen Risikos zunehmend als unwirtschaftlich bewertet werden. Eine starre Regulierung der Leitunslänge ist zudem nicht erforderlich, da Leitungslängen aus wirtschaftlichen Gründen nicht länger als unbedingt nötig gebaut werden, vgl. dazu die Ausführungen unter 3.1.\r\nDurch die Änderung wird sichergestellt, dass keine Vermischung mit dem Begriff der Direktleitung stattfindet. Das Streichen der Meteranzahl sorgt für mehr Flexibiliät. Zudem wird klargestellt, dass die Anbindungen an die EE-Anlagen und ans Netz für die Beurteilung des zusammengehörenden Gebiets nicht erheblich sind. Diese Leitungen wärem trotzdem Teil der Kundenanlage. Relevant wäre dann aber, dass die Leitungen, die konkret Verbraucher*innen versorgen innerhalb eines zusammengehörenden Gebiets liegen. Die dezentrale Erzeugung, insbesondere mit Windkraft, erfordert einen flexibleren Umgang mit der Entfernung zwischen Erzeugung und Verbrauch. Betriebswirtschaftliche Erfordernisse werden Projekte mit „zu langen“ Anbindungsleitungen verhindern. Der Ort der Netzverknüpfung ist für den Kundenanlagenbetreiber nicht beeinflussbar und sollte den Kundenanlagenstatus nicht gefährden.\r\n5 Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 21. Juli 2014 (BGBl. I S. 1066), das zuletzt durch Artikel 4 des Gesetzes vom 26. Juli 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 202) geändert worden ist.\r\n10 von 11\r\nGegenwärtig können Projekte nicht umgesetzt werden, weil die Anbindung der Kundenanlage über mehrere Kilometer verläuft oder die EE-Erzeugungsanlagen mit einer Leitungslänge von über 5 Kilometern angebunden werden.\r\nHier ist eine Nachbesserung im Sinne des Wegfalls der Einschränkung der Leitungslänge dringend erforderlich.\r\nSo hält sich in der Praxis hartnäckig das ungeschriebene Tatbestandsmerkmal, dass keine Verbindung zum Netz bestehen dürfe und kein Netzstrom über sie fließen dürfe. Eine gesetzliche Konkretisierung würde hier für Klarheit und Investitionssicherheit sorgen.\r\nDie Definition der Kundenanlage in § 3 Nr. 24a und b EnWG könnte dazu wie folgt geändert werden:\r\n„a) die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befinden oder bei der durch eine Direktleitung nach Nummer 12 mit einer maximalem Leitungslänge von 5000 Metern mit einer Nennspannung von 10 bis einschließlich 40 Kilovolt Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare Energien Gesetzes angebunden sind,\r\nb) mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer oder mehreren Erzeugungsanlagen verbunden sind, wobei weder die Leitung ans Enegieversorungsnetz noch die Leitung an Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes und die Anlagen nach § 3 Nummer 1 Erneuerbaren-Energie-Gesetz auf dem räumlich zusammengehörenden Gebiet liegen müssen,“\r\n3.3 Redispatch auf Netzeinspeisung konzentrieren\r\nDer BWE regt an über die Möglichkeit nachzudenken, Anlagen, die Strom vorrangig (mindestens 80 Prozent) zur Direktbelieferung von einzelnen, industriellen oder gewerblichen Verbraucher*innen erzeugen, nachrangig zum Redispatch heranzuziehen und so Industriekundinnen und -kunden und deren hohen Investitionen Rechnung zu tragen. Anlagen, die Strom vorrangig (80 Prozent) zur Direktlieferung erzeugen, belasten das öffentliche Netz nicht oder nur geringfügig. Änderungen wären in der Festlegung der Bundesnetzagentur BK6-20-059 aufzunehmen. Möglich wäre die Aufnahme, dass EE-Anlagen, die nicht oder zu einem geringfügigen Anteil der jeweiligen Erzeugungsleistung (höchstens 20 Prozent) in ein Elektrizitätsversorgungsnetz einspeisen, nur nach Erzeugungsanlagen, die ganz oder überwiegend in ein Elektrizitätsversorgungsnetz einspeisen, zum Redispatch herangezogen werden.\r\n4 Fazit\r\nDie Notwendigkeit von Gesetzesänderungen zur Förderung von Stromdirektbelieferungen ist unumgänglich, um gemeinsam die Dekarbonisierung der Industrie voranzutreiben. Direktbelieferungen bieten zahlreiche Vorteile, indem sie effizientere, nachhaltigere und kostengünstigere Energielösungen ermöglichen. Durch die vorgeschlagenen Gesetzesänderungen würde ein bedeutender Fortschritt in Richtung Dekarbonisierung erzielt werden, indem Hemmnisse beseitigt und Anreize geschaffen werden, privatwirtschaftliche Investitionen in diese Modelle zu fördern. Dies trägt nicht nur zur Umweltschonung bei, sondern stärkt langfristig auch die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie.\r\n11 von 11\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nJan Oelker\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartnerin\r\nAntigona Lesi | Stv. Leiterin Justiziariat | a.lesi@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nJuliane Karst, Justiziarin\r\nAntigona Lesi Stv. Leiterin Justiziariat\r\nRon Schumann Referent Politik\r\nBeteiligte Gremien\r\nGesamtvorstand\r\nArbeitskreis Energiepolitik\r\nSprecherkreis Juristischer Beirat\r\nJuristische AG Energierecht\r\nDatum\r\n15. April 2024\r\nNachträgliche Überarbeitung der Einleitung am 13. Mai 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001536","regulatoryProjectTitle":"Anpassung des BauGB an geändertes BImschG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e3/eb/284857/Stellungnahme-Gutachten-SG2406060003.pdf","pdfPageCount":38,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nPositionierung zur BauGB-Novelle\r\nFlächen für Wind an Land voranbringen: Empfehlungen für die Novelle des Baugesetzesbuches und weiterer Gesetze im Herbst 2024\r\nAugust\r\n2023\r\n2\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung .................................................................................................................. 3\r\n2 Überblick der BWE-Forderungen ................................................................................ 5\r\n3 Kurzfristig mehr Flächen mobilisieren ......................................................................... 7\r\n3.1 Weitergeltung der Ausschlusswirkung nur für Planungsregionen mit mindestens 1,4 Prozent Ausweisung............................................................................................................................ 8\r\n3.2 Planungssicherheit für Antragstellerinnen für den Zeitraum vor bzw. ohne Entprivilegierung ............................................................................................................................................... 9\r\n3.3 Finale Frist des WindBG vorziehen und Zwischenmindestziel streichen ............................. 11\r\n3.4 Gemeinde-Öffnungsklauseln: Akzeptanz und Selbstverwaltung stärken ............................ 12\r\n3.5 Hinderliche Beschränkungen der isolierten Positivplanung beseitigen .............................. 14\r\n3.6 Dauerhafte, uneingeschränkte Privilegierung für besondere Flächen ................................ 15\r\n4 Erleichterungen in ausgewiesenen Windgebieten ..................................................... 17\r\n4.1 Behindernde Plansicherungsinstrumente aussetzen und neue streichen .......................... 17\r\n4.2 Aussetzen entgegenstehender Bauleitplanung bis zu deren Anpassung ............................ 19\r\n4.3 § 6 WindBG um Nebenanlagen erweitern ........................................................................... 20\r\n4.4 Rotor-Out verbindlich machen ............................................................................................ 21\r\n4.5 Länderabstandsklauseln abschaffen .................................................................................... 22\r\n4.6 Problem der Bauhöhenbeschränkung und veralteten Baufenster beheben ....................... 24\r\n5 Bestandsanlagen erhalten und Repowering beschleunigen ....................................... 27\r\n5.1 Neuregelung für Repowering außerhalb ausgewiesener Gebiete nutzbar machen ........... 28\r\n5.2 Dynamischer Verweis auf „Repowering nach § 16b BImSchG“ ........................................... 29\r\n5.3 Gesetzessänderungsvorschlag zu den beiden vorstehenden Punkten ............................... 29\r\n5.4 Alte Baufenster und Höhenbegrenzungen sowie Länderabstandsklauseln zumindest für Repowering aussetzen ........................................................................................................ 30\r\n6 Abwägungsvorrang entsprechend § 2 EEG im BauGB verankern ............................... 31\r\n7 Beitrag zur Lösung der Blockade durch Denkmalschutz auf Bundesebene ................. 32\r\n7.1 Pflicht zur abschließenden Abwägung auf raumordnerischer bzw. bauleitplanerischer Ebene ............................................................................................................................................. 33\r\n7.2 Genehmigungsbedürftigkeit für WEA im Rahmen des Umgebungsschutzes aussetzen ..... 34\r\n8 Belange des Deutschen Wetterdienstes und seismologische Belange angemessen berücksichtigen .............................................................................................................. 35\r\n8.1 Wetterradare: Prüfbereiche umgehend reduzieren ............................................................ 35\r\n8.2 Pauschalabstände zu seismologischen Stationen abschaffen ............................................. 36\r\n8.3 Konkreter Gesetzesänderungsvorschlag zu den vorstehenden Punkten ............................ 36\r\n3\r\n1 Einleitung\r\nDer Zugang zu bebaubaren Flächen ist der zentrale Schlüssel für die Beschleunigung des Ausbaus von Windenergieanlagen an Land. Die Bundesregierung hat im vergangenen Jahr mit dem sog. Wind-an-Land-Gesetz als Teil des Sommerpakets 20221 gesetzliche Anpassungen des Bauplanungs- und Genehmigungsrechts für Windenergieanlagen (WEA) vorgenommen, um die Flächenverfügbarkeit zu steigern. Damit sollen die im Erneuerbaren-Energien-Gesetz festgeschriebenen Ausbauziele der Windenergie an Land von 115 GW in 2030, 157 GW bis 2035 und 160 bis 2040 erreichet werden. Auch dieses Jahr wurden Verbesserungen insbesondere im Baugesetzbuch (BauGB) auf den Weg gebracht: vereinfachte Zulässigkeit von WEA in Industrie- und Gewerbegebieten2, die Einführung einer Gemeindeöffnungsklausel3 und einer Länderöffnungsklausel.4\r\nDoch die bisherigen Regelungen insbesondere im materiellen Genehmigungsrecht und im Planungsrecht reichen nicht aus, um den Ausbau entsprechend der Ziele voranzubringen. Dies veranschaulicht die aktuelle Studie des Umweltbundesamtes (UBA) zur Flächenverfügbarkeit und den Flächenbedarfen eindrücklich. Es wird festgestellt, dass das noch verfügbare Leistungspotenzial der rechtskräftigen Flächenkulisse sowie perspektivisch das Potenzial der aktuellen Planentwürfe nicht zur Deckung der Ausschreibungsmengen der kommenden Jahre ausreicht. Demnach ist in den nächsten Jahren ein deutlich zu geringer Zubau der Windenergie an Land zu erwarten.5\r\nDas Problem ist zum einen, dass zu wenig Windfläche ausgewiesen ist und erwartbar zu wenig Windfläche ausgewiesen wird. Geeignete neue Flächen und Bestandsflächen außerhalb von Ausweisungen werden zu großen Teilen gesperrt und die Möglichkeiten kommunaler Ausweisung sind weiterhin zu stark beschränkt. Zum anderen ist die ausgewiesene Flächenkulisse in ihrer Verfügbarkeit6 zu ca. 40 Prozent eingeschränkt und zu 30 Prozent nicht nutzbar7.\r\nNach Ansicht des BWE bedarf es weiterer bundesgesetzlicher Regelungen, um dem überragenden öffentlichen Interesse an den erneuerbaren Energien zur Durchsetzung zu verhelfen und weiter zu\r\n1 Mitteilung des Bundesministeriums für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen mit weiterführenden Links zum Wind-an-Land-Gesetz – LINK.\r\n2 Im Gesetz zur Stärkung der Digitalisierung im Bauleitplanverfahren und zur Änderung weiterer Vorschriften, Artikel 1 Nr. 8 und Artikel 2 – LINK.\r\n3 Im Gesetz zur Änderung des LNG-Beschleunigungsgesetz und zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und zur Änderung des Baugesetzbuches, Artikel 3 Nr. 3 auf S. 4, Bundesgesetzblatt vom 14. Juli 2023 – LINK.\r\n4 Vgl. den neuen Absatz 4 in § 3 WindBG, welcher seit dem 3. August in Kraft ist.\r\n5 Ebd., S. 121 – LINK.\r\n6 Die Verfügbarkeit berücksichtigt Einschränkungen der ausgewiesenen Flächenkulisse, die sich aus dem Planungsansatz oder dem jeweiligen Landesrecht ergeben (z.B. Mindestabstandsregelungen zur Wohnbebauung, Höhenbegrenzungen und Pauschalverbote), UBA-Studie S. 14, 17 f. – LINK.\r\n7 Die Nutzbarkeit betrachtet die Hemmnisse, die der verfügbaren Fläche gegenüberstehen, die aber bei der Flächenausweisung nicht abschließend berücksichtigt werden; wirtschaftliche, privatrechtliche (z. B. fehlender Flächenzugriff) und genehmigungsrechtliche Hemmnisse (z. B. artenschutzrechtliche Konflikte) – ebd.\r\n4\r\nkonkretisieren. Die Öffnungsklauseln und Möglichkeiten auf Länderebene allein sind ungenügend, da sie das Erreichen der Ausbauziele nicht hinreichend sichern.\r\nDie für Herbst 2024 von der Bundesregierung angekündigte BauGB-Novelle soll die weiterhin bestehenden Hemmnisse im Genehmigungs- und Planungsrecht beseitigen. In diesem Zusammenhang kündigte die Bundesregierung im Rahmen ihrer Wind-an-Land-Strategie von Mai 2023 („Weichen Stellen für 160 Gigawatt Wind an Land bis 2035“)8 unter anderem eine flächenspezifische Außenbereichsprivilegierung für bestimmte, besonders geeignete Flächen an, um kurzfristig mehr Flächen zu mobilisieren. Zudem sollen Bestandsanlagen erhalten und Repowering beschleunigt werden. Auch Erleichterungen in ausgewiesenen Windgebieten wurden angekündigt. Darüber hinaus sollen Erleichterungen mit dem Umgang von Belangen des Denkmalschutzes, im Umgang mit seismologischen Stationen und die Erforderlichkeit von Anpassungen bei den Plansicherungsinstrumenten und den Regelungen zur Positivplanung geprüft werden.9\r\nIm Sinne einer besseren Nutzbarkeit von ausgewiesenen und nicht ausgewiesenen Flächen bedarf es nach Ansicht des BWE insbesondere:\r\n• der Beschränkung der Ausschlusswirkung von Plänen\r\n• der Aussetzung der Plansicherungsinstrumente\r\n• der Schaffung von Planungssicherheit für Genehmigungsanträge vor Entprivilegierung\r\n• der dauerhaften Außenbereichsprivilegierung auf besonderen Flächen\r\n• der Stärkung des Erhalts von WEA-Bestandsflächen durch eine Nutzbarmachung der Sonderregelung für Repowering\r\n• der weitergehenden Öffnungsklausel für Kommunen\r\n• der Rotor-Out Regelung\r\n• sowie der Aufnahme von Nebenanlagen in § 6 WindBG\r\nDer BWE hat bereits Gesetzesänderungsvorschläge für das BauGB, das Raumordnungsgesetz (ROG) und das WindBG vorgelegt, die in diesem Papier aktualisiert, konkretisiert und ergänzt werden.10\r\n8 Bundesregierung (2023): Windenergie-an-Land-Strategie – LINK.\r\n9 UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 125 ff. – LINK.\r\n10 Vgl. zuletzt BWE (2023): Stellungnahme zum Entwurf eines Eckpunktepapiers für eine Wind-an-Land-Strategie – LINK; und BWE (2023): Forderungskatalog – aktuelle Forderungen für den Windgipfel – LINK; Für die BWE-Vorschläge zu Anpassungen im Bereich Naturschutzrecht wird auf die separaten BWE-Papiere wie beispielsweise das Papier zum Umgang mit Fledermäusen (LINK) verwiesen.\r\n5\r\n2 Überblick der BWE-Forderungen\r\nEs sind schnellstmöglich elementare Nachbesserungen im Bereich des materiellen Genehmigungs- und Planungsrechts im Rahmen der der BauGB-Novelle vorzunehmen. Dazu gehören nach Ansicht des BWE insbesondere die Folgenden (prioritäre Forderungen sind hervorgehoben):\r\nKurzfristig mehr Fläche:\r\n• Ausschlusswirkung begrenzen: die Ausschusswirkung sollte nur in Planungsregionen weitergelten, die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der Regelung bereits 1,4 Prozent für Wind ausgewiesen haben\r\n• Planungssicherheit gewährleisten: für Anträge mit Grundstückssicherung im Zeitraum vor dem Eintreten der Entprivilegierung bzw. für den Zeitraum des Wiederauflebens der Außenbereichsprivilegierung\r\n• Gemeinde-Öffnungsklausel nachbessern: Den Gemeinden (auch denen, die nicht zur Erfüllung der Flächenziele verpflichtet werden) eine schnellere, unbürokratische Planung, und Zulassung von Windenergieprojekten ermöglichen\r\n• Dauerhafte uneingeschränkte Privilegierung für besondere Flächen (insb. an Straßen, Schienenwegen, Industrie- und Gewerbegebieten)\r\n• Flächenziele vorziehen: Zwischenziel streichen und finales Mindestziel auf den 31. Dezember 2025 vorziehen\r\n• Hinderliche Beschränkungen der isolierten Positivplanung beseitigen: 25 Prozent-Klausel streichen\r\nErleichterungen in ausgewiesenen Gebieten:\r\n• Blockaden durch Plansicherheitsinstrumente – insbesondere durch Veränderungssperren und Zurückstellungen von Baugesuchen – aussetzen (kommunal wie regional)\r\n• Die artenschutzrechtlichen Erleichterungen nach § 6 WindBG explizit auch auf Nebenanlagen der WEA ausweiten\r\n• Festschreibung einer Rotor-Out-Regelung\r\n• Eine sofortige Durchsetzung ausgewiesener regionalplanerischer Gebiete für die Windenergienutzung gegen eine etwaige jetzt oder zukünftig entgegenstehende Bauleitplanung (Klarstellung in § 1 Absatz 4 BauGB)\r\n• Sofortige Aufhebung der pauschalen Länderabstandsregelungen bzw. die Regelungen zumindest den Repowering-Vorhaben nicht entgegenstehen lassen\r\n• Unzulässigkeit von Bauhöhenbegrenzungen für WEA festschreiben; zudem Klarstellung in bestehenden Plänen, dass diese den WEA nicht entgegengehalten werden können und veraltete Baufenster nutzbar machen\r\no Alternativ zur Aussetzung der Bauhöhenbegrenzung in bestehenden Plänen: bestehende Höhenbegrenzungen fallen weg, es sei denn, die Planungsträgerin beschließt eine\r\n6\r\nFortgeltung bis zu einer Höhe von maximal 200 Metern\r\no Diese Flächen sollten dem Mindestflächenwert dann aber generell nicht angerechnet werden können\r\nBestandsflächen erhalten und Repowering erleichtern:\r\n• planungsrechtliche Beschränkungen von Repowering-Vorhaben beheben, „Grundzüge der Planung“ streichen bzw. zumindest definieren\r\n• dynamischer Verweis auf § 16b Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) in § 245e Absatz 3 und § 249 Absatz 3 BauGB: bauplanungsrechtliche Zulässigkeit der Repowering-Vorhaben im anstehenden 5H-Abstand gewährleisten\r\n• Alte Baufenster und Bauhöhenbegrenzungen sowie Länderabstandsklauseln zumindest für Repowering aussetzen\r\nÜberragendes öffentliches Interesse\r\n• Überragendes öffentliches Interesse und Abwägungsvorrang nach § 2 EEG im BauGB verankern\r\nUmgang mit den Belangen des Denkmalschutzes erleichtern:\r\n• Pflicht zur abschließenden Abwägung auf raumordnerischer bzw. bauleitplanerischer Ebene\r\n• Genehmigungsbedürftigkeit für WEA im Rahmen des Umgebungsschutzes aussetzen\r\nUmgang mit Wetterradaren erleichtern:\r\n• Klarstellung, dass im Abstand von über 5 Kilometern keine Störung der Wetterradare durch WEA vorlegt; bei kleinerem Abstand Einzelfallprüfung\r\nUmgang mit seismologischen Stationen erleichtern:\r\n• Einzelfallprüfung anstelle von Pauschalabständen festschreiben\r\n7\r\n3 Kurzfristig mehr Flächen mobilisieren\r\nDas Nadelöhr des stockenden Ausbaus liegt weiterhin in mangelnder Flächenverfügbarkeit. Die eingangs erwähnte UBA-Studie zeigt auf, dass derzeit nur 0,47 Prozent der Bundesfläche für die Windenergie an Land rechtskräftig ausgewiesen und verfügbar sind. Zur Erreichung des im WindBG verankerten 1,4-Prozent-Mindestflächenziels 2027 muss die verfügbare Flächenkulisse demnach verdreifacht, zur Erreichung des 2,0-Prozent-Mindestflächenziels 2032 vervierfacht werden. Die aktuellen Planentwürfe der Bundesländer in ihrer jetzigen Form erhöhen die verfügbare Flächenkulisse lediglich auf 0,61 Prozent der Bundesfläche.11\r\nMit den langen Fristen des WindBG und den neuen Systematiken des „Wind-an-Land-Gesetzes“ ist die Steigerung der Flächenverfügbarkeit allein nicht zu erreichen. Die dringend benötigte kurzfristige Flächenmobilisierung ist damit nicht möglich. Erst bis Ende 2027 müssen mindestens 1,4 Prozent und erst bis Ende 2032 mindestens 2 Prozent der Flächen ausgewiesen werden. Zudem müssen die Flächen durch die Vorhabenträgerinnen12 dann noch beplant und nach Erhalt einer Genehmigung nach dem BImSchG bebaut werden. Nur bei möglicher Zielverfehlung am Stichtag entfällt die bisherige Ausschlusswirkung der Bestandspläne13 und die Außenbereichsprivilegierung lebt auf. Eine wiederauflebende Außenbereichsprivilegierung kann jedoch faktisch jederzeit durch eine neue Planung wieder aufgehoben werden, deshalb ist keine Planungssicherheit gewährleistet. Das neue System des „Wind-an-Land-Gesetzes“ wirft neue Rechtsfragen auf (u.a. durch die sog. Positivplanung anstelle von Konzentrationsplanung), deren Klärung in den kommenden Jahren viel Zeit kosten wird.\r\nDurch die Neuregelungen sind bisher (wie zu erwarten) keine neuen Flächen hinzugekommen.\r\nAm 7. Juli 2023 hat der Bundestag eine sog. Länderöffnungsklausel beschlossen: es wird klargestellt, dass die Landesregierungen von den Mindestflächenzielen des WindBG positiv abweichen können. Neu ist, dass sie auch die Stichtage zur Zielerreichung mitsamt der möglichen Rechtsfolgen nach vorne ziehen können. Die Länder können bereits jetzt schon mehr Flächenausweisungen vornehmen – die Flächenbeitragswerte des WindBG sind nur Mindestziele!14 Damit kann die Klarstellung eventuell bei einigen Ländern dazu beitragen, von der Option Gebrauch zu machen.15 Insgesamt erwartet der BWE jedoch keinen großen Effekt davon.\r\nDaher sind weitere Maßnahmen zu ergreifen.\r\n11 Vgl. UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 120 – LINK.\r\n12 Da es sich bei den Vorhabenträgerinnen, Antragstellerinnen etc. um juristische Personen handelt, wird die weibliche Form der Personenbezeichnung genutzt.\r\n13 Die Ausschlusswirkung ist die in den Plänen festgelegte Unzulässigkeit der Errichtung von WEA außerhalb der ausgewiesenen Windflächen.\r\n14 Das liegt in ihrer Planungshoheit, vgl. auch § 249 Absatz 4 BauGB.\r\n15 Bisher wird mehrheitlich an den Stichtagen des WindBG festgehalten; vgl. FA Wind (2023): Überblick zur Umsetzung der Flächenbeitragswerte des Windenergieflächenbedarfsgesetzes in den Bundesländer – LINK\r\n8\r\n3.1 Weitergeltung der Ausschlusswirkung nur für Planungsregionen mit mindestens 1,4 Prozent Ausweisung\r\nDie sog. Ausschlusswirkung von Regional- und Flächennutzungsplänen ist in der heutigen Krisenzeit kein geeignetes Planungsinstrument. Im Gegenteil: Sie behindert den beschleunigten Ausbau massiv. Gemäß der Neuregelung in § 245e Absatz 1 BauGB gelten die in großem Umfang bestehenden Ausschlusswirkungen16 grundsätzlich bis Ende 2027 weiter, neue Ausschlusswirkungen können bis zum 1. Februar 2024 hinzukommen. Der BWE fordert daher weiterhin die Ausschlusswirkung nur in bestehenden und zukünftigen Plänen in Planungsregionen mit mindestens 1,4 Prozent Ausweisung für Windenergiegebiete weitergelten zu lassen.17 Hierzu ist die entsprechende Regelung in § 245e Absatz 1 BauGB anzupassen.\r\nEs ist kein sogenannter Wildwuchs zu befürchten. Im Gegenteil: es braucht gegenwärtig eine deutlich geringere Anzahl an größeren Anlagen für eine hohe Stromerzeugungsmenge als früher. Der Außenbereich wird daher ganz anders in Anspruch genommen als noch vor einigen Jahren. Zudem werden die Anlagen für höchstens 20 bis 30 Jahre errichtet und dann wieder zurückgebaut. Weiterhin wird in den Genehmigungsverfahren die Genehmigungsfähigkeit geprüft und somit werden nur dort Windparks entstehen, wo Genehmigungen nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) möglich und auch wirtschaftlich sind – dies berücksichtigen die Planungsunternehmen schon aus Eigeninteresse. Durch die Genehmigungspraxis und die Rechtsprechung zu potenziell entgegenstehenden Belangen (insbesondere zu § 35 Absatz 3 Satz 1 BauGB) ist sichergestellt, dass nur geeignete Flächen bebaut werden.\r\nIm Vergleich zum Planverfahren ist die Prüfungstiefe in den Genehmigungsverfahren ohnehin deutlich größer. Kombiniert mit den Beteiligungsmöglichkeiten im Genehmigungsverfahren und den einzuhaltenden Abständen zur Wohnbebauung u.a. nach der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm (TA Lärm)18 und zu naturschutzrechtlich geschützten Gebieten, sieht der BWE auch nicht die Gefahr erhöhter Akzeptanzprobleme in der Bevölkerung. Zudem prüfen zunächst die Planungsunternehmen in der Projektentwicklung vor Antragstellung, ob ein entgegenstehender Belang eine Planung verhindern könnte.\r\nIn einer vorgelagerten Ausschluss-Planung durch die Planungsbehörden ist auch keine wesentliche Entlastung für die Genehmigungsbehörden zu erkennen. Vielmehr würden die Genehmigungsbehörden bei Außerkraftsetzen der Ausschlusswirkung von der Prüfung der Vereinbarkeit eines Vorhabens mit einem Plan mit Ausschlusswirkung befreit. Das sachgerechte Instrument für die Entlastung der Genehmigungsbehörden ist die deutliche Verschlankung und Entbürokratisierung der Genehmigungsverfahren durch Reduktion und durch klare Vorgaben der Prüferfordernisse, die der BWE\r\n16 Vgl. FA Wind (2023): Online-Karte zur Flächenkulisse in den Bundesländern – LINK.\r\n17 Alternativ könnte die Ausschlusswirkung auch in Bundesländern (nicht Planungsregionen) entfallen, in denen ab Inkrafttreten der Neuregelung nicht bereits 1,4 Prozent der Fläche ausgewiesen wurde, vgl. hierzu BWE (2023): Forderungskatalog – aktuelle Forderungen für den Windgipfel, S. 19 f. – LINK; In der UBA-Studie wird die (im Vergleich zur BWE-Forderung weniger weitgehende) Empfehlung abgegeben, an die Verfehlung der Nachweispflicht der Länder vom 31. Mai 2024 (Nachweis Planaufstellungsbeschluss/Nachweis Delegationsakt) aus § 3 Absatz 3 WindBG auch die Rechtsfolge des § 249 Absatz 7 BauGB, also auch den Wegfall der Ausschlusswirkungen, zu knüpfen.\r\n18 Sechste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum Bundes-Immissionsschutzgesetz (Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm – TA Lärm) – LINK.\r\n9\r\nauch fordert.19 Personalaufstockung in den Genehmigungsbehörden und externe Unterstützung durch Projektmanager*innen müssen zur weiteren Beschleunigung beitragen.20\r\nKonkret: § 245e Absatz 1 BauGB wird wie folgt geändert (neuer Text fett):\r\n(1) Die Rechtswirkungen eines Raumordnungs- oder Flächennutzungsplans gemäß § 35 Absatz 3 Satz 3 in der bis zum 1. Februar 2023 geltenden Fassung für Vorhaben nach § 35 Absatz 1 Nummer 5, die der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie dienen, gelten vorbehaltlich des § 249 Absatz 5 Satz 2 in der jeweiligen Planungsregion nur fort, wenn im Bauleitplan nach § 2 BauGB, im Raumordnungsplan nach § 13 und § 17 Raumordnungsgesetz am [Datum des Inkrafttretens des Gesetzes] mindestens 1,4 Prozent der Flächen für Windenergie ausgewiesen sind der Plan bis zum 1. Februar 2024 wirksam geworden ist. Sie entfallen, soweit für den Geltungsbereich des Plans das Erreichen des Flächenbeitragswerts oder eines daraus abgeleiteten Teilflächenziels gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes vom 20. Juli 2022 (BGBl. I S. 1353) festgestellt wird, spätestens aber mit Ablauf des 31. Dezember 2027 5.21 Der Plan gilt im Übrigen fort, wenn nicht im Einzelfall die Grundzüge der Planung berührt werden. Die Möglichkeit des Planungsträgers, den Plan zu ändern, zu ergänzen oder aufzuheben, bleibt unberührt. (…)\r\n3.2 Planungssicherheit für Antragstellerinnen für den Zeitraum vor bzw. ohne Entprivilegierung\r\nDer BWE sieht es als enorm wichtig an, den Planungsträgerinnen in Zeiten des Umbaus der Plankulisse, Planungssicherheit zu geben. Genehmigungsanträge, die aufgrund derzeit bestehenden Baurechts gestellt werden, sollen nicht durch eine später eintretende Entprivilegierung gemäß § 249 Absatz 2 BauGB unzulässig werden. Mit der Feststellung des Erreichens eines Mindestflächenbeitragswerts sind WEA-Vorhaben außerhalb der Windenergiegebiete nicht mehr privilegiert zulässig, vgl. § 249 Absatz 2 BauGB. Eine Genehmigung außerhalb der Windenergiegebiete ist dann grundsätzlich gesperrt, da sie gemäß § 35 Absatz 2 BauGB nur noch im Ausnahmefall erteilt wird. Der von der Genehmigungsbehörde zur Beurteilung des Baurechts maßgebliche Zeitpunkt ist grundsätzlich der des finalen Entscheidungszeitpunktes. Der Zeitpunkt ist also weit nach hinten gelegt.22 Vor der Feststellung des Erreichens eines Mindestflächenbeitragswerts sind WEA-Vorhaben im Außenbereich (noch nach dem alten System) gemäß § 35 Absatz 1 Nr. 5 BauGB privilegiert zulässig, da sie dem Außenbereich zugeordnet werden und dort errichtet werden sollen. Das bedeutet, dass sie gerade auch dort im Außenbereich bauplanungsrechtlich zulässig sind, wo kein ausgewiesenes Windenergiegebiet besteht, sofern ein etwaig bestehender Regional- oder Flächennutzungsplan an entsprechender Stelle die Windenergie nicht durch Ausschlusswirkung sperrt und eine Entprivilegierung nicht gilt. Diese\r\n19 Vgl. die weiteren Positionspapiere des BWE z.B. zum Thema Artenschutz.\r\n20 Vgl. BWE (2022): Umsetzungsempfehlungen zum Koalitionsvertrag – Sommerpaket: Maßnahmen für mehr Fläche und zur Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren für Windenergie an Land – LINK.\r\n21 Vgl. Forderung unter Punkt 3.3.\r\n22 Die Sonderregelung in § 10 Absatz 5 Satz 3 BImSchG zu einem frühen Stichtag kann bisher nur für den Fall einer ausbleibenden Stellungnahme der Fachbehörde und dann auch nur für diesen Fachbereich gewählt werden. Zur Genehmigungsdauer vgl. FA Wind: Dauer förmliche Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen an Land – LINK.\r\n10\r\nPrivilegierungswirkung ist gesetzlich festgelegt und im Rahmen der Ausbaubestrebungen zu schützen. Planerinnen, die also heute bzw. vor dem Eintreten der Entprivilegierung einen Genehmigungsantrag stellen, müssen die Sicherheit haben, dass das Bauplanungsrecht im Laufe des Genehmigungsverfahrens nicht durch zwischenzeitliche Feststellung des Mindestflächenbeitragswerts wegfällt, weil ihr Standort dann nicht oder – z.B. aufgrund der Aufhebung des Bauleitplans, der für den Flächenbeitrag nicht mehr erforderlich ist – nicht mehr in einen Plan hineinfällt. Dies gilt umso mehr vor dem Hintergrund der teils nicht absehbaren Länge der Genehmigungsverfahren. Anderenfalls würde die später eintretende Entprivilegierung jetzt schon vorwirken und viele Vorhaben im Außenbereich verhindern. Zu schützen sind darüber hinaus auch die Planerinnen, die einen Genehmigungsantrag außerhalb eines ausgewiesenen Gebietes stellen, und zwar in einem Zeitraum nach Wegfall der Entprivilegierung, ein Jahr nachdem die für die Erreichung des Beitragswerts erforderlichen Windflächen durch gerichtliche Feststellung gemäß § 4 Absatz 2 Satz 2 WindBG wegfallen. Anderenfalls verfehlt die Regelung in § 249 Absatz 7 BauGB ihre Wirkung, nach welcher das Aufleben der Außenbereichsprivilegierung weitestgehend Baurecht geben soll. Denn die Antragstellerinnen würden aufgrund der Befürchtung eines Wiederauflebens der Entprivilegierung vor Beendigung des Genehmigungsverfahrens durch (erneute) Feststellung der Mindestzielerreichung von der Antragstellung abgehalten werden.\r\nUm sicherzustellen, dass die Genehmigungsanträge von Vorhaben geschützt werden, deren Realisierung auch hinreichend wahrscheinlich ist, sollte die Antragstellerin bei Eintritt der Entprivilegierung die Grundstückssicherung durch Vorlage des Abschlusses vertraglicher Vereinbarung mit dem/der Eigentümer*in nachweisen können.23 In die Gesetzesbegründung sollte aufgenommen werden, dass die Antragstellerin hierfür den Pachtvertrag in Kopie oder eine gesonderte Bestätigung der Eigentümerin/des Eigentümers über den abgeschlossenen Vertrag vorlegen kann. Wird der Pachtvertrag vorgelegt, können alle nicht relevanten Stellen (z. B. Pachthöhe, sonstige vertragliche Abreden) geschwärzt oder nur relevante Auszüge des Vertrages vorgelegt werden. Es müssen lediglich die Bezeichnung des Grundstücks, die Länge der Pachtdauer, die Vertragsparteien und die Verpflichtung der Eigentümerin/des Eigentümers, die Fläche zur Errichtung einer WEA zur Verfügung zu stellen, erkennbar sein. Nachweise über die vertragliche Sicherung der vom Rotor überstrichenen Fläche, der Abstandsflächen, der Zuwegung oder des Netzanschlusses sind nicht erforderlich. Auch die Vollständigkeit der Antragsunterlagen ist nicht erforderlich, um den zeitlichen Anwendungsbereich der Regelung zu eröffnen.24\r\nDaher schlägt der BWE folgende ergänzende Regelung in § 249 BauGB vor.\r\nKonkret: § 249 Absatz 2 BauGB wird wie folgt geändert (neuer Text fett):\r\n(2) Außerhalb der Windenergiegebiete gemäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes richtet sich die Zulässigkeit der in Absatz 1 genannten Vorhaben in einem Land nach § 35 Absatz 2, wenn das Erreichen eines in der Anlage des Windenergieflächenbedarfsgesetzes bezeichneten Flächenbeitragswerts des Landes gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes festgestellt wurde. Hat ein Land gemäß § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 oder Satz 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes\r\n23 Vgl. hierzu die Regelung in § 6 Absatz 2 WindBG.\r\n24 Vgl. Vollzugsempfehlung zu § 6 WindBG des BMWK und des BMUV vom 19. Juli 2023, S. 18 – LINK.\r\n11\r\nregionale oder kommunale Teilflächenziele bestimmt und wird deren Erreichen gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes festgestellt, gilt die Rechtsfolge des Satzes 1 für das Gebiet der jeweiligen Region oder Gemeinde. Der Eintritt der Rechtsfolge der Sätze 1 und 2 ist gesetzliche Folge der Feststellung. Die Sätze 1 bis 3 sind nicht auf Genehmigungs- und Vorbescheidsanträge für Standorte auch außerhalb von Windenergiegebieten anwendbar, die vor der Feststellung und Bekanntmachung eines Flächenbeitragswerts gemäß Absatz 2 Satz 1 oder 2 gestellt werden. Der Antragsteller hat nachzuweisen, dass er das Grundstück, auf dem die Windenergieanlage errichtet werden soll, bereits im Zeitpunkt der Feststellung und Bekanntmachung des maßgeblichen Flächenbeitragswerts für die Errichtung und den Betrieb vertraglich gesichert hatte. Die Sätze 4 und 5 sind auch auf Genehmigungs- und Vorbescheidsanträge für Standorte außerhalb von Windenergiegebieten anwendbar, die nach einer gerichtlichen Entscheidung gemäß § 4 Absatz 2 Satz 2 Windenergieflächenbedarfsgesetz und vor der erneuten Feststellung und Bekanntmachung eines Flächenbeitragswerts gemäß Absatz 2 Satz 1 oder 2 gestellt werden.\r\n3.3 Finale Frist des WindBG vorziehen und Zwischenmindestziel streichen\r\nNeben der sofortigen Einschränkung der Ausschlusswirkung ist für die dringend notwendige kurzfristige Flächenmobilisierung außerdem die (mittel- bis längerfristige) Steuerung von Windenergieflächen durch die Länder zu fördern. Wie eingangs erläutert, legen die Fristen des WindBG die Flächenausweisung viel zu weit in die Zukunft und erzielen so keine Beschleunigung. Auch einzelne, erkennbare Bemühungen in den Bundesländern zum Vorziehen der Mindestziele25 sowie die Einführung einer optionalen Länderöffnungsklausel in § 3 Absatz 4 WindBG werden den Anforderungen an die Beschleunigung nicht gerecht. Für eine schnellere Planung und Ausweisung sollten daher auch die aktuellen Fristen des WindBG vorgezogen werden. Eine schnellere Planung ist insbesondere auch machbar.26 Mit den neuen Regelungen zur Positivplanung27 sollten die Planverfahren schneller abgeschlossen werden bzw. können die Planungsträgerinnen die isolierte Positivplanung ohne Erfordernis einer Gesamtabwägung nach § 245e Absatz 1 BauGB nutzen.\r\nDas Vorziehen der Flächenziele bringt mehr Planungssicherheit für die Vorhabenträgerinnen. Dass identifizierte Flächen tatsächlich bebaubar sind, ist auch für Investitionsentscheidungen unerlässlich. Die Investor*innen erfahren früher, wo langfristig Gebiete bestehen sollen. Das führt zu einer besseren Bewertung der jeweiligen Fläche. Die Planungsunternehmen können sich während der Zeit des Wegfalls des Planvorbehalts schon an diesen orientieren (Vorwirkung der Planentwürfe). Gestärkt wird die Vorwirkung durch den neuen § 245e Absatz 4 BauGB, nach welchem unter bestimmten\r\n25 Ein Vorziehen des finalen Mindestziels auf Ende 2026 ist in Niedersachsen, auf Ende 2025 in Nordrhein-Westfalen angekündigt und in Baden-Württemberg auf September 2025 und in Sachsen bis Ende 2027 festgeschrieben. Mehrheitlich wird bisher an den Stichtagen des WindBG festgehalten; vgl. FA Wind (2023): Überblick zur Umsetzung der Flächenbeitragswerte des Windenergieflächenbedarfsgesetzes in den Bundesländer – LINK.\r\n26 Bsp. Baden-Württemberg: bis zum 30. September 2025 muss das finale Mindestziel von 1,8 Prozent erreicht sein, vgl. § 20 Absatz 2 des Klimaschutz- und Klimawandelanpassungsgesetzes Baden-Württemberg (KlimaG BW) – LINK.\r\n27 Die Konzentrationszonenplanung soll langfristig durch eine Positivplanung abgelöst werden, sodass eine Ausschlusswirkung mitsamt der fehleranfälligen Differenzierung zwischen Tabuzonen und geeigneten Flächen nicht mehr erforderlich ist, vgl. § 249 Absatz 6 BauGB.\r\n12\r\nVoraussetzungen WEA in Planentwurf-Gebieten errichtet werden können. Das Ausweisen von Gebieten nach WindBG bewirkt also, dass die neu ausgewiesenen Flächen die Windenergie dort noch stärker unterstützen (siehe § 35 Absatz 3 Satz 2 BauGB). Für Anlagen in Windenergiegebieten soll es künftig langfristig Privilegien in den Genehmigungsverfahren geben (Stichwort: europarechtlich vorgegebene Beschleunigungsgebiete mit vereinfachter Artenschutzprüfung auf Genehmigungsebene28), sodass das Interesse am Bau innerhalb der (zukünftig) ausgewiesenen Gebiete steigt.\r\nZudem sollte die Frist für die Planaufstellungsbeschlüsse bzw. die Delegation der Planung auf die kommunale Ebene zur Erreichung der Flächenbeitragswerte vom 31. Mai 2024 um den Nachweis eines Planentwurfs der jeweiligen Planungsträgerin erweitert werden. So kann auch die Vorwirkung von Planentwurfsgebieten gemäß § 245e Absatz 4 früher greifen.29\r\n3.4 Gemeinde-Öffnungsklauseln: Akzeptanz und Selbstverwaltung stärken\r\nDer BWE sieht für das Gelingen der Energiewende die Erforderlichkeit, den Gemeinden einen größeren Spielraum bei der Ausweisung von Windflächen zu gewähren.\r\nGemeinde-Öffnungsklauseln entsprechen dem Wesen des Gegenstromprinzips gemäß § 1 Absatz 3 ROG, wonach der Gemeindewille auch auf übergeordneter Planungsebene zu berücksichtigen ist. Außerdem sorgen sie für hohe lokale Akzeptanz, die aktuell und in Zukunft dringend gebraucht wird. Die Gemeinde hat mit einer durchsetzungskräftigen Öffnungsklausel ferner die Möglichkeit, in höherem Maße von der Beteiligung nach § 6 EEG zu profitieren.\r\nIn Gebieten ohne Regional- oder Landesplanung oder in Gebieten mit Regionalplänen ohne Ausschlusswirkung sind Kommunen nicht eingeschränkt und können Flächen über die Bauleitplanung ausweisen.30 Zu großen Teilen gilt jedoch eine Ausschlusswirkung der Regionalplanung31 und es wird auch weiterhin mit Ausschlusswirkung geplant. Neuplanungen mit Ausschlusswirkungen sind noch bis zum 1. Februar 2024 möglich und die Ausschlusswirkungen gelten noch bis Ende 2027 weiter, vgl. § 245 e Absatz 1 Satz 1 und 2 BauGB. Diese sperren für die Gemeinden grundsätzlich die Möglichkeit zur Ausweisung weiterer Flächen. Auch § 249 Absatz 5 BauGB, der festschreibt, dass die für die Mindestflächenzielerreichung zuständigen Planungsträgerinnen an entgegenstehende Ziele der Raumordnung (hierunter fällt auch die Ausschlusswirkung) zur Ausweisung der Mindestflächenziele nicht gebunden sind, löst das grundsätzliche Problem mangelnder kommunaler Planungshoheit nicht. Denn die Gemeinden sind nur in den seltensten Fällen die zuständigen Planungsträgerinnen (nur im Saarland).32 Auch die Aufnahme einer Regelung zur isolierten Positivplanung ohne erneute\r\n28 Vgl. Erneuerbare-Energien-Richtlinie-Entwurf der Europäischen Kommission mit Stand vom 19. Juni – LINK, am 28. Juni 2023 hat der ITRE-Ausschuss des Europäischen Parlaments (EP) den Entwurf angenommen, die finale Verabschiedung (keine weiteren Änderungen zu erwarten) erfolgt im gesamten EP voraussichtlich im September 2023. Anschließend muss der Rat final zustimmen. Die Richtlinie tritt 20 Tage nach Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft und muss dann von den EU-Mitgliedstaaten sukzessive umgesetzt werden.\r\n29 In der UBA-Studie wird die Empfehlung abgegeben, an die Verfehlung der Nachweispflicht der Länder vom 31. Mai 2024 auch die Rechtsfolge des § 249 Absatz 7 BauGB, also auch den Wegfall der Ausschlusswirkungen, zu knüpfen.\r\n30 Soweit kein landesweites Moratorium festgesetzt wurde.\r\n31 Vgl. FA Wind (2023): Online-Karte zur Flächenkulisse in den Bundesländern – LINK.\r\n32 Vgl. FA Wind (2023): Überblick zur Umsetzung der Flächenbeitragswerte des Windenergieflächenbedarfsgesetzes in den Bundesländer – LINK.\r\n13\r\nGesamtabwägung nach § 245e Absatz 1 BauGB, welche nun zur zusätzlichen Flächenausweisung genutzt werden kann, ändert hieran nichts.33 Auf kommunaler Ebene herrscht für die mangelnden Möglichkeiten teilweise wenig Verständnis, zumal die Akzeptanz engagierter Bürger*innen für das zögerliche Tempo des Ausbaus erneuerbarer Energien schwindet. Der BWE hatte bereits einen Gesetzesvorschlag für die Einführung einer entsprechenden Gemeindeöffnungsklausel vorgelegt, zuletzt im BWE-Forderungskatalog für den Windgipfel.34\r\nDie Bundesregierung hat auf die Problematik reagiert und möchte mit der kürzlich im Bundestag beschlossenen Gemeindeöffnungsklausel35 Abhilfe schaffen, welche allerdings erst am 14. Januar 2024 in Kraft tritt. Hiernach können Gemeinden, die nicht zuständige Planungsträgerinnen für die Mindestflächenzielausweisung nach WindBG sind, zwischen dem 14. Januar 2024 bis zum 31. Dezember 2027, ein Windenergiegebiet dort vorsehen, wo es mit einem Ziel der Raumordnung insbesondere wegen etwaiger Ausschlusswirkung des Regionalplans sonst nicht vereinbar ist. Allerdings muss die Gemeinde – anders als der BWE die Klausel vorgeschlagen hat – hierfür bei der zuständigen Landesbehörde einen Antrag auf Abweichung von diesem Ziel stellen. Die zuständige Landesbehörde soll dem Antrag stattgeben, wenn der Raumordnungsplan an der von der Gemeinde für Windenergie geplanten Stelle kein Gebiet für mit der Windenergie unvereinbare Nutzungen oder Funktionen festlegt.\r\nDer BWE lehnt die Durchführung eines Zielabweichungsverfahrens nach § 6 Absatz 2 ROG als Bedingung der kommunalen Öffnung als eigenständiges besonderes Verfahren ab, da es für die Gemeinden oftmals eine hohe Hürde darstellt. Es ist zeitintensiv und führt zu Verzögerungen, die den Beschleunigungszielen des Modernisierungspaketes widersprechen. Zudem ist die Abweichungsmöglichkeit durch die Soll-Vorschrift unnötig geschwächt. Die Raumordnungsbehörde kann die kommunale Öffnung damit (wenn auch theoretisch nur in Ausnahmefällen) auch ablehnen. Wann ein Ausnahmefall vorliegt, die Raumordnungsbehörde den Antrag der Gemeinde wegen unvereinbarer Nutzung also ablehnen kann, ist ferner unklar.36\r\nÜberdies melden unsere Mitglieder weitere Unsicherheiten bei der kommunalen Ausweisung von Windflächen auch in Gebieten ohne Ausschlusswirkung. So wird von Gemeinden berichtet, die unsicher sind, ob § 249 Absatz 5 BauGB nicht eine Sperrwirkung für die Planungsträgerinnen, die nicht für die Mindestzielausweisung zuständig sind, auch dort bewirkt, wo keine Regionalpläne mit Ausschlusswirkung vorliegen. Dies ist so sicherlich nicht gedacht. § 249 Absatz 5 BauGB soll nur den Handlungsspielraum für die zur Mindestflächenzielausweisung zuständigen Planungsträgerinnen erweitern.37 Dies sollte klargestellt werden.38\r\n33 Zum Nachbesserungserfordernis der Vorschrift zur isolierten Positivplanung siehe Punkt 3.5.\r\n34 BWE (2023): Forderungskatalog – aktuelle Forderungen für den Windgipfel – LINK.\r\n35 Vgl. Gesetz zur Änderung des LNG-Beschleunigungsgesetz und zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und zur Änderung des Baugesetzbuches, Artikel 3 Nr. 3 auf S. 4, Bundesgesetzblatt vom 14. Juli 2023 – LINK.\r\n36 Bekannt ist beispielsweise die extensive Auslegung der eigentlich als Ausnahmevorschrift gedachten Regelung im Zusammenhang mit Repowering und entgegenstehenden „Grundzüge der Planung“ aus § 245e Absatz 3 BauGB, vgl. Punkt 5.1.\r\n37 Vgl. Gesetzesbegründung zum sog. Wind-an-Land-Gesetz, BT-Drs. 20/2355, S. 34 – LINK.\r\n38 Auch die Arbeitshilfe zum Vollzug des Wind-an-Land-Gesetzes des BMWK und des BMUV vom 3. Juli 2023 stellt das nicht nochmal klar, vgl. dort S. 10 f. – LINK.\r\n14\r\nDas Gleiche gilt für gemeindliche Planung nach Mindestflächenzielerreichung, welche mit der sog. Entprivilegierung von WEA außerhalb der ausgewiesenen Gebiete einhergeht, vgl. § 249 Absatz 2 BauGB. Auch hier gibt es leider viele Stimmen, die argumentieren, nur die Regionalplanung sei die zuständige Planungsträgerin nach § 249 Absatz 5 BauGB und darüber hinaus sei keine Positivplanung durch Bauleitplanung (Kommune) mehr möglich. Entsprechende Unsicherheiten in den Gemeinden sind zu befürchten. Die Regionalpläne haben aber nur Positivwirkung, die Bauleitplanung kann daher auch weitere Flächen ausweisen, auch hier wäre eine Klarstellung hilfreich.\r\nDie Öffnungsklausel sollte den Gemeinden ferner zeitlich unbefristet die Möglichkeit weiterer Flächenausweisungen eröffnen.\r\nDer BWE setzt sich daher für die Schaffung einer Gemeindeöffnungsklausel ein, welche der Gemeinde tatsächlich und ohne große Hürden die dringend notwendige weitere Ausweisung von Windflächen ermöglicht und schlägt hierzu eine Regelung in § 249 Absatz 5 BauGB vor.\r\nKonkret: § 249 Absatz 5 ist wie folgt zu ergänzen (neuer Text fett):\r\n(5) Der nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 oder Nummer 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes jeweils zuständige Planungsträger ist bei der Ausweisung von Windenergiegebieten gemäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes an entgegenstehende Ziele der Raumordnung oder entgegenstehende Darstellungen in Flächennutzungsplänen nicht gebunden, soweit dies erforderlich ist, um den Flächenbeitragswert im Sinne des § 3 Absatz 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes oder ein daraus abgeleitetes Teilflächenziel zu erreichen. Auch Gemeinden, die nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 oder Nummer 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes nicht die zuständigen Planungsträger sind, sind bei der Ausweisung von Windenergiegebieten gemäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes an entgegenstehende Ziele der Raumordnung oder entgegenstehende Darstellungen in Flächennutzungsplänen nicht gebunden. Wurden Windenergiegebiete unter Anwendung von Satz 1 oder 2 ausgewiesen, entfallen innerhalb dieser Gebiete die entsprechenden Bindungen auch im Zulassungsverfahren.\r\n3.5 Hinderliche Beschränkungen der isolierten Positivplanung beseitigen\r\nWie eingangs erwähnt, wird die Bundesregierung prüfen, ob Anpassungen bei den Regelungen zur Positivplanung erforderlich sind. Der BWE sieht hier Anpassungsbedarf und begründet dies wie folgt.\r\nNach § 245e Absatz 1 Satz 5 bis Satz 8 BauGB sollen die jeweiligen Planungsträgerinnen auf Bauleitplan- und Regionalplanebene ohne erneute Gesamtabwägung im Rahmen der sog. Isolierten Positivplanung schneller zusätzliche Flächen in bestehenden Plangebieten ausweisen können. Allerdings ist hier eine hinderliche Einschränkung festgeschrieben: Vom ursprünglichen Planungskonzept kann abgewichen werden, sofern die Grundzüge der Planung erhalten werden. Von der Wahrung der Grundzüge der bisherigen Planung ist regelmäßig auszugehen, wenn Flächen im Umfang von nicht mehr als 25 Prozent der schon bislang dargestellten Flächen zusätzlich dargestellt werden. Zum einen ist nicht klar, auf welchen Erwägungen die konkrete Festsetzung auf ggf. maximal 25 Prozent Zusatzfläche beruhen. Zum anderen wird die 25-Prozent-Regelung in vielen Planungsgemeinschaften gerade als Grenze angesehen, obwohl sie eigentlich mehr zusätzliche Fläche ausweisen wollen. Diese Ambitionen dürfen nicht behindert werden. Die Klarstellung in der unverbindlichen Arbeitshilfe zum Wind-an-Land-\r\n15\r\nGesetz,39 dass die 25-Prozent-Regelung keine starre Grenze darstellt, sondern nur eine gesetzliche Regelvermutung ist, die im Einzelfall auch entkräftet werden kann und dass mit der Regelung nicht die Aussage verbunden ist, dass bei Überschreitung der 25-Prozent-Schwelle automatisch von einer Berührung der Planungsgrundzüge auszugehen wäre, ist nicht ausreichend. Es sollte vielmehr verbindlich geklärt werden.\r\nDie Regelung könnte ohne Beschränkung deutlich besser für die weitere Flächenbereitstellung genutzt werden. Eine Beschränkung der Planungsmöglichkeiten ist auch vor dem Hintergrund nicht verständlich, dass hier dieselbe Planungsträgerin von ihrem eigenen Plankonzept abweicht, also ihren Planungswillen verwirklicht. Es gibt kein tragendes Einschränkungsbedürfnis, daher sollte die Beschränkung aufgehoben werden.\r\nWenn eine Streichung der Beschränkung nicht umgesetzt wird, sollte zumindest festgeschrieben werden, dass zusätzliche Ausweisungen insbesondere unbegrenzt zugelassen werden, wenn diese z.B. in den ermittelten Potenzialflächen des jeweiligen Plans liegen. Hier hat eine Abwägung harter und weicher Tabukriterien durch die jeweilige Planungsträgerin schon stattgefunden und die Flächen wurden als geeignete Windflächen identifiziert.\r\nKonkret: § 245e Absatz 1 BauGB wird wie folgt geändert (Neuerung fett):\r\n(1) (…) Werden in einem Flächennutzungsplan oder Raumordnungsplan zusätzliche Flächen für die Nutzung von Windenergie dargestellt, kann die Abwägung auf die Belange beschränkt werden, die durch die Darstellung der zusätzlichen Flächen berührt werden. Dabei kann von dem Planungskonzept, das der Abwägung über bereits dargestellte Flächen zu Grunde gelegt wurde, abgewichen werden, sofern die Grundzüge der Planung erhalten werden. Von der Wahrung der Grundzüge der bisherigen Planung ist regelmäßig auszugehen, wenn Flächen im Umfang von nicht mehr als 25 Prozent der schon bislang dargestellten Flächen zusätzlich dargestellt werden. § 249 Absatz 6 bleibt unberührt.\r\n3.6 Dauerhafte, uneingeschränkte Privilegierung für besondere Flächen\r\nDie Bundesregierung hat angekündigt, eine flächenspezifische Außenbereichsprivilegierung für bestimmte, besonders geeignete Flächen vorzusehen.40 Dies hat der BWE frühzeitig empfohlen und in seinem Forderungskatalog bereits einen konkreten Vorschlag formuliert.\r\nFür bestimmte Teilflächen im Außenbereich sollen also gesetzliche Vorgaben geschaffen werden, die eine Realisierung von WEA planungsrechtlich auf bestimmten besonders geeigneten Flächen dauerhaft ermöglichen. Insofern kommen insbesondere Bebauungsstreifen im Außenbereich entlang von Fernstraßen und Schienenwegen in einer Breite von 40 bis 1.000 Metern und entlang von Übertragungsnetzen im Strom- und vor dem Hintergrund der Sektorenkopplung auch im Gasbereich (Power-to-X-Technologien) in Betracht41. Hinzukommen sollten Bebauungszonen im unmittelbar an Industriegebiete sowie Gewerbe- und Sondergebiete angrenzenden Außenbereich in einer Entfernung\r\n39 Fachkommission Städtebau und den Ausschuss für Recht und Verfahren der Ministerkonferenz für Raumordnung (2023): Arbeitshilfe Wind-an-Land, S. 26 f. – LINK.\r\n40 Auf den genannten Flächen sollen WEA für die direkte Belieferung der benachbarten Unternehmen errichtet werden können und Eigenverbrauch ermöglichen, vgl. Bundesregierung (2023): Windenergie-an-Land-Strategie, S: 9 – LINK.\r\n41 BWE (2022): Mindestabstände von Windenergieanlagen zu Bundesfernstraßen reduzieren – LINK.\r\n16\r\nvon 5.000 Metern, wenn mit den WEA die angesiedelten energieintensiven Unternehmen per Direktleitung versorgt werden.\r\nDie danach zu schaffende Außenbereichsprivilegierung für bestimmte gesetzlich festgelegte Flächen muss planungsfest sein. Das bedeutet, dass sich auf diesen Flächen die Errichtung von WEA unabhängig von der planerischen Ausweisung der Windenergienutzung an anderer Stelle planerisch durchsetzt.\r\nDurch die neue Regelung werden die planungsrechtlichen Zulässigkeitsvoraussetzungen für die Errichtung von WEA auf den genannten Flächen geschaffen. Bei einem Vorliegen der weiteren Zulässigkeitsvoraussetzung ist eine sofortige Realisierung der Anlagen möglich, ohne dass erst neue Flächen in langwierigen Planungsprozessen ausgewiesen werden müssen.\r\nKonkret: In einem neuen § 249c BauGB wird geregelt:\r\nWindenergie an Fernstraßen und Schienenwegen und zur Versorgung bestimmter Gebiete\r\n(1) Der Zulässigkeit eines Vorhabens, das in den Anbaubereichen nach Absatz 2 durchgeführt wird und gemäß § 35 Absatz 1 Nummer 5 der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie dient, können die Rechtswirkungen aus § 35 Absatz 3 Satz 3 und § 249 Absatz 2 in Verbindung mit § 35 Absatz 2 unter Beachtung der Anforderungen der Absätze 2 bis 4 nicht entgegengehalten werden.\r\n(2) Anbaubereiche nach Absatz 1 umfassen die Flächen des Außenbereichs nach § 35\r\n1. in einem Korridor von 1.000 Metern entlang von Bundesfernstraßen im Sinne des Bundesfernstraßengesetzes\r\n2. in einem Korridor von 1.000 Metern entlang von Schienenwegen im Sinne des Allgemeinen Eisenbahngesetzes und\r\n3. in einem Umkreis von 5.000 Metern um Industriegebiete, Gewerbegebiete oder sonstige Sondergebiete im Sinne der Baunutzungsverordnung oder diesen nach § 34 Absatz 2 entsprechenden Gebieten, sofern das Vorhaben nach Absatz 1 funktional überwiegend der Versorgung des angrenzenden Gebietes dient, ohne dass der Strom zuvor durch das Netz der öffentlichen Versorgung geleitet wurde.\r\n(3) Ein Vorhaben nach Absatz 1 ist innerhalb der Anbaubereiche nach Absatz 2 zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen und die ausreichende Erschließung gesichert ist.\r\nBefinden sich die WEA auf diesen Flächen dann außerhalb ausgewiesener Windenergiegebiete, sollten sie im Umkreis der Rotorblattlänge gemäß in § 4 Absatz 1 WindBG auch dem finalen Flächenbeitragswert des jeweiligen Gebiets angerechnet werden können, wenn die Planungsträgerin das mit entsprechendem Beschluss festgestellt hat.\r\n17\r\n4 Erleichterungen in ausgewiesenen Windgebieten\r\nDie quantitative Analyse der Flächenverfügbarkeit im Rahmen der UBA-Studie zeigt, dass 40 Prozent der ausgewiesenen, rechtskräftigen Flächen für Windenergie in ihrer Verfügbarkeit eingeschränkt sind. Neben dem gewählten Planungsansatz Rotor-in wirken sich Mindestabstandsregelungen zur Wohnbebauung, Höhenbegrenzungen und Pauschalverbote negativ auf die Verfügbarkeit aus. 42 Hier kann und muss nachgebessert werden.\r\n4.1 Behindernde Plansicherungsinstrumente aussetzen und neue streichen\r\nIm Rahmen des Eckpunktepapier der Bundesregierung für eine Wind-an-Land-Strategie ist als Prüfauftrag aufgenommen worden, ob Anpassungen bei den Plansicherungsinstrumenten erforderlich sind. In der UBA-Studie wird die Beschränkung der Plansicherungsinstrumente in solchen Fällen empfohlen, in denen raumordnerisch ausgewiesene Windenergiegebiete vorliegen und es allein um die Absicherung einer kommunalen Detailplanung geht.43 Der BWE unterstützt die Empfehlung, regt aber darüber hinaus eine Beschränkung raumordnerischer Untersagungen an.\r\nEs besteht weiterhin die Möglichkeit für Gemeinden, Windenergievorhaben durch die Nutzung von Plansicherungsinstrumenten in Form einer sog. Veränderungssperre und durch Zurückstellung von Baugesuchen zu verhindern. Dies ist aktuell leider immer noch gängige Praxis. Im Gebiet der Veränderungssperre sind Baumaßnahmen verboten, zudem können WEA-Anträge zunächst für ein Jahr zurückgestellt werden. Die lange Geltungsdauer der Veränderungssperre und die Verlängerungsmöglichkeiten werden bislang häufig auch missbräuchlich zur Verzögerung und Verhinderung von Windenergievorhaben eingesetzt.44 Auch die UBA-Studie konstatiert, dass es in Abwägung mit dem Interesse an einem beschleunigten Windenergieausbau nicht gerechtfertigt ist, dass mithilfe der genannten Instrumente Planungen der Gemeinde über Jahre hinaus abgesichert werden und der Windenergieausbau damit erheblich verzögert wird.45 Die Aussetzung der Veränderungssperre und der Zurückstellung von Baugesuchen drängt daher immer noch und ist unbedingt gesetzlich festzuschreiben.\r\nDer neue § 245e Absatz 2 BauGB verweist auf eine entsprechende Anwendung der Zurückstellungsmöglichkeit nach § 15 Absatz 3 BauGB (§ 15 Absatz 1 Satz 1: Zurückstellung bis zu einem Jahr) bis längstens Ende 2027. Die Norm könnte auch so missinterpretiert werden, dass die Jahresfrist aus § 15 Absatz 1 Satz 1 einer Zurückstellungsfrist bis Ende 2027 weicht und damit eine noch stärkere Verzögerungsmöglichkeit geschaffen würde. Die Klärung in der unverbindlichen Arbeitshilfe zum Wind-an-Land-Gesetz ist ungenügend.46 Die Regelung sollte daher unbedingt gestrichen werden.\r\n42 Vgl. UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 120, 126 – LINK.\r\n43 Vgl. UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 131 – LINK.\r\n44 Aktuelles Beispiel: Entscheidung des Sächsischen OVG vom 4. Oktober 2022 (Az. 1 C 82/20), wonach Veränderungssperren für Bebauungspläne, die lediglich die „Erhaltung des Bestehenden“ zum Gegenstand haben, zulässig sein sollen. Würde die Entscheidung umfänglich angewandt, könnten mittels entsprechender Bebauungspläne weite Teile des Außenbereichs der Windenergie entzogen werden (vgl. Rn. 69 f.) – LINK.\r\n45 Vgl. UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 131 – LINK.\r\n46 Fachkommission Städtebau und den Ausschuss für Recht und Verfahren der Ministerkonferenz für Raumordnung (2023): Arbeitshilfe Wind-an-Land, S. 26 – LINK.\r\n18\r\nDer BWE schlägt vor – wie schon im Aktionsplan für die neue Legislatur dargestellt47 – die Ergänzung des § 14 Absatz 4 Satz 2 und des § 15 Absatz 2 Satz 2 BauGB sowie die Streichung des § 15 Absatz 3 BauGB zur Aussetzung der Vorschriften über die Veränderungssperre und die Zurückstellung von Baugesuchen für Gebiete, die für die Nutzung der Windenergie (Vorrang- oder Eignungsgebiet) als Ziel der Raumordnung ausgewiesen sind. Es ist zudem festzuschreiben, dass die Neuregelungen auch im Hinblick auf Bestands-Regionalpläne gelten und dass bestehende Veränderungssperren und bestehende Zurückstellungen mit Inkrafttreten der Neuregelung außer Kraft treten bzw. enden, soweit sie Gebiete betreffen, die als Vorranggebiete oder Eignungsgebiete gemäß § 7 Absatz 3 Satz 2 Nr. 1 oder Nr. 3 ROG als Ziel der Raumordnung ausgewiesen sind.\r\nKonkret: Es bedarf neben der Streichung von § 245e Absatz 2 folgender Anpassungen des BauGB:\r\n1. Einführung eines neuen § 14 Absatz 4 Satz 2 (neuer Text fett):\r\n(4) Soweit für Vorhaben im förmlich festgelegten Sanierungsgebiet oder im städtebaulichen Entwicklungsbereich eine Genehmigungspflicht nach § 144 Absatz 1 besteht, sind die Vorschriften über die Veränderungssperre nicht anzuwenden. Das Gleiche gilt für Gebiete, die für Vorhaben gemäß § 35 Absatz 1 Nr. 5 in einem Raumordnungsplan als Vorranggebiete oder Eignungsgebiete gemäß § 7 Absatz 3 Satz 2 Nr. 1 oder Nr. 3 des Raumordnungsgesetzes als Ziel der Raumordnung ausgewiesen sind. Satz 2 gilt auch für Gebiete mit Plänen, die auf der Grundlage bisheriger Fassungen dieses Gesetzes in Kraft getreten sind. Bestehende Veränderungssperren treten am [Datum des Inkrafttretens des Gesetzes] außer Kraft, soweit sie die in Satz 2 genannten Gebiete betreffen.\r\n2. Einführung eines neuen § 15 Absatz 2 Satz 2 (neuer Text fett):\r\n(2) Soweit für Vorhaben im förmlich festgelegten Sanierungsgebiet oder im städtebaulichen Entwicklungsbereich eine Genehmigungspflicht nach § 144 Absatz 1 besteht, sind die Vorschriften über die Zurückstellung von Baugesuchen nicht anzuwenden; mit der förmlichen Festlegung des Sanierungsgebiets oder des städtebaulichen Entwicklungsbereichs wird ein Bescheid über die Zurückstellung des Baugesuchs nach Absatz 1 unwirksam. Das Gleiche gilt für Gebiete, die für Vorhaben gemäß § 35 Absatz 1 Nr. 5 in einem Raumordnungsplan als Vorranggebiete oder Eignungsgebiete gemäß § 7 Absatz 3 Satz 2 Nr. 1 oder Nr. 3 des Raumordnungsgesetzes als Ziel der Raumordnung ausgewiesen sind. Satz 2 gilt auch für Gebiete mit Plänen, die auf der Grundlage bisheriger Fassungen dieses Gesetzes in Kraft getreten sind. Bestehende Bescheide über die Zurückstellung von den in Satz 2 genannten Vorhaben und Gebieten werden am [Datum des Inkrafttretens des Gesetzes] unwirksam.\r\n3. Streichung des § 15 Absatz 3 BauGB. Jedenfalls sind Vorhaben nach § 35 Absatz 1 Nr. 5 BauGB von seinem Anwendungsbereich auszunehmen. Eine gesonderte Zurückstellungsmöglichkeit für Flächennutzungspläne ist viele Jahre nach Einführung der Privilegierung und der Möglichkeit, Ausschlussplanungen durchzuführen, nicht mehr zeitgemäß. Sie wird zudem nach\r\n47 Vgl. BWE (2021): Aktionsprogramm für die 20. Legislaturperiode – LINK.\r\n19\r\nMitteilungen unserer Mitglieder fast nur noch als Verzögerungs- und Verhinderungsinstrument eingesetzt.\r\n4. § 17 BauGB wird um folgenden neuen Absatz 7 ergänzt:\r\n(7) Für Bebauungspläne, die zumindest auch für Vorhaben der erneuerbaren Energien gemäß § 3 Nummer 21 Erneuerbare-Energien-Gesetz gelten sollen, treten Veränderungssperren nach Ablauf eines Jahres außer Kraft. Absatz 1 Satz 3, Absatz 2 und Absatz 3 sind nicht anzuwenden.\r\nAuch regionalplanerische Untersagungsmöglichkeiten des § 12 ROG sind jetzt auszusetzen.48 Wir dürfen keine Verzögerungen riskieren, daher sind Windenergievorhaben von der Möglichkeit einer befristeten Untersagung im Rahmen von in Aufstellung befindlichen Raumordnungsplänen durch die Raumordnungsbehörde auszunehmen. Denn solange die Klimaziele nicht erreicht sind, sollten Vorhaben zur Errichtung von WEA nicht weiter blockiert werden können. Die Gerichte werfen den Ball hier der Gesetzgebung zu, da das Problem erkannt wird, der Rechtsprechung aber teils die Hände gebunden sind.49 Die Gesetzgebung muss daher jetzt handeln. Der in § 249 Absatz 7 Nr. 2 BauGB teilweise vorgesehene Ausschluss der Instrumente bei Zielverfehlung schafft keine zeitige und rechtssichere Abhilfe.\r\nKonkret: Daher ist ein neuer Absatz 4 in § 12 ROG einzufügen:\r\n(4) Für Planungen und Maßnahmen zur Zulassung oder zur Vorbereitung der Zulassung von Vorhaben, die der Windenergienutzung dienen, ist eine Untersagung im Sinne des Absatz 2 unzulässig.\r\nWichtig ist auch, dass mindestens für einen definierten, mehrjährigen Zeitraum eine klare Positionierung des Bundes gegen Moratoriums-Gesetze erfolgt, wie wir sie in Schleswig-Holstein und Brandenburg gesehen haben, nachdem die Regionalpläne von den Gerichten gekippt wurden.\r\n4.2 Aussetzen entgegenstehender Bauleitplanung bis zu deren Anpassung\r\nAuch jahrelange Blockaden der Regionalplanung für Windenergie durch eine verzögerte Anpassung der Bauleitplanung, die weiterhin WEA entgegenstehen, müssen endlich unterbunden werden. Sofern die Regionalplanung ein Gebiet für die Windenergie ausgewiesen hat, muss eine etwaige entgegenstehende Bauleitplanung insoweit bis zur entsprechenden Anpassung sofort ihre Wirkung verlieren. Auch hierzu haben wir bereits Vorschläge zur Änderung des § 1 Absatz 4 BauGB vorgelegt.50\r\nKonkret: § 1 Absatz 4 BauGB ist wie folgt zu ergänzen (neuer Text fett):\r\n(4) Die Bauleitpläne sind den Zielen der Raumordnung anzupassen. Ist die Ausweisung eines Gebiets für Vorhaben gemäß § 35 Absatz 1 Nummer 5 als Ziel der Raumordnung erfolgt und\r\n48 Vgl. schon BWE-Stellungnahme (2022): Änderungsentwurf zum Raumordnungsgesetz – LINK.\r\n49 OVG Münster 13. September 2021 – 2D 134/20.NE; „keine verfassungsrechtlich tragfähige Handhabe, (…) den Erlass von Veränderungssperren, die klimapolitisch wünschenswerte Projekte zum Gegenstand haben, strengeren Anforderungen zu unterwerfen. Hierzu ist gegenwärtig allein der Gesetzgeber berufen, falls er eine solche Maßnahme im Rahmen des ihm vom Bundesverfassungsgericht auferlegten Handlungsgebotes zur Erreichung der Klimaschutzziele für geboten erachtet.“\r\n50 Ebd.\r\n20\r\nstehen der vollständigen oder teilweisen Nutzung dieses Gebiets planungsrechtlich Darstellungen bzw. Festsetzungen eines Bauleitplans entgegen, so verlieren diese innerhalb der neu ausgewiesenen Eignungs- bzw. Vorranggebiete insoweit mit Inkrafttreten des Ziels der Raumordnung bis zu ihrer Anpassung ihre Wirkung.\r\n4.3 § 6 WindBG um Nebenanlagen erweitern\r\nAn dieser Stelle verweist der BWE erneut51 auf einen aus Branchensicht wichtigen Änderungsvorschlag. Es geht darum, die Beschleunigungswirkung von § 6 WindBG (Verfahrenserleichterungen in Windenergiegebieten) zu gewährleisten. Dieser sieht auf Genehmigungsebene den Wegfall der Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) und eine modifizierte artenschutzrechtliche Prüfung für WEA in ausgewiesenen Windenergiegebieten vor. Leider wurden die zu den WEA dazugehörigen Nebenanlagen bisher nicht explizit im Gesetzestext aufgenommen. Das sollte jetzt nachgeholt werden. Diese Forderung wird auch vom Bundesrat mitgetragen.52 Die Bundesregierung hat geäußert, zu prüfen, ob die Ergänzung in einem anderen Gesetzgebungsverfahren umgesetzt werden soll.53\r\nDer BWE sieht es gerade für WEA in Waldgebieten als unerlässlich an, dass die Erleichterungen des § 6 auf Nebenanlagen – zu denen insbesondere die Zuwegungen zur Erschließung der WEA gehören - ausgeweitet werden. Anderenfalls würde § 6 WindBG in diesen Gebieten konterkariert. In der Gesetzesbegründung muss klargestellt werden, dass gegebenenfalls auch Umspannwerke miterfasst sind (nach BImSchG nicht unter den Begriff der „Nebenanlage“ gefasst).\r\nBei Windenergie im Wald bzw. auf forstwirtschaftlich genutzten Flächen handelt es sich nicht um einen Ausnahmefall, der ggf. zu vernachlässigen wäre; zum einen kommt es in der aktuellen Situation und zur Erreichung der Klimaschutz- und Ausbauziele für die erneuerbaren Energien auf jede einzelne WEA an. Zum anderen befinden sich beispielsweise in Hessen 86 Prozent der Windenergiegebiete im Wald; und auch in Bayern, Niedersachsen und Thüringen gibt es viele Waldgebiete.\r\nEs ist nicht Sinn und Zweck der Regelung in § 6 WindBG, die WEA von der UVP freizustellen und die UVP dann im Zuwegungsgenehmigungsverfahren nachzuholen.54 Die Zuwegungsgenehmigung wäre in diesen Fällen, also ohne Einbezug in § 6 in Waldgebieten, viel aufwändiger als die WEA-Genehmigung, und die Projektrealisierung würde sich in vielen Fällen verzögern. Allein mit der (beschleunigten) WEA-Genehmigung ist noch keine beschleunigte Projektrealisierung erreicht, wenn noch nicht klar ist, unter welchen Umständen und wann die Zuwegung gebaut werden kann. In Hessen ist es so, dass die Vorlage der Annexgenehmigungen (hierunter fällt die Zuwegungsgenehmigung) von der BImSch-Behörde zeitlich so gefordert wird, dass BImSch- und Annexantrag „zusammen“ entschieden werden können. Insofern kann in Hessen ohne die genehmigten Annexanträge (u.a. der Zuwegung) auch nicht in die Ausschreibung gegangen werden, da die BImSch-Genehmigung noch nicht erteilt wird. Das Verfahren mit UVP dauert viel länger und hat viel mehr Unsicherheiten – auch im Rechtsschutz – als ohne UVP.\r\n51 Vgl. BWE (2023): Stellungnahme zur Formulierungshilfe der Regierungsfraktionen mit Änderungen des EEG und WindBG, sowie StromPBG – LINK.\r\n52 Vgl. Bundesrat (2023): Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren (u.a.) vom 16. Juni 2023, S. 22 f. – LINK.\r\n53 Vgl. Gegenäußerung der Bundesregierung, S. 54 – LINK.\r\n54 Vgl. zur Erforderlichkeit der UVP für eine Zuwegungsgenehmigung Anhang 1 Nr. 17 zum Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG).\r\n21\r\nEine vielleicht erteilte WEA-Genehmigung wird also mit Ungewissheiten einer Zuwegungsgenehmigung belastet und verzögert die Projektrealisierung.\r\nNach Ansicht des BWE entspricht die Inkludierung der Nebenanlagen auch der europarechtlichen Grundlage der Vorschrift. Artikel 6 der EU-Notfallverordnung (VO (EU)) ermöglicht den Mitgliedstaaten das Vorsehen von Ausnahmen von der UVP und den Bewertungen des Artenschutzes für „Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien“, also für die Vorhaben insgesamt und nicht nur für die einzelne WEA. Zudem gilt die VO (EU) „für alle Verfahren zur Genehmigungserteilung“, vgl. Artikel 1. Gemäß Artikel 2 Absatz 1a VO (EU) sind hierunter „alle einschlägigen behördlichen Genehmigungen für den Bau“ zu fassen. Dieser Auslegung steht auch nicht der Umstand entgegen, dass die Zuwegung ggf. teilweise außerhalb der Windenergiegebiete liegt, da die Erleichterung im Sinne der Beschleunigungswirkung der Vorschrift alle einschlägigen Genehmigungen erfassen soll und das Projekt (wenn auch nicht vollständig) weiterhin im Windenergiegebiet liegt.\r\nSollte diese Auslegung nicht gefolgt werden, kann auch unproblematisch zwischen Zuwegung innerhalb und außerhalb des Windenergiegebietes im behördlichen Verfahren differenziert werden (auch wenn dies nicht dem Ziel der Beschleunigung entspricht) und die Vereinfachung nach § 6 WindBG nur für Nebenanlagen gelten, soweit sie in ausgewiesenen Windenergiegebieten liegen.\r\nKonkret: Der BWE regt an, § 6 Absatz 1 Satz 1 WindBG wie folgt anzupassen (neuer Text fett):\r\n(1) Wird die Errichtung und der Betrieb oder die Änderung der Lage, der Beschaffenheit oder des Betriebs einer Windenergieanlage sowie den dazugehörigen Nebenanlagen in einem zum Zeitpunkt der Genehmigungserteilung ausgewiesenen Windenergiegebiet nach § 2 Nummer 1 beantragt, ist im Genehmigungsverfahren abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung eine Umweltverträglichkeitsprüfung und abweichend von den Vorschriften des § 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes eine artenschutzrechtliche Prüfung nicht durchzuführen. Satz 1 ist nur anzuwenden, (…)\r\n4.4 Rotor-Out verbindlich machen\r\nAnstelle der im WindBG vorgesehenen teilweisen Anrechnung der Rotor-In-Flächen55 zum Flächenbeitragswert und der weiterhin komplizierten Erfassung per GIS und Abschlagsrechnung,56 fordert der BWE unbedingt die Aufnahme der gesetzlichen Feststellung, dass die Windenergiegebietsgrenzen mit der Mastfußmitte innerhalb des Gebietes eingehalten sind, also überall auch in bestehenden Plänen Rotor-Out gilt. Es ist bekannt, dass sich die planerische nutzbare Fläche durch eine Rotor-In-Regelung in einem hohen zweistelligen Maße verringert. Manche Flächen sind so schmal, dass sie mit modernen Anlagen überhaupt nicht mehr nutzbar sind und vollständig für eine Windenergienutzung entfallen. Dem BWE sind hierfür zahlreiche Negativ-Beispiele aus\r\n55 Rotor-In-Fläche: Rotoren der WEA dürfen nicht über die ausgewiesene Fläche hinausragen.\r\n56 § 4 Absatz Satz 2 f. WindBG: „Rotor-innerhalb-Flächen sind nur anteilig auf die Flächenbeitragswerte anzurechnen. Hierfür ist mittels Analyse der GIS-Daten flächenscharf der einfache Rotorradius abzüglich des Turmfußradius einer Standardwindenergieanlage an Land von den Grenzen der ausgewiesenen Fläche abzuziehen. Der Rotorradius einer Standardwindenergieanlage an Land abzüglich des Turmfußradius wird zu diesem Zweck mit einem Wert von 75 Metern festgesetzt.“\r\n22\r\nverschiedenen Regionalplänen bekannt. Eine sonst notwendige Anhebung der Flächenziele ist keine gleichwertige und vor allem keine effektive Maßnahme.\r\nEs bedarf dieser gesetzlichen Klarstellung, da die Genehmigungsbehörden bereits jetzt in vielen BImSchG-Verfahren verlangen, dass auch die Rotoren von WEA innerhalb des jeweils maßgeblichen Plangebiets der Raumordnung und/oder eines Flächennutzungsplans liegen. Diese Forderungen erheben die Genehmigungsbehörden oft rein vorsorglich, ohne entsprechende Anhaltspunkte in den Plänen und führen so zu massiven Flächenverkürzungen. Nun wird sogar gesetzlich von einer automatischen Rotor-In-Geltung ausgegangen, wenn der Plan keine Bestimmung dazu enthält, vgl. § 2 Nr. 2 WindBG. Die nunmehr in § 5 Absatz 4 WindBG vorgesehene Regelung für Pläne, die bis zum 1. Februar 2024 wirksam werden, die bisher keine Regelung in Bezug auf Rotor-In/Rotor-Out treffen, ist ungenügend. Es ist zwar positiv, dass für diese Pläne zur Festlegung von Rotor-Out anstelle einer aufwendigen Planänderung, nun ein einfacher Beschluss ausreicht. Allerdings ist für alle anderen Pläne weiterhin eine Planänderung erforderlich und ein entsprechender Beschluss/Planänderung überdies den Planungsträgerinnen überlassen und damit ungewiss.\r\nEine gesetzliche Rotor-Out-Regelung würde in keiner Weise die sonstige Prüfung aller potenziell entgegenstehenden Belange (beispielsweise Bauverbotszonen unmittelbar – innerhalb von 20 Metern – an Bundesstraßen, vgl. § 9 FStrG) vorwegnehmen. Insbesondere sind auch wie gehabt die immissionsbezogenen Anforderungen nach der TA Lärm zu prüfen. Deshalb würde diese Regelung den Genehmigungsbehörden und den Vorhabenträgerinnen Klarheit bringen, ohne das Schutzniveau für Anwohner*innen in irgendeiner Weise abzusenken.\r\nZusätzlich ist unbedingt festzuschreiben, dass diese Regelung auch für bestehende Regional- und Flächennutzungspläne gilt. Nur so ist zu vermeiden, dass durch weitere jahrelange Unsicherheiten die Nutzbarkeit bestehender Gebiete in Regional- und Flächennutzungsplänen stark eingeschränkt und teilweise sogar zu bedeutenden Teilen ausgeschlossen wird.\r\nKonkret: Es wird folgender neuer Absatz 11 in § 249 BauGB eingefügt:\r\n(11) Die Grenzen von Gebieten für die Windenergienutzung durch Darstellungen im Flächennutzungsplan oder als Ziele der Raumordnung sind eingehalten, wenn die Mitte des Mastfußes der Windenergieanlage vollständig innerhalb des jeweiligen Gebietes liegt. Eine Überschreitung der Gebietsgrenzen durch die Anlagenteile von Windenergieanlagen jenseits der Mastfußmitte ist zulässig. Satz 1 gilt auch für Gebiete mit Plänen, die auf der Grundlage bisheriger Fassungen dieses Gesetzes in Kraft getreten sind.\r\nIn die Gesetzesbegründung sollte aufgenommen werden, dass mit „Anlagenteile von Windenergieanlagen“ nach Satz 2 insbesondere der Turm und die Rotoren gemeint sind.\r\n4.5 Länderabstandsklauseln abschaffen\r\nDaneben fordert der BWE weiterhin pauschale Länderabstandsklauseln als weitere künstliche Flächenbeschränkung großen Ausmaßes abzuschaffen – wie ursprünglich von der Bundesregierung auch angekündigt. Mindestabstände zur Wohnbebauung sind ein wesentlicher Faktor, der einschränkend auf die zur Verfügung stehende Flächenkulisse wirkt und gelten derzeit in Bayern,\r\n23\r\nBrandenburg, Nordrhein-Westfalen, Sachsen und Thüringen.57 Die maßgeblichen Mindestanforderungen an die Abstände zwischen WEA und Wohnbebauung sowie weiteren Schutzgütern ergeben sich bereits jetzt aus immissionsschutzrechtlichen und weiteren Anforderungen (z.B. TA Lärm) und werden in den einzelnen Genehmigungsverfahren geprüft. Pauschale Abstandsfestlegungen haben nachweislich auch keinen Einfluss auf die Akzeptanz.58 Die Regelungen führen weiterhin zu enormen Flächeneinbußen. Jede weitere Verzögerung des Ausbaus und künstliche Flächenreduzierung muss verhindert werden. Ein möglicher Wegfall der Abstandsklauseln bei Zielverfehlung bzw. Verletzung der Nachweispflicht nach § 3 Absatz 3 WindBG wird dem nicht gerecht.59\r\nDie Streichung der Regelung ist vor dem Hintergrund des überragenden öffentlichen Interesses an den erneuerbaren Energien gemäß § 2 EEG und der Ableitung dieses Interesses aus dem Klimaschutzgebot nach Artikel 20a Grundgesetz und des Grundrechts der intertemporalen Freiheitssicherung und des Schutzes künftiger Generationen auch verfassungsrechtlich geboten.60 Zudem behindern die Länderabstandsklauseln insbesondere auch oftmals ein Repowering, für welches zwar gemäß § 245e Absatz 3 BauGB regelmäßig eine sonst bestehende Ausschlusswirkung entfallen soll, die pauschal festgelegten Abstände in vielen Bundesländern sind aber auch bei Repowering weiterhin zu beachten und stehen diesen Vorhaben oftmals entgegen.\r\nDer BWE fordert, den § 249 Absatz 9 BauGB sowohl in der aktuellen, der vorherigen Fassung, als auch der vor dem 14. August 2020 geltenden Fassung (Nutzung der Länderöffnungsklausel bis 31. Dezember 2015) unverzüglich und ohne Übergangsvorschrift mit sofortiger Wirkung aufzuheben. Bereits erlassene Länderregelungen sind so ohne weitere Vollzugsschritte mit Inkrafttreten der Aufhebung nicht mehr anzuwenden.\r\nKonkret: § 249 Absatz 9 BauGB wird wie folgt geändert (neuer Text fett):\r\n(9) Die Länder können durch Landesgesetze bestimmen, dass § 35 Absatz 1 Nummer 5 auf Vorhaben, die der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung von Windenergie dienen, nur Anwendung findet, wenn sie bestimmte Mindestabstände zu den im Landesgesetz bezeichneten zulässigen baulichen Nutzungen zu Wohnzwecken einhalten (…).\r\n(aufgehoben)\r\nLandesgesetzliche Regelungen, die auf der Grundlage einer vor dem [Datum des Inkrafttretens des Gesetzes] geltenden Fassung dieses Absatzes erlassen wurden, sind mit Inkrafttreten der Fassung dieses Absatzes vom [Datum des Inkrafttretens des Gesetzes] nicht mehr anzuwenden.\r\n57 Vgl. UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 60 ff. – LINK. NRW hat zwar die Abschaffung der Klausel angekündigt. Freiwillige Abschaffungen sind hinsichtlich des „Ob“ und des Zeithorizonts ungewiss, wir können hier ein Länderhandeln nicht abwarten.\r\n58 Vgl. FA-Wind (2015): Mehr Abstand – mehr Akzeptanz? S. 22 – LINK; hierzu auch BReg, BT-Drs. 19/3053, S. 1, 3 – LINK.\r\n59 Vgl. § 249 Abs. 7 S. 2 BauGB n.F.\r\n60 Vgl. Prof. Dr. Kurt Faßbender (2021): Rechtsgutachten zur Verfassungsmäßigkeit der sog. 10-H-Regelung in Art. 82 BayBO nach dem Klima-Beschluss des Bundesverfassungsgerichts vom 24.03.2021 – LINK.\r\n24\r\nSollte dem Vorschlag des BWE zur vollständigen Abschaffung der Klauseln nicht gefolgt werden, so sollten sie zumindest Repowering-Vorhaben nicht entgegengehalten werden können, siehe Punkt 5.4\r\n4.6 Problem der Bauhöhenbeschränkung und veralteten Baufenster beheben\r\n4.6.1 Unzulässigkeit neuer, Aussetzung alter Bauhöhenbeschränkungen festschreiben und alte Baufenster nutzbar machen\r\nIn Bebauungsplänen können Bauhöhenbeschränkungen nach § 9 Absatz 1 Nr. 1 BauGB i.V.m. §§ 16 Absatz 3 Nr. 2, 18 BauNVO und in Flächennutzungsplänen nach § 5 Absatz 2 Nr. 1 BauGB i.V.m. §§ 16 Absatz 1, 18 BauNVO festgesetzt werden. Auf Ebene der Raumordnung erfolgt – wenn auch seltener – die Festlegung von Bauhöhenbeschränkungen über Ziele oder Grundsätze der Regionalplanung.\r\nOftmals begrenzen Höhenvorgaben für die maximale Größe der zu errichtenden WEA das Potenzial ausgewiesener Flächen in den Plänen erheblich, weil moderne höhere und wirtschaftliche WEA nicht aufgestellt werden können.61 Bauhöhenbegrenzungen führen zu einem größeren Bedarf der Anlagenzahl und der zu installierenden elektrischen Leistung, da der Bau von kleineren Anlagen immer mit geringerer Leistung einhergeht. Auch die für den Bau der Windparks erforderliche Fläche steigt an.62 Zudem gibt es Probleme mit veralteten Höhenbeschränkungen. Viele Bebauungspläne, die für Windprojekte aufgestellt wurden und Höhenbegrenzungen enthalten, können nicht ohne entsprechende Anpassung genutzt werden, da sie nicht mehr zu den modernen Anlagentypen passen.63 Das ist ein Wertungswiderspruch, da es aktuell teilweise einfacher ist gemäß § 245e BauGB außerhalb des für ein Windprojekt aufgestellten Bebauungsplans eine neue Windenergieanlage zu errichten (da hier keine Höhenbegrenzung gilt) als innerhalb. Hinzu kommt, dass kleine Anlagen auf dem Markt teils gar nicht mehr verfügbar sind. Sie bedeuten außerdem eine deutlich geringere Wirtschaftlichkeit, da zu kleine Anlagen sich unter dem System des Ausschreibungssystems im EEG gar nicht wirtschaftlich betreiben lassen. Anstatt die Planungsunternehmen hier in ein weiteres behördliches Verfahren64 – das Befreiungsverfahren von Festsetzungen im Plan nach § 31 Absatz 2 BauGB – und/oder gerichtliches Verfahren65 zu drängen, sollte die Unzulässigkeit von pauschalen planerischen Höhenbeschränkungen gesetzlich festgeschrieben werden. Das Schutzniveau für die Anwohner*innen wird dadurch nicht beeinträchtigt, da natürlich weiterhin die Abstände nach der TA Lärm etc. im Genehmigungsverfahren geprüft werden.\r\n61 Vgl. UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 75 ff. – LINK.\r\n62 Vgl. ebd. und vgl. FA Wind (2019): Überblick Windenergie an Land: Anlagenhöhe | Flächenbedarf | Turbinenanzahl, S. 1 f. – LINK.\r\n63 Die Höhenbeschränkungen sollten früher sicherstellen, dass keine Anlagen mit einer Höhe von über 100 Metern errichtet werden, für welche eine Nachtkennzeichnung mittels Lichtsignals verpflichtend ist. Dies wurde aus Akzeptanzgründen von vielen Gemeinden abgelehnt. Durch die sog. Bedarfsgerechte Nachtkennzeichnung ist das Akzeptanzargument spätestens überholt.\r\n64 Auch wenn die Befreiung angesichts des überragenden Interesses an den EE nach § 2 EEG nunmehr wohl vermehrt erteilt werden müsste, ist eine gesetzliche Klarstellung deutlich einfacher, schneller und sachgerechter.\r\n65 . In der Rechtsprechung wird z.B. von einer sog. Funktionslosigkeit der veralteten Höhenbeschränkungen ausgegangen; Aktuell: VG Aachen, Beschluss vom 12. März 2021 – 6 L 417/20 – Rn. 68 ff.); vgl. auch VG Münster, Urteil vom 02.04.2020 – 10 K 4573/17 – Rn. 82 ff.\r\n25\r\nPauschale Höhenbeschränkungen auf Planungsebene sind angesichts der Energiekrise, des notwendigen Ausbaus und dem gesetzlich festgelegten überragenden öffentlichen Interesse an den erneuerbaren Energien auch nicht mehr gerechtfertigt. Planerische Höhenbeschränkungen werden derzeit in der Regel festgesetzt, um öffentlichen Belange wie Landschafts- oder Denkmalschutz, oder Flugsicherheit zu berücksichtigen sowie mit Blick auf die angrenzende Wohnbebauung einen vorsorgenden Schutz vor optisch bedrängender Wirkung zu vermitteln. Landschafts- und Denkmalschutz sowie Radaranlagen des Deutschen Wetterdienstes stehen dem überragenden öffentlichen Interesse an den erneuerbaren Energien in aller Regel allerdings nach, dies ist nun in § 2 EEG ausdrücklich geregelt. Besonderen Einzelfällen kann über das Genehmigungsverfahren Rechnung getragen werden. Es braucht auch keine planerische pauschale Höhenbegrenzung, um dem Belang der optisch bedrängenden Wirkung gerecht zu werden. Die Neuregelung in § 249 Absatz 10 stellt klar, dass die Vorhaben in der Regel mindestens im Abstand der zweifachen Anlagenhöhe von zulässiger Wohnnutzung errichtet werden müssen. Die Planungsträgerinnen können Gebiete mit Flächen, die über diesen Abstand hinaus gehen, daher auch ohne Höhenbeschränkung ausweisen. Baubeschränkungszonen inklusive von Bauverboten nach dem Flugsicherungsgesetz sind in der Flächenausweisung und bei der Bewertung der Flächenbedarfe entsprechend zu berücksichtigen. Weitere Erfordernisse der Flugsicherheit im Hinblick auf im Einzelfall erforderliche Höhenbeschränkungen können auf Genehmigungsebene ausreichend berücksichtigt werden. Hierbei gilt zu beachten, dass die militärischen Mindestführhöhen, um die es in diesem Zusammenhang insbesondere geht, zunächst den Ausbaubedarfen anzupassen sind (nicht andersherum); WEA sind grundsätzlich als topografisches Hindernis einzuplanen.\r\nAuch veraltete Baufenster – vgl. § 23 Baunutzungsverordnung (BauNVO) –, die im Zusammenhang mit Höhenbeschränkungen bestimmt wurden, haben ihre Funktion verloren. Denn diese Baufenster - insbesondere die festgelegten kleinen Baugrenzen, welche in der Regel auch Rotor-In festsetzen - orientieren sich auch noch an anderen WEA-Maßen (kleinere Anlagen) und sind damit meist nicht nutzbar. Auch die Nutzbarkeit neuer Baufenster kann mit einer Rotor-Out-Regelung sichergestellt werden.\r\nZwar regelt § 4 Absatz 1 Satz 5 WindBG nun, dass Pläne, die nach dem 1. Februar 2023 wirksam geworden sind und Bestimmungen zur Höhe baulicher Anlagen enthalten, dem Mindestflächenbeitragswert nach WindBG nicht angerechnet werden können. Dennoch bleiben die Höhenbeschränkungen in älteren Plänen erhalten. Auch die Möglichkeit weiterer Beschränkung durch neue Planung bleibt grundsätzlich erhalten.\r\nIm Sinne konsequenter Umsetzung und Weiterführung von § 2 EEG sind Höhenbeschränkungen für bauliche Anlagen und alte Baufenster durch Änderung in § 249 BauGB mit Geltung auch für Bestandspläne aufzuheben.\r\nKonkret: § 249 BauGB wird um einen Absatz 12 wie folgt ergänzt:\r\n(12) Bauhöhenbeschränkungen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien in Bauleit- und Raumordnungsplänen sind unzulässig; dies gilt auch, soweit die Bauhöhenbeschränkung aus der Geschossflächenzahl oder der Grundflächenzahl folgt. Die Beschränkungen nach dem vorstehenden Satz in bestehenden Bauleit- und Raumordnungsplänen können Vorhaben zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien nicht entgegengehalten werden. Die in bestehenden und künftigen Bauleitplänen\r\n26\r\nin Baufenstern nach § 23 der Baunutzungsverordnung festgesetzten Baugrenzen sind eingehalten, wenn die Mitte des Mastfußes der Windenergieanlage vollständig innerhalb des jeweiligen Baufensters liegt. Eine Überschreitung der Baugrenzen durch die Anlagenteile von Windenergieanlagen jenseits der Mastfußmitte ist zulässig.\r\nSollte der vorstehende Vorschlag nicht berücksichtigt werden, sollte er zumindest unbedingt für Repowering-Vorhaben festgeschrieben werden, siehe Punkt 5.4\r\n4.6.2 Alternativvorschlag bezüglich bestehender Höhenbeschränkungen zur Nutzbarmachung und keine Anrechenbarkeit der Flächen\r\nIm Falle, dass obigem Vorschlag zur Aussetzung der bestehenden Höhenbeschränkungen nicht gefolgt wird, regt der BWE zumindest die gesetzliche Festschreibung einer Mindesthöhe für die bestehenden Beschränkungen an. Bereits bestehende Bauhöhenbeschränkungen unterhalb von 200 Metern sollen ab Inkrafttreten der Regelung automatisch unwirksam werden, da diese wirtschaftlich nicht mehr realisierbar sind und eine geringere Mindesthöhe einer Verhinderungsplanung gleichkommt. Den Gemeinden kann dann jedoch die Möglichkeit gegeben werden, die ursprünglichen Festsetzungen anzupassen, um eine verhältnismäßige Bauhöhenbeschränkung zu erhalten. Dadurch, dass die Gemeinden aktiv werden müssen, um Bauhöhenbeschränkungen – in einer verhältnismäßigen Art – zu erhalten, kann ad hoc eine überfällige Aktualisierung von Bebauungsplänen und Aktivierung verhinderter Flächen erwirkt werden. Eine Aufhebung oder Anpassung bestehender Pläne ist damit nicht erforderlich, sodass ein in Zeit und Geld aufwendiges und öffentliches Aufhebungs-/Änderungsverfahren erspart bleibt.\r\nDer BWE empfiehlt als hilfsweisen Alternativvorschlag zum vorstehenden Punkt die folgende Festschreibung einer Mindesthöhe in Bezug auf bestehende Bauhöhenbeschränkungen.\r\nKonkret: § 249 BauGB wird um einen Absatz 12 ergänzt:\r\n(12) Höhenbeschränkungen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien in Bauleit- und Raumordnungsplänen sind unzulässig; dies gilt auch, soweit die Höhenbeschränkung aus der Geschossflächenzahl oder der Grundflächenzahl folgt. Nach dem [Datum des Inkrafttretens der Regelung] in einem Bauleit- oder Raumordnungsplan bestehenden Bestimmungen über die maximale Höhe von Windenergieanlagen werden mit Ablauf des [Datum des Inkrafttretens der Regelung] unwirksam. Die jeweilige Planungsträgerin kann bis zum [Datum zwei Monate nach Inkrafttreten der Regelung] durch Beschluss die Fortgeltung einer Bauhöhenbeschränkung mit der Maßgabe beschließen, dass die Beschränkung eine Höhe von 200 m nicht unterschreiten darf. Die Beschränkung muss aus städtebaulichen Gründen erforderlich sein. Die städtebaulichen Gründe sind dazulegen und mittels sachverständiger Stellungnahme nachzuweisen. Die in bestehenden und künftigen Bauleitplänen in Baufenstern nach § 23 der Baunutzungsverordnung festgesetzten Baugrenzen sind eingehalten, wenn die Mitte des Mastfußes der Windenergieanlage vollständig innerhalb des jeweiligen Baufensters liegt. Eine Überschreitung der Baugrenzen durch die Anlagenteile von Windenergieanlagen jenseits der Mastfußmitte ist zulässig.\r\n27\r\nDarüber hinaus ist eine Änderung des WindBG sinnvoll, die einen Anreiz zur freiwilligen Abschaffung von Bauhöhenbeschränkungen auf allen Planungsebenen schafft (und nicht bloß zur Aktualisierung der Bebauungspläne).\r\nWird dem BWE-Vorschlag zur vollständigen Aussetzung auch bestehender Höhenbegrenzung gefolgt (siehe Punkt 4.6.1) bedarf es der Regelung zur Nichtanrechnung der Pläne mit Höhenbeschränkung auf den Mindestflächenbeitragswert in § 4 Absatz 1 Satz 5 WindBG66 nicht mehr, da die Flächen dann zur Errichtung von WEA zur Verfügung stünden und damit auch angerechnet werden sollten.\r\nWird dem Vorschlag nicht gefolgt bzw. wird dem Alternativvorschlag (Punkt 4.6.2) gefolgt, dann sollte in § 4 Absatz 1 Satz 5 WindBG67 ein weiterer Anreiz für Planungsträgerinnen geschaffen werden, bestehende Bauhöhenbeschränkungen zu beseitigen bzw. keinen Fortgeltungsbeschluss zu erlassen. Denn es sind insbesondere die älteren Bauhöhenbeschränkungen, die die Verfügbarkeit der Flächen einschränken. Die Nichtanrechenbarkeit von Flächen muss sich – anders als bisher vorgesehen – also auch auf solche Pläne mit Bauhöhenbeschränkungen beziehen, die vor dem 1. Februar 2023 wirksam geworden sind.\r\nKonkret: § 4 Absatz 1 Satz 5 WindBG wird wie folgt zu geändert (Neuerung fett):\r\n(1) (…) Flächen, die in Plänen ausgewiesen werden, die nach dem 1. Februar 2023 wirksam geworden sind und Bestimmungen zur Höhe baulicher Anlagen enthalten, sind nicht anzurechnen. (…)\r\n5 Bestandsanlagen erhalten und Repowering beschleunigen\r\nDie Bundesregierung erkennt in dem Eckpunktepapier richtig an, dass dem Repowering von Windenergieanlagen an Land (WEA) für den Ausbau eine zentrale Rolle zukommt.\r\nInsbesondere mit Blick auf die Klimaziele können wir es uns auf keinen Fall leisten, die Bestandsflächen zu verlieren. Auch im Sinne einer effizienten Flächennutzung ist ein ambitioniertes Repowering unerlässlich. Es verringert in der Regel die Anlagenzahl deutlich, während sich der Ertrag aufgrund moderner Anlagentechnologie vervielfacht.\r\nDie Bundesregierung hält im Eckpunktepapier (S. 7 f.) ferner fest, dass zentrale Regelungen zur Beseitigung auch der planungsrechtlichen Hürden für Repowering-Vorhaben im sog. Sommerpaket 2022 geschaffen wurden. Nach Ansicht des BWE wirken die Regelungen aber in der Umsetzung bisher nicht und müssen daher angepasst werden. Dies wird auch in der UBA-Studie so gesehen, in welcher gerade auch die nachstehend näher erläuterten „Grundzüge der Planung“ kritisch bewerten.68\r\n66 § 4 Abs. 1 S. 5 WindBG: „Flächen, die in Plänen ausgewiesen werden, die nach dem 1. Februar 2023 wirksam geworden sind und Bestimmungen zur Höhe baulicher Anlagen enthalten, sind nicht anzurechnen.“\r\n67 § 4 Abs. 1 S. 5 WindBG: „Flächen, die in Plänen ausgewiesen werden, die nach dem 1. Februar 2023 wirksam geworden sind und Bestimmungen zur Höhe baulicher Anlagen enthalten, sind nicht anzurechnen.“\r\n68 UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 131 – LINK.\r\n28\r\n5.1 Neuregelung für Repowering außerhalb ausgewiesener Gebiete nutzbar machen\r\nNach § 245e Absatz 3 BauGB darf eine Ausschlusswirkung (und künftig gemäß § 249 Absatz 3 BauGB eine sog. Entprivilegierung bis Ende 2030) den Repowering-Vorhaben grundsätzlich nicht mehr entgegengehalten werden, sodass auch Flächen außerhalb von ausgewiesenen Gebieten für Repowering zur Verfügung stehen. Diese Regelung ist von enormer Bedeutung. Etwa 50 Prozent der Repowering-Vorhaben stehen außerhalb ausgewiesener Gebiete.\r\nAllerdings entfaltet die Regelung in § 245e Absatz 3 BauGB bisher keine merkliche Wirkung, da die in der Vorschrift enthaltene – eigentlich als Ausnahme festgelegte („es sei denn“) – Passage, laut der die Grundzüge der vorhandenen Raumordnungs- oder Flächennutzungsplanung durch das Repowering nicht betroffen sein dürfen, bisher extensiv ausgelegt und den Vorhaben entgegengehalten wird. Die Neuregelung soll Repowering außerhalb ausgewiesener Pläne im Regelfall aber gerade ermöglichen, nur im absoluten Ausnahmefall soll dies anders sein.69 In § 249 Absatz 3 ist die Ausnahmeregelung richtigerweise nicht mehr enthalten.\r\nAllein in Schleswig-Holstein wird diese Ausnahmeregelung fast jedem Repowering-Projekt entgegengehalten. Mit der Begründung, dass die Grundzüge der Planung regelmäßig schon dann berührt seien, wenn WEA außerhalb der Vorranggebiete am Altstandort oder in unmittelbarer Nähe repowert werden sollen. Schließlich habe sich die Landesplanung in den Regionalplänen und dem zugrundeliegenden Plankonzept ausdrücklich mit den Altanlagen außerhalb der Vorranggebiete auseinandergesetzt und auf Basis eines Repowering-Konzeptes Ziele der Raumordnung für Repowering formuliert (es wurden eigene Vorrangflächen für Repowering-Vorhaben geschaffen). Hier wird das Regel-Ausnahme-System, welches in der neuen Repowering-Regelung gesetzlich vorgegeben wird, ins Gegenteil verkehrt.70\r\nDamit die Regelung nicht erst nach Ende 2027 mit der Eröffnung des Anwendungsbereiches von § 249 Absatz 3 wirkt und Bestandsflächen verloren gehen, fordert der BWE (wie schon im Gesetzgebungsverfahren zur Regelung) die Ausnahmeregelung zur Zulässigkeit von Repowering in § 245e Absatz 3 zu streichen. Wird dem Vorschlag nicht gefolgt, sollte die Ausnahmeregelung zumindest konkretisiert werden.\r\n69 Vgl. Gesetzesbegründung zum sog. Wind-an-Land-Gesetz, BT-Drs. 20/2355, S. 32 (wenn auch hier noch eine alte Entwurfsfassung zu Grunde gelegt wird; der Bundestag hat sich gegen die vorgeschlagene Zurückstellungmöglichkeit der Gemeinde entschieden, diese ist also in der Regelung nicht enthalten) – LINK.\r\n70 Gegen diese Auslegung spricht: die Regelung dient dazu, Repowering außerhalb ausgewiesener Gebiete zu ermöglichen, unabhängig davon, ob die übrigen ausgewiesenen Gebiete Flächen für WEA oder eben speziell für Repowering vorsehen. Repowering-Vorhaben in einem Abstand von 2 H sollen ermöglicht werden, um diese bereits akzeptierten Bestandsflächen zu erhalten. Durch „Vorranggebiete Repowering“ in weiterer Entfernung kann das nicht gewährleistet werden. Bei der Ausnahmeregelung geht es dann darum festzustellen, ob die Grundzüge der Planung, also konkrete Nutzungsinteressen an dem Ort des Repowering entgegenstehen. Einzelne Repowering-Projekte außerhalb der Vorranggebiete auch nicht die Möglichkeit zum Repowering in den „Vorranggebieten Repowering“. Repowering-Projekte können auch weiterhin innerhalb dieser Gebiete verwirklicht werden und machen die Pläne nicht in ihrer Gesamtheit funktionslos. Dass die „Vorranggebiete Repowering“ aber schon nicht zu den „Grundzügen der Planung“ gehören, zeigt auch die raumordnerische Festlegung, dass die Repowering-Gebiete ohnehin später wegfallen, wobei die Pläne insgesamt aber wirksam bleiben.\r\n29\r\nDenn wie die Erfahrung zeigt, werden unbestimmte oder auslegungsfähige Rechtsbegriffe – wie hier die „Grundzüge der Planung“ – von Behörden häufig zu Lasten der Windkraft ausgelegt. Es muss also unbedingt klargestellt werden, was die Gesetzgebung unter den „Grundzügen der Planung“ konkret versteht. Weiterhin muss klar sein, dass diese „Grundzüge der Planung“ entsprechend der Gesetzesbegründung nur im absoluten Ausnahmefall berührt sind. Es muss klargestellt werden, dass die „Grundzüge der Planung“ nur dann berührt sind, wenn an dem Ort des Repowering-Vorhabens (es geht um den Erhalt der Bestandsflächen!) eine mit der Windenergienutzung durch Raumordnung- oder Flächennutzungsplan unvereinbare Nutzung - zum Beispiel: großflächiger Kiesabbau - ausgewiesen ist. Aber auch hier sollten die „unvereinbaren Nutzungen“ zumindest in der Gesetzesbegründungen konkretisiert werden. Klar ist, dass lediglich „weiche Tabukriterien“ – insbesondere Abstandsradien – nicht zu den Grundzügen der Planung gehören.\r\n5.2 Dynamischer Verweis auf „Repowering nach § 16b BImSchG“\r\nIm Zuge der laufenden Gesetzesnovelle zur Änderung des BImSchG71 sollten auch die Verweise auf § 16b BImSchG in §§ 245e und 249 BauGB (jeweils im Absatz 3) an die neue Fassung des § 16b BImSchG angepasst werden. Hierfür wird die Verankerung eines dynamischen Verweises vorgeschlagen, so sind auch etwaige weitere künftige Änderungen eingeschlossen. Die neuen Abstandsregelungen (5H Abstand zur Altanlage möglich) sollten auch auf die bauplanungsrechtlichen Erleichterungen Anwendung finden. Hierdurch wird dem drängenden Ausbaubedarf weiter Rechnung getragen. Anderenfalls würde die anstehende neue Regelung in § 16b BImSchG in ihrem Anwendungsbereich unangemessen beschränkt werden. Zwar kann die Delta-Betrachtung in einem 5H Abstand zur Anwendung kommen, die bauplanungsrechtliche Zulässigkeit ist in diesem Abstand außerhalb ausgewiesener Gebiete aber nicht gegeben, sodass diese Vorhaben nicht genehmigt werden könnten.\r\n5.3 Gesetzessänderungsvorschlag zu den beiden vorstehenden Punkten\r\nEntsprechend der Ausführungen in Punkt 5.1 und 5.2 macht der BWE folgende Änderungsvorschläge.\r\nKonkret: § 245e Absatz 3 BauGB wird wie folgt geändert (Text neu fett):\r\n(3) Die in Absatz 1 Satz 1 genannten Rechtswirkungen gemäß § 35 Absatz 3 Satz 3 sowie Länderabstands können Vorhaben im Sinne des § 16b Absätze 1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes in der Fassung der Bekanntmachung vom 17. Mai 2013 (BGBl. I S. 1274; 2021 I S. 123), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 24. September 2021 (BGBl. I S. 4458) geändert worden ist, in der Regel nicht entgegengehalten werden, es sei denn, die Grundzüge der Planung werden berührt.\r\nWird dem Vorschlag zur Streichung der Passage „es sein denn, die Grundzüge der Planung werden berührt“ nicht gefolgt, so sollte zumindest ergänzt werden, dass die Grundzüge der Planung nur berührt sein können, wenn an dem Ort des Vorhabens im Sinne des § 16b Absätze 1 und 2 BImSchG eine mit der Windenergienutzung durch Raumordnung- oder Flächennutzungsplan unvereinbare Nutzung ausgewiesen ist. Und darüber hinaus die „unvereinbare Nutzung“ im Gesetzestext konkretisiert werden.\r\n71 Vgl. Gesetzentwurf der Bundesregierung (u.a.) zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren, BT-Drs. 20/7502 – S. 6 – LINK.\r\n30\r\nKonkret: § 249 Absatz 3 BauGB wird wie folgt geändert (neuer Text fett):\r\n(3) Die Rechtsfolge des Absatzes 2 gilt bis zum Ablauf des 31. Dezember 2030 nicht für Vorhaben im Sinne des § 16b Absatz 1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes in der Fassung der Bekanntmachung vom 17. Mai 2013 (BGBl. I S. 1274; 2021 I S. 123), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 24. September 2021 (BGBl. I S. 4458) geändert worden ist, es sei denn, das Vorhaben soll in einem Natura 2000-Gebiet im Sinne des § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes vom 29. Juli 2009 (BGBl. I S. 2542), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 18. August 2021 (BGBl. I S. 3908) geändert worden ist, oder in einem Naturschutzgebiet im Sinne des § 23 des Bundesnaturschutzgesetzes verwirklicht werden.\r\n5.4 Alte Baufenster und Höhenbegrenzungen sowie Länderabstandsklauseln zumindest für Repowering aussetzen\r\nZudem sollte das Problem der überholten Bebauungspläne bezüglich festgelegter Höhenbeschränkungen und Baufenstern insbesondere für die Repowering-Vorhaben gelöst werden, da diese aufgrund des Bedarfs am Erhalt der Bestandsorte besonders schützenswert bzw. förderungswürdig sind. Das Problem äußert sich darin, dass (Repowering-)Vorhaben innerhalb von Flächen bauplanungsrechtlich häufig unzulässig sind, weil für das Gebiet nicht nur ein standortsteuernder Regionalplan oder Flächennutzungsplan, sondern zusätzlich ein Bebauungsplan mit restriktiven Festsetzungen existiert, z.B. mit Baufenstern oder konkreten Höhenbegrenzungen, die aber nicht mehr zu den heutzutage üblichen Anlagentypen passen. Damit verhindern (veraltete) Höhenbeschränkungen und Baufenster in den Bebauungsplänen Repowering-Vorhaben häufig.72\r\nDie Neuregelung zum Repowering aus § 245e Absatz 3 BauGB knüpft nur an die Rechtswirkungen von § 35 Absatz 3 Satz 3 BauGB und damit auch nur an Regionalpläne und Flächennutzungspläne an. Die Bebauungspläne stehen einem Repowering-Vorhaben daher regelmäßig weiterhin entgegen. Daher müssen momentan noch die Bebauungspläne entweder so geändert werden, dass die Repowering-Vorhaben zulässig sind oder der Bebauungsplan wird aufgehoben, damit § 245e BauGB greifen kann. Allerdings ist die Änderung oder Aufhebung des Bebauungsplans genauso aufwändig wie die Neuaufstellung eines Bebauungsplans. Das aufwändige Verfahren überfordert die Gemeinden regelmäßig.\r\nAuch pauschale Länderabstandsklauseln, die nachweislich nicht zur Akzeptanz von WEA beitragen und angesichts bestehender Vorschriften zum Lärmschutz etc. überdies unnötig die Flächenverfügbarkeit weiter einschränken73, verhindern gerade auch Repowering-Vorhaben.\r\nDer BWE macht zur Lösung der Probleme Gesetzesvorschläge in § 249 BauGB für alle WEA-Vorhaben, da es auch Neuvorhaben betrifft (Punkt 4.6.1). Sollte die Unzulässigkeit von Höhenbeschränkungen und die Abschaffung der Länderöffnungsklauseln nicht – vorzugswürdig – allgemein festgeschrieben werden, dann sollte dies unbedingt zumindest für Repowering festgeschrieben werden.\r\nKonkret: § 249 Absatz 9 BauGB wird wie folgt geändert (neuer Text fett):\r\n72 Vgl. zur Problemschilderung auch Punkt 4.6.\r\n73 Vgl. Punkt 4.5 Länderabstandsklauseln abschaffen.\r\n31\r\n(9) (…) Die nach Satz 1 und 4 erlassenen Landesgesetze sowie die in Bauleit- oder Raumordnungsplänen festgesetzten Bauhöhenbeschränkungen können Vorhaben im Sinne des § 16b Absätze 1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes nicht entgegengehalten werden. Vorhaben nach § 16b Absätze 1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes können auch die in bestehenden und künftigen Bauleitplänen in Baufenstern nach § 23 festgesetzten Baugrenzen nicht entgegengehalten werden, wenn die Mitte des Mastfußes der Windenergieanlage innerhalb des jeweiligen Baufensters liegt. Eine Überschreitung der Baugrenzen durch die Anlagenteile von Windenergieanlagen jenseits der Mastfußmitte ist zulässig.\r\n6 Abwägungsvorrang entsprechend § 2 EEG im BauGB verankern\r\nGemäß § 2 EEG sind andere Belange gegenüber erneuerbaren Energien in einer Abwägungsentscheidung aufgrund der überragenden Bedeutung der erneuerbaren Energien in der Regel nachrangig zu bewerten.74\r\nDer BWE empfiehlt zur besseren Durchsetzbarkeit des Abwägungsvorrangs in § 2 EEG eine Festlegung des Vorrangs erneuerbarer Energien in der Schutzgüterabwägung durch Festschreibung in sämtlichen Fachgesetzen mitsamt entsprechender Konkretisierungen der Vorschrift. Zwar strahlt die Wirkung des § 2 EEG unmittelbar in alle Fachgesetze und ist von den Behörden ohne weiteres anzuwenden. Jedoch gibt es in der Praxis auch anderslautende Ansichten beispielsweise in Behörden. Erst kürzlich hat ein Staatliches Amt für Landwirtschaft und Umwelt in Mecklenburg-Vorpommern eindrücklich bewiesen, dass es eine Anwendbarkeit des § 2 EEG in der Abwägung mit dem Denkmalschutz als nicht anwendbar erachtet, obwohl es dazu ein Hinweisschreiben des zuständigen Ministeriums gab. Das Oberverwaltungsgericht (OVG) Greifswald hat hier am Ende zwar anders entschieden75, es zeigt aber, wie wichtig eine Klarstellung ist. Die Branche kann nicht abwarten, bis die Gerichte hier ausgeurteilt haben und eine bundesgerichtliche Klarstellung vorliegt. Die Gesetzgebung hat jetzt die Möglichkeit, klarstellende Regelungen in sämtlichen Fachgesetzen aufzunehmen, um nicht dem Argument einer „Entwertung“ des § 2 EEG bei Aufnahme in nur einzelnen Gesetzen weiter Raum zu geben. Die Gesetzgebung sollte bei Übertragung in die Fachgesetze in jedem Fall auch klarstellen, dass weiter von einer umfassenden Geltung des § 2 EEG auszugehen ist.\r\nDer BWE empfiehlt zur Verankerung und Konkretisierung des Abwägungsvorrangs Änderungen im BauGB und ROG, zu ersten konkreten Gesetzesvorschlägen siehe beispielsweise die Punkte unter 7. Auch die weiteren Forderungen, z.B. zur Festschreibung der Unzulässigkeit von pauschalen Höhenbeschränkungen kann als eine Konkretisierung von § 2 EEG gewertet werden, vgl. Punkt 4.6.\r\n74 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drs. 20/1630, S. 159: „Die erneuerbaren Energien müssen daher nach § 2 S. 2 EEG 2021 bis zum Erreichen der Treibhausgasneutralität als vorrangiger Belang in die Schutzgüterabwägung eingebracht werden. Konkret sollen die erneuerbaren Energien damit im Rahmen von Abwägungsentscheidungen u.a. gegenüber seismologischen Stationen, Radaranlagen, Wasserschutzgebieten, dem Landschaftsbild, Denkmalschutz oder im Forst-, Immissionsschutz-, Naturschutz-, Bau- oder Straßenrecht nur in Ausnahmefällen überwunden werden.“ – LINK.\r\n75 Vgl. OVG Greifswald, Urteil vom 7. Februar 2023 – Az. 5 K 171/22 Rn. 157 ff. – LINK\r\n32\r\n7 Beitrag zur Lösung der Blockade durch Denkmalschutz auf Bundesebene\r\nInsbesondere das OVG Greifswald hat die Geltung des § 2 EEG auch im Denkmalschutzrecht entsprechend der Gesetzesbegründung zu § 2 EGG eindrücklich klargestellt.76 Demnach kann das Denkmalschutzrecht einer Genehmigung für die Errichtung und den Betrieb einer WEA in aller Regel nicht entgegengehalten werden. § 2 EEG wird jedoch lange nicht von allen Behörden auf diese Weise angewandt. Vorgetragene Denkmalschutzbelange in Genehmigungsprozessen verhindern weiterhin die Planung und den Bau von WEA in Deutschland. Die Probleme liegen dabei vordergründig in der Blockade durch die Denkmalschutzbehörden. Die Landesdenkmalschutzbehörden und die zuständigen Genehmigungsbehörden, welche die abschließende Abwägung und Entscheidung vornehmen müssten, verweigern oftmals die denkmalrechtliche Zulässigkeit der Vorhaben.\r\nEine Umfrage der Fachagentur Windenergie an Land aus dem Jahr 202277 zeigt, dass über 10 Prozent aller beantragten WEA aus Gründen des Denkmalschutzes von den Behörden abgelehnt oder die Anträge seitens der Antragsteller*innen aus diesem Grund zurückgezogen wurden. Bezogen auf die bis Ende 2021 in Genehmigungsverfahren befindlichen Windenergieprojekte von insgesamt 10 GW Leistung78 sind gegenwärtig mindestens 1.000 Megawatt (MW) blockiert79 oder es droht ihnen aus Denkmalschutzgründen die Ablehnung80. Ohne eine sachgerechte Handhabung des Denkmalschutzrechts, drohen die rund eine Million auf Deutschland verteilten Denkmäler81 zu einem weiteren, wesentlichen Hemmnis für den Ausbau der Windenergie zu werden.\r\nDarüber hinaus gibt es eine unbekannte Vielzahl an Projekten, bei denen aufgrund von Bedenken des Denkmalschutzes erst gar kein Genehmigungsantrag gestellt worden ist, sondern die Planung des Projektes frühzeitig abgebrochen wurde, oder die Fläche bereits auf Planungsebene für die Windenergienutzung unberücksichtigt blieb.\r\nDenkmalschutzrecht ist grundsätzlich Ländersache, dennoch haben die Behörden die Werteentscheidung des § 2 EEG auch im Denkmalschutz zu beachten.82 Einzelne Bundesländer sind eigens tätig geworden - so hat Niedersachsen einen eigenen Abwägungsvorrang der EE-Anlagen gegenüber dem Denkmalschutz im Landesgesetz festgeschrieben, vgl. § 7 Absatz 2 Satz 1 Nr. 3, Satz 2 NDSchG. In Bayern bedürfen WEA nunmehr nur in der Nähe von besonders landschaftsprägenden Baudenkmälern der denkmalrechtlichen Erlaubnis, vgl. Artikel 6 Absatz 5 BayDSchG. Eine rasche und vor allem rechtssichere Beseitigung der bestehenden Hemmnisse ist jedoch aufgrund der Schaffung neuer unbestimmter Rechtsbegriffe (Beispiel Niedersachsen)83 sowie mit der zeitaufwendigen Erstellung der\r\n76 Vgl. OVG Greifswald, Urteil vom 7. Februar 2023 – Az. 5 K 171/22 Rn. 157 ff. – LINK\r\n77 Fachagentur Windenergie an Land (2022): Hemmnisse beim Ausbau der Windenergie an Land – LINK.\r\n78 BMWK (2021): Bericht des Bund-Länder-Kooperationsausschusses, Berichtsjahr 2021, S. 35 – LINK.\r\n79 Für anschauliche Praxisbeispiele: BWE (2022) Positionspapier Lösung der Blockade von Windenergieprojekten durch Denkmalschutz, S. 5 – LINK.\r\n80 FA Wind aaO und Daten BWE Mitglieder.\r\n81 Pressemitteilung des Statistischen Bundesamtes Nr. 208 vom 13. Juni 2018 – LINK.\r\n82 Vgl. OVG Greifswald, Urteil vom 7. Februar 2023 – Az. 5 K 171/22 Rn. 157 ff. – LINK\r\n83 Zum Beispiel: Äußeres Erscheinungsbild; geringfügiger Eingriff in denkmalwerte Substanz.\r\n33\r\nListen von „besonders schützenswerten Baudenkmälern“ oder des „besonders landschaftsprägenden Denkmals“ (Bayern) nach Ansicht des BWE nicht zu erwarten. Zudem darf die landesgesetzliche Konkretisierung von § 2 EEG nicht zu einer Einschränkung der weitgehenden bundesgesetzlichen Regelung führen. Weitere Vorgaben und Anstöße durch die Bundesgesetzgebung im Bereich Denkmalschutzrecht sind daher sinnvoll.\r\n7.1 Pflicht zur abschließenden Abwägung auf raumordnerischer bzw. bauleitplanerischer Ebene\r\nZiel muss es sein, die Belange des Denkmalschutzes auf der Planungsebene abschließend zu ermitteln und zu bewerten, sodass sichergestellt ist, dass sich innerhalb planerisch ausgewiesener Windenergieflächen entsprechend des § 2 EEG in aller Regel die Windenergienutzung durchsetzt.84 An allen Standorten innerhalb des Gebietes dürfen denkmalrechtliche Fragen im Genehmigungsverfahren keine Verhinderungsgründe mehr darstellen.\r\nHierfür ist es notwendig, dass die denkmalrechtlichen Belange, angelehnt an die Regelung des § 35 Absatz 3 Satz 2 Halbsatz 2 BauGB, auf planerischer Ebene abschließend ermittelt und unter Beachtung der Wirkungen des § 2 EEG – überragende Bedeutung der erneuerbaren Energien – abschließend abgewogen werden.\r\nKonkret: Änderung in § 7 Absatzes 2 ROG (neuer Text fett):\r\n(2) Bei der Aufstellung der Raumordnungspläne sind die öffentlichen und privaten Belange, soweit sie auf der jeweiligen Planungsebene erkennbar und von Bedeutung sind, gegeneinander und untereinander abzuwägen. Werden Raumordnungspläne für die Ausweisung von Flächen für die Windenergienutzung erstmals aufgestellt oder geändert, sind die Belange des Denkmalschutzes und der Denkmalpflege abschließend zu ermitteln und abzuwägen; das überragende öffentliche Interesse an der Errichtung und dem Betrieb von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien und deren Bedeutung für die öffentliche Sicherheit sind dabei als vorrangiger Belang in die durchzuführende Abwägung einzustellen. Das Ergebnis der Umweltprüfung nach § 8 sowie die Stellungnahmen im Beteiligungsverfahren nach § 9 sind in der Abwägung nach Satz 1 zu berücksichtigen. Raumordnungspläne benachbarter Planungsräume sind aufeinander abzustimmen.\r\nDasselbe gilt für das BauGB. Auch dort soll der Vorrang sowie die überragende Bedeutung der erneuerbaren Energien aus § 2 EEG explizit als Vorgabe für Abwägungsentscheidungen aufgenommen werden:\r\nKonkret: Ergänzungsvorschlag zu § 1 Absatz 6 Nr. 7 Buchstabe f) BauGB (neuer Text fett):\r\n(6) Bei der Aufstellung der Bauleitpläne sind insbesondere zu berücksichtigen:\r\nNr. 7 die Belange des Umweltschutzes, einschließlich des Naturschutzes und der Landschaftspflege, insbesondere\r\n84 Vgl. bereits BWE (2022): Positionspapier zur Lösung der Blockade von Windenergieprojekten durch Denkmalschutz – LINK.\r\n34\r\nf) die im überragenden öffentlichen Interesse liegende und der öffentlichen Sicherheit dienende Nutzung erneuerbarer Energien sowie die sparsame und effiziente Nutzung von Energie,\r\nKonkret: Ergänzungsvorschlag zu § 1a Absatz 5 BauGB (neuer Text fett):\r\n(5) Den Erfordernissen des Klimaschutzes soll sowohl durch Maßnahmen, die dem Klimawandel entgegenwirken, als auch durch solche, die der Anpassung an den Klimawandel dienen, Rechnung getragen werden. Der Grundsatz nach Satz 1 ist in der Abwägung nach § 1 Absatz 7 zu berücksichtigen. Die Errichtung und der Betrieb von Erneuerbare-Energien-Anlagen zur Energieerzeugung sowie den dazugehörigen Nebenanlagen liegen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit. Die Ermöglichung der Errichtung und des Betriebes von Erneuerbaren-Energien-Anlagen ist als vorrangiger Belang in die Abwägung nach § 1 Absatz 7 einzubringen. Werden Bauleitpläne für die Festlegung von Windenergieflächen erstmals aufgestellt oder geändert, ohne dass zuvor eine entsprechende Festlegung auf raumordnerischer Ebene stattgefunden hat, sind die Belange des Denkmalschutzes und der Denkmalpflege gemäß § 1 Absatz 6 Nummer 5 in dem Bauleitplan abschließend zu ermitteln und unter Beachtung von Satz 4 gemäß § 1 Absatz 7 abzuwägen.\r\n7.2 Genehmigungsbedürftigkeit für WEA im Rahmen des Umgebungsschutzes aussetzen\r\nUm das Ziel der Treibhausgasneutralität der Bundesrepublik Deutschland zu erreichen, schlägt der BWE kurzfristig vor, bis zum Erreichen dieses Ziels, die Genehmigungsbedürftigkeit für WEA im Rahmen des Umgebungsschutzes auszusetzen. Hierbei gilt es zu berücksichtigen, dass WEA lediglich temporär errichtet werden und zudem keine Schädigungen der Bausubstanz der Denkmäler droht.\r\nDies muss zügig von der Landesgesetzgebung in den jeweiligen Landesdenkmalschutzgesetzen, welche die Genehmigungsbedürftigkeit einzelner Maßnahmen festlegen, implementiert werden. Um Wertungswidersprüche zwischen Bundes- und Landesrecht zu vermeiden, ist schließlich eine Anpassung von § 35 Absatz 3 BauGB notwendig: Das BauGB sieht mit § 35 „Bauen im Außenbereich“ vor, dass Vorhaben nur dann zulässig sind, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen. Der (städtebauliche) Denkmalschutz wird dort als zu berücksichtigender Abwägungsbelang aufgeführt (Absatz 3 Nr. 5). Bis dato geht die Rechtsprechung davon aus, dass mit § 35 Absatz 3 Nr. 5 BauGB ein eigenständiger städtebaulicher Denkmalschutz als Auffangregelung zum Landesdenkmalschutz sichergestellt wird. Deshalb droht die Situation, dass künftig § 35 Absatz 3 Nr. 5 BauGB dazu genutzt wird, weiterhin Windenergievorhaben mit Verweis auf den Denkmalschutz zu verhindern. Dies stünde dem überragenden öffentlichen Interesse an erneuerbaren Energie entgegen.\r\nDeshalb schlagen wir eine entsprechende Ergänzung des § 249 Absatz 10 BauGB vor, vgl. unter Punkt 8.3, welche klarstellt, dass die Belange des (bundesgesetzlichen) Denkmalschutzes den WEA-Vorhaben im Genehmigungsverfahren generell nicht entgegenstehen. Damit würde klargestellt, dass der Belang des Denkmalschutzes bzw. des Kulturgüterschutzes gegenüber dem Belang des Klimaschutzes im bauplanungsrechtlichen Außenbereich keine verhindernde Wirkung mehr entfaltet.\r\n35\r\n8 Belange des Deutschen Wetterdienstes und seismologische Belange angemessen berücksichtigen\r\nGemäß dem überragenden öffentlichen Interesse an den erneuerbaren Energien nach § 2 EEG ist der Errichtung und Betrieb von WEA im Rahmen von Abwägungsentscheidungen u. a. auch gegenüber Radaranlagen und seismologischen Stationen Vorrang zu gewähren, der nur in Ausnahmefällen überwunden werden darf.85\r\nVon diesem Abwägungsvorrang ausgenommen sind explizit nur Belange der unmittelbaren Sicherheit der Landes- und Bündnisverteidigung.\r\n8.1 Wetterradare: Prüfbereiche umgehend reduzieren\r\nDer Deutsche Wetterdienst (DWD) kann als Träger öffentlicher Belange in Genehmigungsverfahren für WEA weitflächig eigene Belange vorbringen. Bislang war es so, dass in einem Radius von 15 Kilometern um alle 17 vom DWD in Deutschland betriebenen Wetterradare Projektentwicklerinnen regelmäßig mit zusätzlichem Genehmigungsaufwand zu rechnen hatten. Der DWD erklärte im März 2023, sich ab 2024 nur noch im Radius von 5 Kilometern um seine Radaranlagen an WEA-Projekten beteiligen zu wollen. Eine Klarstellung gegenüber den Genehmigungsbehörden ist nach Kenntnis des BWE bislang aber nicht erfolgt.86\r\nDer BWE fordert, die Prüfbereiche um Wetterradare gesetzlich auf maximal 5 Kilometer zu reduzieren. Im Bereich von 5 bis 15 Kilometer um Wetterradare konnte der DWD bislang keine maßgebliche Einschränkung seiner Aufgabenwahrnehmung oder in der Erstellung seiner Produkte und Vorhersagen nachweisen. Dies bestätigen zahlreiche Urteile höchstrichterlicher Rechtsprechung.87 Nach der Rechtsprechung fallen Radaranlagen des DWD unter den speziellen öffentlichen Belang des § 35 Absatz 3 Satz 1 Nr. 8 BauGB (Störung der Funktionsfähigkeit von Radaranlagen).88 Dieser spezielle öffentliche Belang muss im Lichte des § 2 EEG zwingend neu betrachtet und im BauGB präzisiert werden.89 Durch die Festlegung des Rechtsbegriffs der Beeinträchtigung öffentlicher Belange im\r\n85 Gesetzesbegründung zu § 2 EEG, BT-Drs. 20/1630, S. 159 - LINK. Entgegenstehende Interessen können im Ausnahmefall nur überwiegen, wenn sie mit einem dem Artikel 20a GG vergleichbaren verfassungsrechtlichen Rang gesetzlich verankert bzw. gesetzlich geschützt sind oder einen gleichwertigen Rang besitzen.\r\n86 Der DWD hat in einer Pressemitteilung vom 10. März 2023 (LINK) den Verzicht auf Beteiligung in Genehmigungsverfahren von WEA im Bereich von 5 bis 15 Kilometern für 2024 angekündigt. Die genaue Umsetzung ist noch unklar. Im Maßnahmenpapier des DWD war die Zustimmung zu WEA-Standorten im Bereich von 5 bis 15 Kilometern noch an Bedingungen geknüpft, die laut Pressemitteilung des DWD nun gänzlich entfallen. Der DWD sollte jetzt schon gegenüber den Behörden klarstellend mitteilen, dass er künftig auf eine Anhörung verzichtet, wenn der Standort weiter als 5 Kilometer entfernt ist. Bis die genaue Ausgestaltung der Umsetzung durch den DWD bekannt ist, bleiben die Forderungen des BWE bestehen.\r\n87 Vgl. BVerwG, Beschluss vom 16. Mai 2018, 2 B 12/18, Rn. 9; Beschluss vom 3. Februar 2010, 2 B 73/09, Rn. 9 m.w.N; OVG NRW, Beschluss vom 30. Juni 2020, 1 A 227/18, Rn. 10 – Juris.\r\n88 OVG Münster - 8 A 2378/15; VGH München - 22 B 14.1263 in der Sache bestätigt durch BVerwG - 4 C 6.15; OVG Koblenz - 8 A 10535/15 bestätigt durch BVerwG - 4 C 2.16.\r\n89 Vgl. auch die die Gesetzesbegründung zu § 2 Satz 2 EEG 2023, nach welcher erneuerbare Energien im Rahmen von Abwägungsentscheidungen u.a. gegenüber Radaranlagen grundsätzlich als vorrangiger Belang in die Schutzgüterabwägung eingebracht werden müssen, BT-Drs. 20/1630, S. 159, LINK.\r\n36\r\nHinblick auf Wetterradare lässt sich die hierzu entwickelte Rechtsprechung im BauGB festigen und das Hemmnis Wetterradar entsprechend des Regierungsziels aus dem Koalitionsvertrag90 umsetzen.\r\n8.2 Pauschalabstände zu seismologischen Stationen abschaffen\r\nMehrere hundert Messstationen in Deutschland, die von verschiedenen Einrichtungen des Bundes und der Länder sowie von Universitäten und Forschungseinrichtungen betrieben werden, überwachen Erdbebengebiete und zeichnen natürlich entstandene sowie künstlich angeregte seismische Wellen auf. Als Rückgrat dient dabei das von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) betriebene Deutsche Seismologische Regionalnetz (GRSN) sowie die Messstationen Gräfenberg Array (GRF) und GERES-Array im Bayerischen Wald mit insgesamt etwa 40 Standorten.\r\nIn verschiedenen Bundesländern werden über die Windenergieerlasse Vorgaben zu Schutz- oder Prüfradien um die seismologischen Messstationen gemacht. Die dort festgelegten pauschalen Abstandsregelungen sind nach Ansicht des BWE rechtlich kritisch zu bewerten.\r\nSo zeigen die Ergebnisse aus neueren Forschungsvorhaben, dass pauschale Schutzradien für die verschiedenen Arten von Messstationen ungeeignet sind und die zu wählenden Abstände stark von verschiedenen Faktoren abhängen.91 Zudem sind Abstände nicht die einzige Lösung zur Berücksichtigung seismologischer Belange. Aktuelle Studien zeigen, dass mittels Filtermethoden und anderer Maßnahmen durch die Betreiberinnen von WEA oder Messstationen Erschütterungswirkungen minimiert werden können.92 Im Einzelfall kann auch die Verlegung einer seismologischen Messstation in Betracht kommen und sollte nie pauschal abgelehnt werden.\r\nDie bislang geltenden Regelungen, insbesondere pauschale Mindestabstände um die seismologischen Stationen der BGR (GRSN, GRF und GERES) sind kritisch zu überprüfen und schnellstmöglich an den aktuellen wissenschaftlichen Stand anzupassen. Pauschale Abstände sind abzuwenden. Eine Einzelfallprüfung ist angezeigt. Hierzu schlägt der BWE – wie bereits in einem älteren Positionspapier des BWE93 dargelegt – eine Änderung des § 249 BauGB vor, siehe nachfolgenden Punkt.\r\n8.3 Konkreter Gesetzesänderungsvorschlag zu den vorstehenden Punkten\r\nEntsprechende vorstehender Punkte 7.2, 8.1 und 8.2 macht der BWE folgenden Änderungsvorschlag.\r\nKonkret: § 249 BauGB Absatz 10 wird wie folgt ergänzt:\r\n(10) (…) Eine Störung der Funktionsfähigkeit von Wetterradaranlagen durch Windenergieanlagen im Sinne von § 35 Absatz 3 Satz 1 Nummer 8 liegt dann nicht vor, wenn\r\n90 MEHR FORTSCHRITT WAGEN, Koalitionsvertrag 2021-2025, S. 57, LINK: „Wir wollen die Abstände zu Drehfunkfeuern und Wetterradaren kurzfristig reduzieren.“\r\n91 Nordrhein-Westfalen hat zusammen mit der Europäische Union über einen Zeitraum von drei Jahren das Forschungsprojekt MISS gefördert, um praxisorientierte Prognoseverfahren zur Vorhersage der Erschütterungen von WEA zu entwickeln und organisatorische und technische Minderungsmaßnahmen zu erarbeitet; Teil des Forschungsprojekts sind verschiedene Studien – LINK.\r\n92 FA Wind Hintergrundpapier (2022): Filtermethoden an Erdbebenmessstationen – Signalverarbeitung zum Entfernen der von Windenergieanlagen erzeugten Schwingungen – LINK.\r\n93 BWE (2023): Pauschalabstände zu seismologischen Stationen abschaffen und Einzelfallprüfung als Standard festlegen – LINK.\r\n37\r\nder Abstand zwischen Wetterradaranlage und Windenergieanlage mehr als 5 Kilometer gemessen vom Mastfußmittelpunkt beträgt; ist der Abstand geringer, so ist eine Einzelfallprüfung durchzuführen. Die Betroffenheit von Belangen der Funktionsfähigkeit von seismologischen Stationen durch Windenergieanlagen im Sinne von § 35 Absatz 3 Satz 1 Nummer 8 BauGB ist stets durch eine Einzelfallprüfung zu bewerten; Pauschal- und Mindestabstände sind nicht anwendbar. Der öffentliche Belang des Denkmalschutzes nach § 35 Absatz 3 Satz 1 Nummer 5 steht Vorhaben nach § 35 Absatz 1 Nummer 5 generell nicht entgegen.\r\n38\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner*innen\r\nLilien Böhl Elisabeth Görke\r\nJustiziarin Justiziarin\r\nl.boehl@wind-energie.de e.goerke@wind-energie.de\r\nDatum\r\nAugust 2023"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001536","regulatoryProjectTitle":"Anpassung des BauGB an geändertes BImschG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1a/a5/387234/Stellungnahme-Gutachten-SG2412190017.pdf","pdfPageCount":21,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nStellungnahme zum parlamentarischen Verfahren der Novelle des Baugesetzbuchs\r\nGesetzesentwurf der Bundesregierung zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung\r\nNovember 2024\r\n2 von 21\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 4\r\n3 Artikel 1: Änderung des Baugesetzbuches (BauGB) ...................................................... 5\r\n3.1 § 249 Absatz 2 Satz 3 BauGB – Planungssicherheit für Vorhabenträger*innen ................................... 5\r\n3.2 § 249 Absatz 5 BauGB – keine Bindung an entgegenstehende Festsetzungen in Bebauungsplänen ................................................................................................................................. 6\r\n3.3 § 249 Absatz 5a BauGB – Aussetzung von Plansicherungsinstrumenten ............................................. 7\r\n3.4 § 9 Absatz 1 Nr. 23 BauGB – Erweiterung des Festsetzungskatalogs ................................................... 7\r\n4 Artikel 2: Änderung der Baunutzungsverordnung (BauNVO) ........................................ 7\r\n4.1 § 2 BauNVO – Aufhebung des Baugebietstyps „Kleinsiedlungsgebiet“ ................................................ 7\r\n4.2 § 19a BauNVO – Versiegelungsfaktor ................................................................................................... 8\r\n5 Artikel 4: Änderung des Raumordnungsgesetzes (ROG) ............................................... 8\r\n6 Nicht im Gesetzesentwurf adressierte BWE-Forderungen ............................................ 8\r\n6.1 Angleichung der §§ 245e und 249 BauGB an die Repowering-Definition des § 16b Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) .......................................................................................... 9\r\n6.2 § 245e Absatz 3 BauGB – Streichung der Grundzüge der Planung ....................................................... 9\r\n6.3 Problem der Bauhöhenbeschränkung und veralteten Baufenster beheben ...................................... 10\r\n6.3.1 Unzulässigkeit neuer, Aussetzung alter Bauhöhenbeschränkungen festschreiben und alte Baufenster nutzbar machen ..................................................................................................................... 10\r\n6.3.2 Alternativvorschlag zu bestehenden Höhenbeschränkungen zur Nutzbarmachung und Nichtanrechenbarkeit der Flächen ........................................................................................................... 12\r\n6.4 Alte Baufenster und Höhenbegrenzungen sowie Länderabstandsklauseln zumindest für Repowering aussetzen ....................................................................................................................... 13\r\n6.5 Dauerhafte, uneingeschränkte Privilegierung für besondere Flächen ............................................... 14\r\n6.6 Abwägungsvorrang entsprechend § 2 EEG im BauGB verankern ....................................................... 15\r\n6.7 Hinderliche Beschränkungen der isolierten Positivplanung beseitigen .............................................. 16\r\n6.8 Rotor-Out verbindlich machen ........................................................................................................... 17\r\n6.9 Länderabstandsklauseln abschaffen ................................................................................................... 18\r\n3 von 21\r\n1 Einleitung\r\nWindenergie braucht Fläche. Der Zugang zu bebaubaren Flächen ist der zentrale Schlüssel für einen beschleunigten Ausbau von Windenergieanlagen (WEA) an Land. Eine Studie des Umweltbundesamtes hat eindrucksvoll belegt, dass zum einen absehbar zu wenig Windfläche ausgewiesen wird. Zum anderen ist die ausgewiesene Flächenkulisse zu ca. 40 Prozent in ihrer Verfügbarkeit1 eingeschränkt und zu 30 Prozent nicht nutzbar2.\r\nEs müssen daher auch Möglichkeiten jenseits der ausgewiesenen Flächen die Ausbauziele der Bundesregierung absichern. Diese werden vor allem im Baugesetzbuch (BauGB) adressiert. Der BWE hat daher bereits im August 2023 ein detailliertes Positionspapier vorgelegt.3 Nach einer kleineren BauGB-Novelle im Juli 2023 im Rahmen anderer Gesetzgebungsverfahren hatte die Bundesregierung bereits im Herbst 2023 eine größere Novelle des BauGB angekündigt.\r\nIm Koalitionsausschuss nach dem Windgipfel am 28. August 2023 wurde zudem eine Privilegierung von Windenergie auf besonderen Flächen in Aussicht gestellt. Diese sollten Unternehmen die Direktbelieferung für den Eigenverbrauch ermöglichen. Diese und weitere Punkte wurden im Referentenentwurf vom 29. Juli 2024 mit dem Titel: „Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung“, der Ende Juli in die Verbändeanhörung gegeben wurde, nicht übernommen.\r\nUmso erfreulicher ist es, dass relevante Punkte, auf die der BWE bereits in seiner Stellungnahme zum Referentenentwurf hingewiesen hat, in der Kabinettsfassung aufgenommen wurden.4 Die Änderungen betreffen insbesondere die Vorschrift des § 249 BauGB. Ziel ist es, Planungssicherheit für Vorhabenträger*innen zu schaffen, die sich vor der Feststellung des Erreichens der Flächenbeitragswerte bereits im Genehmigungs- oder Vorbescheidsverfahren befinden und denen durch die Feststellung eine Entprivilegierung droht. Darüber hinaus ist eine Änderung des § 249 Absatz 5 BauGB vorgesehen, die es dem zuständigen Planungsträger ermöglicht, nicht an entgegenstehende Festsetzungen in Bebauungsplänen gebunden zu sein. Auch das Problem der hinderlichen Plansicherungsinstrumente wird durch eine Einfügung des § 249 Absatz 5a BauGB erfreulicherweise adressiert.\r\nDer BWE empfiehlt, im weiteren parlamentarischen Verfahren noch weitere Nachbesserungen vorzunehmen, die im Einzelnen in der nachfolgenden Stellungnahme dargestellt werden.\r\n1 Die Verfügbarkeit berücksichtigt Einschränkungen der ausgewiesenen Flächenkulisse, die sich aus dem Planungsansatz oder dem jeweiligen Landesrecht ergeben (z. B. Mindestabstandsregelungen zur Wohnbebauung, Höhenbegrenzungen und Pauschalverbote), UBA-Studie S. 14, 17 f. – LINK.\r\n2 Die Nutzbarkeit betrachtet die Hemmnisse, die der verfügbaren Fläche gegenüberstehen, die aber bei der Flächenausweisung nicht abschließend berücksichtigt werden; wirtschaftliche, privatrechtliche (z. B. fehlender Flächenzugriff) und genehmigungsrechtliche Hemmnisse (z. B. artenschutzrechtliche Konflikte) – ebd.\r\n3 BWE-Positionspapier (2023): Positionierung zur BauGB-Novelle – LINK.\r\n4 BWE (2024): Novelle des Baugesetzbuchs – LINK.\r\n4 von 21\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\nPositiv hervorzuhebende Änderungen des Gesetzesentwurfes sind insbesondere die geplanten Änderungen des § 249 BauGB:\r\n•\r\nÄnderung des § 249 Absatz 2 BauGB: Planungssicherheit für Vorhabenträger*innen, die sich vor der Feststellung des Erreichens der Flächenbeitragswerte bereits im Genehmigungs- oder Vorbescheidsverfahren befinden und deren Privilegierung im Außenbereich nach § 35 Absatz 1 Nummer 5 BauGB mit Eintreten der Rechtsfolge nach § 249 Absatz 2 Satz 1 und 2 BauGB entfällt.\r\n•\r\nÄnderung des § 249 Absatz 5 BauGB: Der zuständige Planungsträger ist auch an entgegenstehende Festsetzungen in Bebauungsplänen nicht gebunden. Die ohnehin erforderliche Anpassung der Bauleitpläne muss nicht mehr abgewartet werden.\r\n•\r\nEinfügung eines § 249 Absatz 5a BauGB: Die Plansicherungsinstrumente der §§ 14, 15 BauGB sind in ausgewiesenen Eignungs- und Vorranggebieten nicht anwendbar.\r\nKritisch zu bewerten ist hingegen die vorgesehene Erweiterung der Festsetzungsmöglichkeiten in der Bauleitplanung. Hier besteht die Gefahr, dass diese Festsetzungsmöglichkeit als Verhinderungsinstrument eingesetzt wird.\r\nDarüber hinaus gibt es noch weiteren Nachbesserungsbedarf im Bereich des materiellen Planungsrechts, der im Rahmen des parlamentarischen Verfahrens zur BauGB-Novelle vorgenommen werden muss. Dazu gehören aus Sicht des BWE insbesondere die folgenden Forderungen (prioritäre Forderungen sind hervorgehoben):\r\n•\r\nAngleichung der §§ 245e Absatz 3 und 249 Absatz 3 BauGB an die Repowering-Definition des § 16b BImSchG (5H)\r\n•\r\nStreichung der Grundzüge der Planung in § 245e Absatz 3 BauGB\r\n•\r\nProblem der Bauhöhenbeschränkung und veralteten Baufenster beheben\r\n•\r\nAlte Baufenster und Höhenbegrenzungen sowie Länderabstandsklauseln zumindest für Repowering aussetzen\r\n•\r\nDauerhafte Privilegierung für WEA auf bestimmten Flächen im Außenbereich\r\n•\r\nAbwägungsvorrang entsprechend § 2 EEG im BauGB verankern\r\n•\r\nHinderliche Beschränkungen der isolierten Positivplanung beseitigen\r\n•\r\nRotor-Out verbindlich machen\r\n•\r\nLänderabstandsklauseln abschaffen\r\n5 von 21\r\n3 Artikel 1: Änderung des Baugesetzbuches (BauGB)\r\n3.1 § 249 Absatz 2 Satz 3 BauGB – Planungssicherheit für Vorhabenträger*innen\r\nDer Gesetzesentwurf enthält in § 249 Absatz 2 BauGB die geplante Neuregelung, dass die Rechtsfolgen einer Entprivilegierung nicht bei Vorhaben eintreten, für die der Antrag auf Zulassung vor dem Zeitpunkt der Feststellung der Flächenbeitragswerte bei der zuständigen Behörde eingegangen ist.\r\nNach der Gesetzesbegründung soll die Neuregelung dazu dienen, Rechtsunsicherheiten auf Seiten der Vorhabenträger*innen auszuschließen, die sich vor der Feststellung des Erreichens der Flächenbeitragswerte bereits im Genehmigungs- oder Vorbescheidsverfahren befinden und deren Privilegierung im Außenbereich nach § 35 Absatz 1 Nummer 5 BauGB mit Eintreten der Rechtsfolge nach Absatz 2 Satz 1 und 2 BauGB nachträglich entfällt.\r\nDer BWE erachtet es als enorm wichtig, den Antragsteller*innen in Zeiten des Umbaus der Plankulisse Planungssicherheit zu geben und begrüßt das Vorgehen eine entsprechende gesetzliche Regelung zu schaffen.5 Vorbescheids- und Genehmigungsanträge, die auf Grundlage des derzeit geltenden Baurechts gestellt werden, dürfen nicht durch eine später eintretende Entprivilegierung gemäß § 249 Absatz 2 BauGB unzulässig werden. Die Privilegierungswirkung ist durch § 35 Absatz 1 Nummer 5 BauGB gesetzlich festgelegt und im Rahmen entsprechender Ausbaubestrebungen zu schützen. Dies ist gerade auch vor dem Hintergrund von Investitionsentscheidungen von Bedeutung. Die gesetzliche Neuregelung soll damit die Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt der Antragstellung „einfrieren“. Die Durchführung eines Vorbescheidsverfahren zum „Einfrieren des Planungsrechts“ ist damit nicht mehr erforderlich. Dies führt zu einer Entlastung der Behörden und insbesondere zu einer weiteren Beschleunigung des Verfahrens.6\r\nUm Rechtsunsicherheiten zu vermeiden, regt der BWE an, den Begriff „für die der Antrag auf Zulassung“ konkreter zu formulieren, da ein Vorbescheid rechtstechnisch gesehen nichts \"zulässt\" und der Begriff \"Antrag auf Zulassung\" insoweit für das Vorbescheidsverfahren missverständlich interpretiert werden könnte.\r\nMaßgeblich für die Beurteilung, ob die Anlage nach § 35 Absatz 1 BauGB oder nach § 35 Absatz 2 BauGB zu beurteilen ist, soll nach der Neuregelung der Zeitpunkt sein, zu dem der Antrag auf Zulassung bei der zuständigen Behörde eingegangen ist.7 Weitere Anforderungen an den Zeitpunkt bzw. an das Genehmigungs- oder Vorbescheidsverfahren werden nicht gestellt.\r\nDer Bundesrat fordert in seiner Stellungnahme zum Gesetz der Bundesregierung „Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort“8 die Vorschriften, die die alte\r\n5 Vgl. zuletzt BWE (2024): Novelle des Baugesetzbuchs – LINK; BWE (2023): Positionierung zur BauGB-Novelle – LINK.\r\n6 Es wird derzeit versucht über den Vorbescheid nach § 9 Absatz 1 oder 1a BImSchG die Privilegierung zu sichern. Dazu gibt es allerdings noch keine Rechtsprechung, sodass Rechtsunsicherheit über dieses Vorgehen besteht. Zudem sind die Gebühren für Vorbescheide in den verschiedenen Bundesländern sehr hoch. Teilweise 100 % der Genehmigungsgebühr.\r\n7 Vgl. Gesetzesentwurf der Bundesregierung zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung, BT-Drs. 20/13091, S. 99 – LINK.\r\n8 BWE (2024): Stellungnahme zum Kabinettsentwurf zur nationalen Umsetzung der RED III, S. 16 f. – LINK.\r\n6 von 21\r\nRechtslage für Anträge vor Feststellung der Flächenbeitragswerte konservieren, von dem Vorliegen vollständiger Antragsunterlagen abhängig zu machen.9 Die Bundesregierung weist in ihrer Gegenäußerung darauf hin, dass sie die darin enthaltene Änderung des § 249 Absatz 2 BauGB auf solche Zulassungsanträge beschränkt, die vor dem Zeitpunkt der Feststellung der Erreichung des Flächenbeitragswertes vollständig bei der zuständigen Behörde eingegangen sind und die bis zur Feststellung aus planungsrechtlicher Sicht positiv zu bescheiden gewesen wären.10\r\nDie Einschränkung des Anwendungsbereichs der Vorschrift des § 249 Absatz 2 würde nach Ansicht des BWE zu Verfahrensverzögerungen11 sowie unnötigen Rechtsunsicherheiten führen. Der BWE lehnt ein solches Vorgehen daher ab.\r\n3.2 § 249 Absatz 5 BauGB – keine Bindung an entgegenstehende Festsetzungen in Bebauungsplänen\r\nMit der Änderung soll bewirkt werden, dass der zuständige Planungsträger nicht nur an entgegenstehende Ziele der Raumordnung und an entgegenstehende Darstellungen in Flächennutzungsplänen nicht gebunden ist, sondern auch an entgegenstehende Festsetzungen in Bebauungsplänen nicht gebunden ist. Das bedeutet, dass die anzupassenden Festsetzungen des Bebauungsplans dem Erlass eines Genehmigungs- bzw. Vorbescheids nicht mehr entgegengehalten werden können.\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich die Erweiterung der Nichtbindung auf entgegenstehende Festsetzungen in Bebauungsplänen, da es in der Vergangenheit zu erheblichen Verzögerungen gekommen ist.12 Ausweislich der Gesetzesbegründung muss nun auf die ohnehin erforderliche Anpassung der Bauleitpläne nicht mehr gewartet werden.13 Dies stellt sicher, dass der nach § 3 Absatz 2 Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) zuständige Planungsträger unverzüglich mit der Planung beginnen kann, ohne an etwaige entgegenstehende Planinhalte in Plänen auf anderen Planungsebenen gebunden zu sein.\r\nDie geplante Erleichterung betrifft allerdings nur den zuständigen Planungsträger nach § 3 Absatz 2 WindBG. Der BWE weist darauf hin, dass kommunale Detailplanungen nichtsdestotrotz eine effektive Bebauung – insbesondere von Repoweringvorhaben – verhindern. So machen Bebauungspläne mit Bauhöhenbeschränkungen oder veralteten Baufenstern eine Bebauung dieser Flächen unmöglich, vgl. hierzu Punkt 6.3. Zum Teil werden diese Instrumente auch gezielt als Verhinderungsinstrument eingesetzt.\r\n9 Stellungnahme des Bundesrates, Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort, BR-Drs. 396/24, S. 44 – LINK.\r\n10 Vgl. Stellungnahme des Bundesrates und Gegenäußerung der Bundesregierung, BT-Drs. 20/13253, S. 51 – LINK.\r\n11 Die Bezugnahme auf „Vollständigkeit der Antragsunterlagen“ ist regelmäßig unklar und Gegenstand langwieriger Diskussionen mit den Genehmigungsbehörden.\r\n12 Dies hatte der BWE zuletzt auch in seiner Stellungnahme zur Referentenentwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung angemerkt, vgl. BWE (2024): Novelle des Baugesetzbuchs, S. 9 – LINK.\r\n13 Vgl. Gesetzesentwurf der Bundesregierung zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung, BT-Drs. 20/13091, S. 99 – LINK.\r\n7 von 21\r\n3.3 § 249 Absatz 5a BauGB – Aussetzung von Plansicherungsinstrumenten\r\nMit § 249 Absatz 5a BauGB soll verhindert werden, dass der Windenergieausbau auch nach Ausweisung der Vorrang- und Eignungsgebiete durch die Plansicherungsinstrumente der Veränderungssperre und der Zurückstellung von Baugesuchen im Rahmen der Bauleitplanung erheblich verzögert wird.\r\nDer BWE begrüßt auch diese geplante Regelung zur Aussetzung der Plansicherungsinstrumenten nach §§ 14, 15 BauGB. Die lange Geltungsdauer der Veränderungssperre und die Verlängerungsmöglichkeiten wurden bislang leider häufig missbraucht, um Windenergieprojekte zu verzögern und zu verhindern. In Abwägung mit dem Interesse an einem beschleunigten Windenergieausbau erscheint es nicht gerechtfertigt, dass mithilfe der genannten Instrumente kommunale Detailplanungen über Jahre hinweg abgesichert und der Ausbau der Windenergie damit erheblich verzögert wurde.\r\n3.4 § 9 Absatz 1 Nr. 23 BauGB – Erweiterung des Festsetzungskatalogs\r\nDer Gesetzesentwurf räumt in § 9 Nr. 23 a) aa) BauGB den Kommunen die Möglichkeit ein, in Bebauungsplänen bestimmte Geräuschimmissionswerte und Geräuschemissionskontingente festzusetzen.14\r\nDer BWE sieht hier die Gefahr, dass sich die Schallgrenzwerte für WEA nicht mehr aus den jeweiligen Baugebietskategorien und der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm (TA Lärm) ergeben, sondern willkürlich im Geltungsbereich von Bebauungsplänen festgesetzt werden können. Ohne weitere Anforderungen an solche Festsetzungen, könnte diese Festsetzungsmöglichkeit als Verhinderungsinstrument eingesetzt werden und es würde Jahre dauern, bis die Rechtsprechung dies ggf. korrigiert! Der BWE regt daher an, die Erweiterung der Festsetzungsmöglichkeiten in der Bauleitplanung im parlamentarischen Verfahren unbedingt kritisch zu überprüfen.\r\n4 Artikel 2: Änderung der Baunutzungsverordnung (BauNVO)\r\n4.1 § 2 BauNVO – Aufhebung des Baugebietstyps „Kleinsiedlungsgebiet“\r\nDer vorliegende Gesetzesentwurf sieht vor, den Baugebietstyps der Kleinsiedlungsgebiete gemäß § 2 BauNVO aufzuheben, da dieser Baugebietstyp – so die Ausführungen in der Gesetzesbegründung – den Anforderungen an eine zeitgemäße Stadtentwicklungspolitik nicht mehr gerecht wird.15 Reine Wohngebiete bleiben als Kategorie weiter bestehen.16\r\nDer Wegfall der Kategorie „Kleinsiedlungsgebiet“ und die Zuordnung zu den allgemeinen Wohngebieten darf im Gegenzug keinesfalls zu einer Verschärfung der Schallgrenzwerte für allgemeine Wohngebiete in der TA-Lärm führen.\r\n14 Vgl. Gesetzesentwurf der Bundesregierung zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung, BT-Drs. 20/13091, S. 14 – LINK.\r\n15 Vgl. Gesetzesentwurf der Bundesregierung zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung, BT-Drs. 20/13091, S. 103 – LINK.\r\n16 Im Referentenentwurf war noch die Streichung des Baugebietstyps „reines Wohngebiet“ enthalten.\r\n8 von 21\r\nDer BWE hält daher die Beibehaltung der Differenzierung zwischen reinen und allgemeinen Wohngebieten für sinnvoll.\r\n4.2 § 19a BauNVO – Versiegelungsfaktor\r\nDurch eine Änderung des § 16 Absatz 2 BauNVO und die Einführung eines neuen § 19a BauNVO sollen verbindliche Vorgaben für die Versickerungsfähigkeit des Bodens bzw. Höchstmaße für die Wasserundurchlässigkeit des Bodens festgelegt werden.\r\nDer abschließende Katalog von Festsetzungsmöglichkeiten zum Maß der baulichen Nutzung in § 16 Absatz 2 BauNVO soll daher um eine Festsetzungsmöglichkeit zum Versiegelungsfaktor ergänzt werden, während der § 19a BauNVO die in § 16 Absatz 2 Nummer 2 BauNVO vorgeschlagene neue Festsetzungsmöglichkeit zum Versiegelungsfaktor konkretisiert.\r\nDer BWE regt an, die durch die WEA bedingte Versiegelung von der geplanten Einführung eines Versiegelungsfaktors auszunehmen. Hier besteht die Gefahr, dass ein vorgegebener Versiegelungsfaktor die Wahl des Ausbaus von Zuwegungen sowie Kranstellflächen unnötig einschränkt. Die zu versiegelnde Fläche kann man nicht pauschal bestimmen, da jeder Anlagentyp eine unterschiedlich große Kranstellfläche aufweist und auch die Zuwegungen sehr stark in ihren Längen variieren. Es ist hier eine möglichst große Flexibilität erforderlich, sodass WEA nicht vom Anwendungsbereich der Vorschrift umfasst sein sollten.\r\n5 Artikel 4: Änderung des Raumordnungsgesetzes (ROG)\r\nDie Vorschrift des § 2 Absatz 2 Nummer 2 Satz 6 ROG enthält – wenn auch nur zur redaktionellen Fehlerbehebung – weiterhin folgende Regelung: „Die weitere Zerschneidung der freien Landschaft sowie von Wald- und Moorflächen ist dabei so weit wie möglich zu vermeiden.“\r\nDiese Regelung birgt die Gefahr, als Gegenargument für die Öffnung von Waldgebieten zugunsten einer Windenergienutzung missbraucht zu werden. Der BWE regt daher an, die redaktionelle Fehlerbehebung zum Anlass zu nehmen, eine klarstellende Regelung dahingehend einzufügen, dass sich aus diesem Grundsatz keine Einschränkungen für den Ausbau der im überragenden öffentlichen Interesse stehenden erneuerbaren Energien ergeben dürfen.\r\n6 Nicht im Gesetzesentwurf adressierte BWE-Forderungen\r\nDer BWE hält weitere bundesgesetzliche Regelungen für erforderlich, um dem überragenden öffentlichen Interesse an den erneuerbaren Energien zur Durchsetzung zu verhelfen und bestehende Regelungen im BauGB weiter zu ergänzen.\r\nNachfolgend unterbreitet der BWE die für die Windenergie unerlässlichen und im parlamentarischen Verfahren dringend zu adressierenden Forderungen.\r\n9 von 21\r\n6.1 Angleichung der §§ 245e und 249 BauGB an die Repowering-Definition des § 16b Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG)\r\nDie Bundesregierung erkennt in ihrem Eckpunktepapier richtig an, dass dem Repowering von WEA eine zentrale Rolle beim Ausbau zukommt. Insbesondere mit Blick auf die Klimaziele können wir uns den Verlust von Bestandsflächen auf keinen Fall leisten. Auch im Sinne einer effizienten Flächennutzung ist ein ambitioniertes Repowering unerlässlich. Es verringert in der Regel die Anlagenzahl deutlich, während sich der Ertrag aufgrund moderner Anlagentechnologie vervielfacht.\r\nDurch die nunmehr erfolgte Änderung des BImSchG17 sollten auch eine Anpassung der §§ 245e und 249 BauGB (jeweils im Absatz 3) an die neue Fassung des § 16b BImSchG erfolgen. Die neuen Abstandsregelungen (5H Abstand zur Altanlage möglich) sowie die Zeitvorgabe von 48 Monaten sollten auch auf die bauplanungsrechtlichen Erleichterungen Anwendung finden. Hierdurch wird dem drängenden Ausbaubedarf weiter Rechnung getragen. Andernfalls würde die Neuregelung in § 16b BImSchG in ihrem Anwendungsbereich unangemessen beschränkt werden. Zwar kann die Delta-Betrachtung in einem 5H Abstand zur Anwendung kommen, die bauplanungsrechtliche Zulässigkeit ist in diesem Abstand außerhalb ausgewiesener Gebiete aber nicht gegeben, sodass diese Vorhaben nicht genehmigungsfähig wären.\r\nDer BWE fordert daher die inhaltliche Angleichung der bauplanungsrechtlichen Vorschriften an die neuen Erleichterungen des § 16b BImschG und unterbreitet einen konkreten Gesetzesvorschlag im Rahmen der BWE-Stellungnahme zum Gesetz der Bundesregierung „Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort“.18\r\n6.2 § 245e Absatz 3 BauGB – Streichung der Grundzüge der Planung\r\n§ 245e Absatz 3 BauGB bzw. § 249 Absatz 3 BauGB enthalten zusätzliche Erleichterungen für das Repowering von Bestandsanlagen. Im Falle des § 245e Absatz 3 BauGB steht diese Sonderregelung unter dem Vorbehalt, dass die Grundzüge der Planung durch die Zulassung des Repoweringvorhabens nicht berührt werden dürfen. Die Auslegung des Begriffs der „Grundzüge der Planung“ sorgt in der Praxis für erhebliche Rechtsunsicherheit.\r\nDer BWE begrüßt daher ausdrücklich die geplante Streichung dieses Tatbestandsmerkmals im Rahmen des derzeitigen Gesetzesentwurf zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort.19 Damit wird eine zentrale Forderung der Branche umgesetzt und erleichtert zukünftig das Repowering von Vorhaben auf Bestandsflächen außerhalb von ausgewiesenen Flächen.\r\nIn diesem Zusammenhang regt der BWE an, auch die „Grundzüge der Planung“ in § 31 Absatz 2 BauGB zu streichen. Die ausdrückliche Nennung der erneuerbaren Energien als Befreiungsgrund in § 31 Absatz 2 Nr. 1 BauGB kann nicht die gewünschte Wirkung entfalten, weil die Einschränkung durch den\r\n17 Gesetz zur Verbesserung des Klimaschutzes beim Immissionsschutz, zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung von EU-Recht, Bundesgesetzblatt vom 03. Juli 2024 – LINK.\r\n18 BWE (2024): Stellungnahme zum Kabinettsentwurf zur nationalen Umsetzung der RED III, S. 16 f. – LINK.\r\n19 Ebenda.\r\n10 von 21\r\nunbestimmten Rechtsbegriff der „Grundzüge der Planung“ auch hier zu erheblichen Unsicherheiten in der Praxis führt.\r\n6.3 Problem der Bauhöhenbeschränkung und veralteten Baufenster beheben\r\n6.3.1 Unzulässigkeit neuer, Aussetzung alter Bauhöhenbeschränkungen festschreiben und alte Baufenster nutzbar machen\r\nIn Bebauungsplänen können Bauhöhenbeschränkungen nach § 9 Absatz 1 Nr. 1 BauGB i.V.m. §§ 16 Absatz 3 Nr. 2, 18 BauNVO und in Flächennutzungsplänen nach § 5 Absatz 2 Nr. 1 BauGB i.V.m. §§ 16 Absatz 1, 18 BauNVO festgesetzt werden. Auf der Ebene der Raumordnung erfolgt – wenn auch seltener – die Festlegung von Bauhöhenbeschränkungen über Ziele oder Grundsätze der Regionalplanung.\r\nOftmals begrenzen Höhenvorgaben für die maximale Größe der zu errichtenden WEA das Potenzial ausgewiesener Flächen in den Plänen erheblich, weil moderne höhere und wirtschaftliche WEA nicht aufgestellt werden können.20 Bauhöhenbegrenzungen führen zu einem größeren Bedarf der Anlagenzahl und der zu installierenden elektrischen Leistung, da der Bau kleinerer Anlagen immer mit einer geringeren Leistung einhergeht. Auch der Flächenbedarf für den Bau der Windparks nimmt zu.21 Zudem gibt es Probleme mit veralteten Höhenbeschränkungen. Viele Bebauungspläne, die für Windprojekte aufgestellt wurden und Höhenbegrenzungen enthalten, können ohne entsprechende Anpassung nicht genutzt werden, da sie nicht mehr zu den modernen Anlagentypen passen.22 Das ist ein Wertungswiderspruch, da es aktuell teilweise einfacher ist, gemäß § 245e BauGB außerhalb des für ein Windprojekt aufgestellten Bebauungsplans eine neue Windenergieanlage zu errichten (da hier keine Höhenbegrenzung gilt) als innerhalb. Hinzu kommt, dass kleinere Anlagen auf dem Markt zum Teil gar nicht mehr verfügbar sind. Sie bedeuten außerdem eine deutlich geringere Wirtschaftlichkeit, da zu kleine Anlagen sich unter dem Ausschreibungssystem des EEG gar nicht wirtschaftlich betreiben lassen. Anstatt die Planungsunternehmen hier in ein weiteres behördliches Verfahren23 – das Befreiungsverfahren von Festsetzungen im Plan nach § 31 Absatz 2 BauGB – und/oder gerichtliches Verfahren24 zu drängen, sollte die Unzulässigkeit pauschaler planerischer Höhenbeschränkungen gesetzlich festgeschrieben werden. Das Schutzniveau für die Anwohner*innen wird dadurch nicht beeinträchtigt, da im Genehmigungsverfahren natürlich weiterhin die Abstände nach der TA Lärm etc. geprüft werden.\r\n20 Vgl. UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 75 ff. – LINK.\r\n21 Vgl. ebd. und vgl. FA Wind (2019): Überblick Windenergie an Land: Anlagenhöhe | Flächenbedarf | Turbinenanzahl, S. 1 f. – LINK.\r\n22 Die Höhenbeschränkungen sollten früher sicherstellen, dass keine Anlagen mit einer Höhe von über 100 Metern errichtet werden, für welche eine Nachtkennzeichnung mittels Lichtsignals verpflichtend ist. Dies wurde aus Akzeptanzgründen von vielen Gemeinden abgelehnt. Spätestens durch die sog. Bedarfsgerechte Nachtkennzeichnung ist das Akzeptanzargument überholt.\r\n23 Auch wenn die Befreiung angesichts des überragenden Interesses an den EE nach § 2 EEG nunmehr wohl vermehrt erteilt werden müsste, ist eine gesetzliche Klarstellung deutlich einfacher, schneller und sachgerechter.\r\n24 In der Rechtsprechung wird z. B. von einer sog. Funktionslosigkeit der veralteten Höhenbeschränkungen ausgegangen; Aktuell: VG Aachen, Beschluss vom 12. März 2021 – 6 L 417/20 – Rn. 68 ff.; vgl. auch VG Münster, Urteil vom 02.04.2020 – 10 K 4573/17 – Rn. 82 ff.\r\n11 von 21\r\nPauschale Höhenbeschränkungen auf Planungsebene sind aufgrund des notwendigen Ausbaus und des gesetzlich festgelegten überragenden öffentlichen Interesses an den erneuerbaren Energien auch nicht mehr gerechtfertigt. Planerische Höhenbeschränkungen werden derzeit in der Regel festgesetzt, um öffentlichen Belange wie dem Landschafts- oder Denkmalschutz oder der Flugsicherheit Rechnung zu tragen und im Hinblick auf die angrenzende Wohnbebauung einen vorsorgenden Schutz vor optisch bedrängender Wirkung zu vermitteln. Landschafts- und Denkmalschutz sowie Radaranlagen des Deutschen Wetterdienstes stehen dem überragenden öffentlichen Interesse an den erneuerbaren Energien in aller Regel allerdings nach, dies ist nun in § 2 EEG ausdrücklich geregelt. Besondere Einzelfälle können im Rahmen des Genehmigungsverfahrens berücksichtigt werden. Es braucht auch keine planerische pauschale Höhenbegrenzung, um dem Belang der optisch bedrängenden Wirkung gerecht zu werden. Die Neuregelung in § 249 Absatz 10 stellt klar, dass die Vorhaben in der Regel mindestens im Abstand der zweifachen Anlagenhöhe von zulässiger Wohnnutzung errichtet werden müssen. Die Planungsträgerinnen können Gebiete mit Flächen, die über diesen Abstand hinaus gehen, daher auch ohne Höhenbeschränkung ausweisen. Baubeschränkungszonen inklusive Bauverbote nach dem Flugsicherungsgesetz sind in der Flächenausweisung und bei der Bewertung der Flächenbedarfe entsprechend zu berücksichtigen. Weitere Erfordernisse der Flugsicherheit hinsichtlich im Einzelfall erforderlicher Höhenbeschränkungen können auf Genehmigungsebene ausreichend berücksichtigt werden. Hierbei gilt zu beachten, dass die militärischen Mindestführhöhen, um die es in diesem Zusammenhang insbesondere geht, zunächst den Ausbaubedarfen anzupassen sind (nicht andersherum); WEA sind grundsätzlich als topografisches Hindernis einzuplanen.\r\nAuch veraltete Baufenster – vgl. § 23 Baunutzungsverordnung (BauNVO) –, die im Zusammenhang mit Höhenbeschränkungen bestimmt wurden, haben ihre Funktion verloren. Denn diese Baufenster – insbesondere die festgelegten kleinen Baugrenzen, welche in der Regel auch Rotor-In festsetzen – orientieren sich auch noch an anderen WEA-Maßen (kleinerer Anlagen) und sind damit meist nicht nutzbar. Auch die Nutzbarkeit neuer Baufenster kann mit einer Rotor-Out-Regelung sichergestellt werden.\r\nZwar regelt § 4 Absatz 1 Satz 5 WindBG nun, dass Pläne, die nach dem 1. Februar 2023 in Kraft getreten sind und Bestimmungen zur Höhe baulicher Anlagen enthalten, dem Mindestflächenbeitragswert nach WindBG nicht angerechnet werden können. Dennoch bleiben die Höhenbeschränkungen in älteren Plänen erhalten. Auch die Möglichkeit weiterer Beschränkung durch neue Planung bleibt grundsätzlich erhalten.\r\nIm Sinne einer konsequenten Umsetzung und Weiterführung von § 2 EEG sind Höhenbeschränkungen für bauliche Anlagen und alte Baufenster durch Änderung in § 249 BauGB mit Geltung auch für Bestandspläne aufzuheben.\r\nKonkret: § 249 BauGB wird um einen Absatz 12 wie folgt ergänzt:\r\n(12) Bauhöhenbeschränkungen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien in Bauleit- und Raumordnungsplänen sind unzulässig; dies gilt auch, soweit die Bauhöhenbeschränkung aus der Geschossflächenzahl oder der Grundflächenzahl folgt. Die Beschränkungen nach dem vorstehenden Satz in bestehenden Bauleit- und Raumordnungsplänen können Vorhaben zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien nicht entgegengehalten werden. Die in bestehenden und künftigen Bauleitplänen in Baufenstern nach § 23 der Baunutzungsverordnung festgesetzten Baugrenzen sind\r\n12 von 21\r\neingehalten, wenn die Mitte des Mastfußes der Windenergieanlage vollständig innerhalb des jeweiligen Baufensters liegt. Eine Überschreitung der Baugrenzen durch die Anlagenteile von Windenergieanlagen jenseits der Mastfußmitte ist zulässig.\r\nMindestens aber sollte der Vorschlag unbedingt für Repowering-Vorhaben festgeschrieben werden, siehe Punkt 6.4.\r\n6.3.2 Alternativvorschlag zu bestehenden Höhenbeschränkungen zur Nutzbarmachung und Nichtanrechenbarkeit der Flächen\r\nIm Falle, dass obigem Vorschlag zur Aussetzung der bestehenden Höhenbeschränkungen nicht gefolgt wird, regt der BWE zumindest die gesetzliche Festschreibung einer Mindesthöhe für die bestehenden Beschränkungen an. Bereits bestehende Bauhöhenbeschränkungen unterhalb von 200 Metern sollen ab Inkrafttreten der Regelung automatisch unwirksam werden, da diese wirtschaftlich nicht mehr realisierbar sind und eine geringere Mindesthöhe einer Verhinderungsplanung gleichkommt. Den Gemeinden kann dann jedoch die Möglichkeit gegeben werden, die ursprünglichen Festsetzungen anzupassen, um eine verhältnismäßige Bauhöhenbeschränkung zu erhalten. Dadurch, dass die Gemeinden aktiv werden müssen, um Bauhöhenbeschränkungen – in einer verhältnismäßigen Art – zu erhalten, kann ad hoc eine überfällige Aktualisierung von Bebauungsplänen und Aktivierung verhinderter Flächen erwirkt werden. Eine Aufhebung oder Anpassung bestehender Pläne ist damit nicht erforderlich, sodass den Gemeinden ein in Zeit und Geld aufwendiges und öffentliches Aufhebungs-/ Änderungsverfahren erspart bleibt.\r\nDer BWE empfiehlt als Alternative zum vorstehenden Punkt die folgende Festschreibung einer Mindesthöhe in Bezug auf bestehende Bauhöhenbeschränkungen.\r\nKonkret: § 249 BauGB wird um einen Absatz 12 ergänzt:\r\n(12) Höhenbeschränkungen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien in Bauleit- und Raumordnungsplänen sind unzulässig; dies gilt auch, soweit die Höhenbeschränkung aus der Geschossflächenzahl oder der Grundflächenzahl folgt. Nach dem [Datum des Inkrafttretens der Regelung] in einem Bauleit- oder Raumordnungsplan bestehenden Bestimmungen über die maximale Höhe von Windenergieanlagen werden mit Ablauf des [Datum des Inkrafttretens der Regelung] unwirksam. Die jeweilige Planungsträgerin kann bis zum [Datum zwei Monate nach Inkrafttreten der Regelung] durch Beschluss die Fortgeltung einer Bauhöhenbeschränkung mit der Maßgabe beschließen, dass die Beschränkung eine Höhe von 200 m nicht unterschreiten darf. Die Beschränkung muss aus städtebaulichen Gründen erforderlich sein. Die städtebaulichen Gründe sind darzulegen und mittels sachverständiger Stellungnahme nachzuweisen. Die in bestehenden und künftigen Bauleitplänen in Baufenstern nach § 23 der Baunutzungsverordnung festgesetzten Baugrenzen sind eingehalten, wenn die Mitte des Mastfußes der Windenergieanlage vollständig innerhalb des jeweiligen Baufensters liegt. Eine Überschreitung der Baugrenzen durch die Anlagenteile von Windenergieanlagen jenseits der Mastfußmitte ist zulässig.\r\nDarüber hinaus ist eine Änderung des WindBG sinnvoll, die einen Anreiz zur freiwilligen Aufhebung von Bauhöhenbeschränkungen auf allen Planungsebenen (und nicht bloß zur Aktualisierung der Bebauungspläne) schafft.\r\n13 von 21\r\nWird dem BWE-Vorschlag zur vollständigen Aussetzung auch bestehender Höhenbegrenzung gefolgt, bedarf es der Regelung zur Nichtanrechnung der Pläne mit Höhenbeschränkung auf den Mindestflächenbeitragswert in § 4 Absatz 1 Satz 5 WindBG25 nicht mehr, da die Flächen dann zur Errichtung von WEA zur Verfügung stünden und damit auch angerechnet werden sollten.\r\nWird dem Vorschlag nicht gefolgt bzw. wird dem Alternativvorschlag (Punkt 6.3.2) gefolgt, dann sollte in § 4 Absatz 1 Satz 5 WindBG ein zusätzlicher Anreiz für Planungsträgerinnen geschaffen werden, bestehende Bauhöhenbeschränkungen zu beseitigen bzw. keinen Fortgeltungsbeschluss zu erlassen. Denn insbesondere ältere Bauhöhenbeschränkungen schränken die Flächenverfügbarkeit ein. Die Nichtanrechenbarkeit von Flächen muss sich – anders als bisher vorgesehen – also auch auf solche Pläne mit Bauhöhenbeschränkungen beziehen, die vor dem 1. Februar 2023 wirksam geworden sind.\r\nKonkret: § 4 Absatz 1 Satz 5 WindBG wird wie folgt geändert (Neuerung fett):\r\n(1)\r\n(…) Flächen, die in Plänen ausgewiesen werden, die nach dem 1. Februar 2023 wirksam geworden sind und Bestimmungen zur Höhe baulicher Anlagen enthalten, sind nicht anzurechnen. (…)\r\n6.4 Alte Baufenster und Höhenbegrenzungen sowie Länderabstandsklauseln zumindest für Repowering aussetzen\r\nZudem sollte das Problem der überholten Bebauungspläne bezüglich festgelegter Höhenbeschränkungen und Baufenstern insbesondere für die Repowering-Vorhaben gelöst werden, da diese aufgrund des Bedarfs am Erhalt der Bestandsorte besonders schützenswert bzw. förderungswürdig sind. Das Problem äußert sich darin, dass (Repowering-)Vorhaben innerhalb von Flächen bauplanungsrechtlich häufig unzulässig sind, weil für das Gebiet nicht nur ein standortsteuernder Regionalplan oder Flächennutzungsplan, sondern zusätzlich ein Bebauungsplan mit restriktiven Festsetzungen existiert, z. B. mit Baufenstern oder konkreten Höhenbegrenzungen, die aber nicht mehr zu den heutzutage üblichen Anlagentypen passen. Damit verhindern (veraltete) Höhenbeschränkungen und Baufenster in den Bebauungsplänen häufig Repowering-Vorhaben.26\r\nDie Neuregelung zum Repowering aus § 245e Absatz 3 BauGB knüpft nur an die Rechtswirkungen von § 35 Absatz 3 Satz 3 BauGB und damit auch nur an Regionalpläne und Flächennutzungspläne an. Die Bebauungspläne stehen einem Repowering-Vorhaben daher regelmäßig weiterhin entgegen. Daher müssen momentan noch die Bebauungspläne entweder so geändert werden, dass die Repowering-Vorhaben zulässig sind, oder der Bebauungsplan wird aufgehoben, damit § 245e BauGB greifen kann. Allerdings ist die Änderung oder Aufhebung des Bebauungsplans genauso aufwändig wie die Neuaufstellung eines Bebauungsplans. Das aufwändige Verfahren überfordert die Gemeinden regelmäßig.\r\n25 § 4 Abs. 1 S. 5 WindBG: „Flächen, die in Plänen ausgewiesen werden, die nach dem 1. Februar 2023 wirksam geworden sind und Bestimmungen zur Höhe baulicher Anlagen enthalten, sind nicht anzurechnen.“\r\n26 Vgl. zur Problemschilderung auch Punkt 6.3.1.\r\n14 von 21\r\nAuch pauschale Länderabstandsklauseln, die nachweislich nicht zur Akzeptanz von WEA beitragen und überdies die Flächenverfügbarkeit angesichts bestehender Vorschriften zum Lärmschutz etc. unnötig weiter einschränken, verhindern gerade auch Repowering-Vorhaben.\r\nDer BWE macht zur Lösung der Probleme Gesetzesvorschläge in § 249 BauGB für alle WEA-Vorhaben, da es auch Neuvorhaben betrifft (Punkt 6.3.1). Sollte die Unzulässigkeit von Höhenbeschränkungen und die Abschaffung der Länderöffnungsklauseln nicht – vorzugswürdig – allgemein festgeschrieben werden, dann sollte dies unbedingt zumindest für Repowering festgeschrieben werden.\r\nKonkret: § 249 Absatz 9 BauGB wird wie folgt geändert (neuer Text fett):\r\n(9) (…) Die nach Satz 1 und 4 erlassenen Landesgesetze sowie die in Bauleit- oder Raumordnungsplänen festgesetzten Bauhöhenbeschränkungen können Vorhaben im Sinne des § 16b Absätze 1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes nicht entgegengehalten werden. Vorhaben nach § 16b Absätze 1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes können auch die in bestehenden und künftigen Bauleitplänen in Baufenstern nach § 23 festgesetzten Baugrenzen nicht entgegengehalten werden, wenn die Mitte des Mastfußes der Windenergieanlage innerhalb des jeweiligen Baufensters liegt. Eine Überschreitung der Baugrenzen durch die Anlagenteile von Windenergieanlagen jenseits der Mastfußmitte ist zulässig.\r\n6.5 Dauerhafte, uneingeschränkte Privilegierung für besondere Flächen\r\nDie Bundesregierung hat angekündigt, eine flächenspezifische Außenbereichsprivilegierung für bestimmte, besonders geeignete Flächen vorzusehen.27 Dies hat der BWE frühzeitig empfohlen und in seinem Forderungskatalog bereits einen konkreten Vorschlag formuliert.\r\nFür bestimmte Teilflächen im Außenbereich sollen also gesetzliche Vorgaben geschaffen werden, die eine Realisierung von WEA planungsrechtlich auf bestimmten besonders geeigneten Flächen dauerhaft ermöglichen. Insofern kommen insbesondere Bebauungsstreifen im Außenbereich entlang von Fernstraßen und Schienenwegen in einer Breite von 40 bis 1.000 Metern und entlang von Übertragungsnetzen im Strom- und vor dem Hintergrund der Sektorenkopplung auch im Gasbereich (Power-to-X-Technologien) in Betracht28. Hinzukommen sollten Bebauungszonen im unmittelbar an Industriegebiete sowie Gewerbe- und Sondergebiete angrenzenden Außenbereich in einer Entfernung von 5.000 Metern, wenn mit den WEA die angesiedelten energieintensiven Unternehmen per Direktleitung versorgt werden.\r\nDie danach zu schaffende Außenbereichsprivilegierung für bestimmte gesetzlich festgelegte Flächen muss planungsfest sein. Das bedeutet, dass sich auf diesen Flächen die Errichtung von WEA unabhängig von der planerischen Ausweisung der Windenergienutzung an anderer Stelle planerisch durchsetzt.\r\nDurch die neue Regelung werden die planungsrechtlichen Zulässigkeitsvoraussetzungen für die Errichtung von WEA auf den genannten Flächen geschaffen. Bei einem Vorliegen der weiteren Zulässigkeitsvoraussetzung ist eine sofortige Realisierung der Anlagen möglich, ohne dass erst neue Flächen in langwierigen Planungsprozessen ausgewiesen werden müssen.\r\n27 Auf den genannten Flächen sollen WEA für die direkte Belieferung der benachbarten Unternehmen errichtet werden können und Eigenverbrauch ermöglichen, vgl. Bundesregierung (2023): Windenergie-an-Land-Strategie, S: 9 – LINK.\r\n28 BWE (2022): Mindestabstände von Windenergieanlagen zu Bundesfernstraßen reduzieren – LINK.\r\n15 von 21\r\nKonkret: In einem neuen § 249c BauGB wird geregelt:\r\nWindenergie an Fernstraßen und Schienenwegen und zur Versorgung bestimmter Gebiete\r\n(1) Der Zulässigkeit eines Vorhabens, das in den Anbaubereichen nach Absatz 2 durchgeführt wird und gemäß § 35 Absatz 1 Nummer 5 der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie dient, können die Rechtswirkungen aus § 35 Absatz 3 Satz 3 und § 249 Absatz 2 in Verbindung mit § 35 Absatz 2 unter Beachtung der Anforderungen der Absätze 2 bis 4 nicht entgegengehalten werden.\r\n(2) Anbaubereiche nach Absatz 1 umfassen die Flächen des Außenbereichs nach § 35\r\n1.\r\nin einem Korridor von 1.000 Metern entlang von Bundesfernstraßen im Sinne des Bundesfernstraßengesetzes\r\n2.\r\nin einem Korridor von 1.000 Metern entlang von Schienenwegen im Sinne des Allgemeinen Eisenbahngesetzes und\r\n3.\r\nin einem Umkreis von 5.000 Metern um Industriegebiete, Gewerbegebiete oder sonstige Sondergebiete im Sinne der Baunutzungsverordnung oder diesen nach § 34 Absatz 2 entsprechenden Gebieten, sofern das Vorhaben nach Absatz 1 funktional überwiegend der Versorgung des angrenzenden Gebietes dient, ohne dass der Strom zuvor durch das Netz der öffentlichen Versorgung geleitet wurde.\r\n(3) Ein Vorhaben nach Absatz 1 ist innerhalb der Anbaubereiche nach Absatz 2 zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen und die ausreichende Erschließung gesichert ist.\r\nBefinden sich die WEA auf diesen Flächen außerhalb ausgewiesener Windenergiegebiete, sollten sie im Umkreis der Rotorblattlänge gemäß in § 4 Absatz 1 WindBG auch dem finalen Flächenbeitragswert des jeweiligen Gebiets angerechnet werden können, wenn die Planungsträgerin das mit entsprechendem Beschluss festgestellt hat.\r\n6.6 Abwägungsvorrang entsprechend § 2 EEG im BauGB verankern\r\nGemäß § 2 EEG sind andere Belange gegenüber erneuerbaren Energien in einer Abwägungsentscheidung aufgrund der überragenden Bedeutung der erneuerbaren Energien in der Regel nachrangig zu bewerten.29\r\nDer BWE empfiehlt zur besseren Durchsetzbarkeit des Abwägungsvorrangs in § 2 EEG eine Festlegung des Vorrangs erneuerbarer Energien in der Schutzgüterabwägung durch Festschreibung in sämtlichen Fachgesetzen mitsamt entsprechenden Konkretisierungen der Vorschrift. Zwar strahlt die Wirkung des § 2 EEG unmittelbar in alle Fachgesetze und ist von den Behörden ohne weiteres anzuwenden. Jedoch gibt es in der Praxis auch anderslautende Auffassungen, beispielsweise in Behörden. Erst kürzlich hat ein Staatliches Amt für Landwirtschaft und Umwelt in Mecklenburg-Vorpommern eindrucksvoll bewiesen, dass es § 2 EEG in der Abwägung mit dem Denkmalschutz als nicht anwendbar erachtet, obwohl es dazu ein Hinweisschreiben des zuständigen Ministeriums gab.\r\n29 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drs. 20/1630, S. 159: „Die erneuerbaren Energien müssen daher nach § 2 S. 2 EEG 2021 bis zum Erreichen der Treibhausgasneutralität als vorrangiger Belang in die Schutzgüterabwägung eingebracht werden. Konkret sollen die erneuerbaren Energien damit im Rahmen von Abwägungsentscheidungen u. a. gegenüber seismologischen Stationen, Radaranlagen, Wasserschutzgebieten, dem Landschaftsbild, Denkmalschutz oder im Forst-, Immissionsschutz-, Naturschutz-, Bau- oder Straßenrecht nur in Ausnahmefällen überwunden werden.“ – LINK.\r\n16 von 21\r\nAuch wenn das Oberverwaltungsgericht (OVG) Greifswald letztlich anders entschieden hat30, zeigt dies, wie wichtig eine Klarstellung ist. Die Branche kann nicht abwarten, bis die Gerichte hier ausgeurteilt haben und eine bundesgerichtliche Klarstellung vorliegt. Die Gesetzgebung hat jetzt die Möglichkeit, klarstellende Regelungen in sämtlichen Fachgesetzen aufzunehmen, um nicht dem Argument einer „Entwertung“ des § 2 EEG bei Aufnahme in nur einzelne Gesetze weiter Raum zu geben. In jedem Fall sollte die Gesetzgebung bei Übertragung in die Fachgesetze auch klarstellen, dass weiterhin von einer umfassenden Geltung des § 2 EEG auszugehen ist.\r\nDer BWE empfiehlt zur Verankerung und Konkretisierung des Abwägungsvorrangs Änderungen im BauGB. Dort soll der Vorrang sowie die überragende Bedeutung der erneuerbaren Energien aus § 2 EEG explizit als Vorgabe für Abwägungsentscheidungen aufgenommen werden:\r\nKonkret: Ergänzungsvorschlag zu § 1c Absatz 3 BauGB (Ref-E)31 (neuer Text fett):\r\n„(3) Als Belange vornehmlich des Umweltschutzes, einschließlich des Naturschutzes und der Landschaftspflege (umweltbezogene Belange), sind insbesondere zu berücksichtigen:\r\n8. die im überragenden öffentlichen Interesse liegende und der öffentlichen Sicherheit dienende Nutzung erneuerbarer Energien, insbesondere auch im Zusammenhang mit der Wärmeversorgung von Gebäuden, sowie die sparsame und effiziente Nutzung von Energie, …“\r\n6.7 Hinderliche Beschränkungen der isolierten Positivplanung beseitigen\r\nDer BWE sieht bei den Regelungen zur Positivplanung Anpassungsbedarf und begründet dies wie folgt:\r\nNach § 245e Absatz 1 Satz 5 bis Satz 8 BauGB sollen die jeweiligen Planungsträgerinnen auf Bauleitplan- und Regionalplanebene ohne erneute Gesamtabwägung im Rahmen der sog. Isolierten Positivplanung schneller zusätzliche Flächen in bestehenden Plangebieten ausweisen können. Allerdings ist hier eine hinderliche Einschränkung festgeschrieben: Vom ursprünglichen Planungskonzept kann abgewichen werden, sofern die Grundzüge der Planung erhalten werden. Von der Wahrung der Grundzüge der bisherigen Planung ist regelmäßig auszugehen, wenn Flächen im Umfang von nicht mehr als 25 Prozent der bisher dargestellten Flächen zusätzlich dargestellt werden. Zum einen ist nicht ersichtlich, auf welchen Erwägungen die konkrete Festsetzung auf ggf. maximal 25 Prozent Zusatzfläche beruhen. Zum anderen wird die 25-Prozent-Regelung in vielen Planungsgemeinschaften gerade als Grenze angesehen, obwohl sie eigentlich mehr zusätzliche Fläche ausweisen wollen. Diese Ambitionen dürfen nicht behindert werden. Die Klarstellung in der unverbindlichen Arbeitshilfe zum Wind-an-Land-Gesetz,32 dass es sich bei der 25-Prozent-Regelung nicht um eine starre Grenze handelt, sondern lediglich um eine gesetzliche Regelvermutung, die im Einzelfall auch entkräftet werden kann, und dass mit der Regelung nicht die Aussage verbunden ist, dass bei Überschreiten der 25-Prozent-Schwelle automatisch von einer Berührung der Planungsgrundzüge auszugehen wäre, reicht nicht aus. Es sollte vielmehr verbindlich geklärt werden.\r\n30 Vgl. OVG Greifswald, Urteil vom 7. Februar 2023 – Az. 5 K 171/22 Rn. 157 ff. – LINK.\r\n31 Ehemaliger § 1 Absatz 6 Nr. 7 Buchstabe f) BauGB.\r\n32 Fachkommission Städtebau und den Ausschuss für Recht und Verfahren der Ministerkonferenz für Raumordnung (2023): Arbeitshilfe Wind-an-Land, S. 26 f. – LINK.\r\n17 von 21\r\nDie Regelung könnte ohne Beschränkung deutlich besser für die weitere Flächenbereitstellung genutzt werden. Eine Beschränkung der Planungsmöglichkeiten ist auch vor dem Hintergrund nicht verständlich, dass hier dieselbe Planungsträgerin von ihrem eigenen Plankonzept abweicht, also ihren Planungswillen verwirklicht. Es gibt kein tragendes Einschränkungsbedürfnis, daher sollte die Beschränkung aufgehoben werden.\r\nWenn eine Streichung der Beschränkung nicht umgesetzt wird, sollte zumindest festgeschrieben werden, dass zusätzliche Ausweisungen insbesondere dann uneingeschränkt zulässig sind, wenn diese z. B. in den ermittelten Potenzialflächen des jeweiligen Plans liegen. Hier hat eine Abwägung harter und weicher Tabukriterien durch die jeweilige Planungsträgerin schon stattgefunden und die Flächen wurden als geeignete Windflächen identifiziert.\r\nKonkret: § 245e Absatz 1 BauGB wird wie folgt geändert (Neuerung fett):\r\n(1) (…) Werden in einem Flächennutzungsplan oder Raumordnungsplan zusätzliche Flächen für die Nutzung von Windenergie dargestellt, kann die Abwägung auf die Belange beschränkt werden, die durch die Darstellung der zusätzlichen Flächen berührt werden. Dabei kann von dem Planungskonzept, das der Abwägung über bereits dargestellte Flächen zu Grunde gelegt wurde, abgewichen werden, sofern die Grundzüge der Planung erhalten werden. Von der Wahrung der Grundzüge der bisherigen Planung ist regelmäßig auszugehen, wenn Flächen im Umfang von nicht mehr als 25 Prozent der schon bislang dargestellten Flächen zusätzlich dargestellt werden. § 249 Absatz 6 bleibt unberührt.\r\n6.8 Rotor-Out verbindlich machen\r\nAnstelle der im WindBG vorgesehenen teilweisen Anrechnung der Rotor-In-Flächen33 zum Flächenbeitragswert und der weiterhin komplizierten Erfassung per GIS und Abschlagsrechnung,34 fordert der BWE unbedingt die Aufnahme der gesetzlichen Feststellung, dass die Windenergiegebietsgrenzen mit der Mastfußmitte innerhalb des Gebietes eingehalten werden, also überall auch in bestehenden Plänen Rotor-Out gilt. Es ist bekannt, dass sich die planerisch nutzbare Fläche durch eine Rotor-In-Regelung in einem hohen zweistelligen Prozentbereich verringert. Manche Flächen sind so schmal, dass sie mit modernen Anlagen überhaupt nicht mehr nutzbar sind und für eine Windenergienutzung gänzlich entfallen. Dem BWE sind hierfür zahlreiche Negativbeispiele aus verschiedenen Regionalplänen bekannt. Eine sonst notwendige Anhebung der Flächenziele ist keine gleichwertige und vor allem keine effektive Maßnahme.\r\nDiese gesetzliche Klarstellung ist erforderlich, da die Genehmigungsbehörden bereits jetzt in vielen BImSchG-Verfahren verlangen, dass auch die Rotoren von WEA innerhalb des jeweils maßgeblichen Plangebiets der Raumordnung und/oder eines Flächennutzungsplans liegen. Diese Forderungen erheben die Genehmigungsbehörden oft rein vorsorglich, ohne entsprechende Anhaltspunkte in den Plänen, und führen so zu massiven Flächenverkürzungen. Nun wird sogar gesetzlich von einer\r\n33 Rotor-In-Fläche: Rotoren der WEA dürfen nicht über die ausgewiesene Fläche hinausragen.\r\n34 § 4 Absatz Satz 2 f. WindBG: „Rotor-innerhalb-Flächen sind nur anteilig auf die Flächenbeitragswerte anzurechnen. Hierfür ist mittels Analyse der GIS-Daten flächenscharf der einfache Rotorradius abzüglich des Turmfußradius einer Standardwindenergieanlage an Land von den Grenzen der ausgewiesenen Fläche abzuziehen. Der Rotorradius einer Standardwindenergieanlage an Land abzüglich des Turmfußradius wird zu diesem Zweck mit einem Wert von 75 Metern festgesetzt.“\r\n18 von 21\r\nautomatischen Rotor-In-Geltung ausgegangen, wenn der Plan keine Bestimmung dazu enthält, vgl. § 2 Nr. 2 WindBG. Die nunmehr in § 5 Absatz 4 WindBG vorgesehene Regelung für Pläne, die bis zum 1. Februar 2024 wirksam geworden sind und bisher keine Regelung in Bezug auf Rotor-In/Rotor-Out treffen, ist ungenügend. Es ist zwar positiv, dass für diese Pläne anstelle einer aufwendigen Planänderung nun ein einfacher Beschluss zur Festlegung von Rotor-Out ausreicht. Allerdings ist für alle anderen Pläne weiterhin eine Planänderung erforderlich und ein entsprechender Beschluss /eine entsprechende Planänderung überdies den Planungsträgerinnen überlassen und damit ungewiss.\r\nEine gesetzliche Rotor-Out-Regelung würde in keiner Weise die sonstige Prüfung aller potenziell entgegenstehenden Belange (beispielsweise Bauverbotszonen unmittelbar – innerhalb von 20 Metern – an Bundesstraßen, vgl. § 9 FStrG) vorwegnehmen. Insbesondere sind wie bisher auch die immissionsbezogenen Anforderungen nach der TA Lärm zu prüfen. Deshalb würde diese Regelung den Genehmigungsbehörden und den Vorhabenträgerinnen Klarheit bringen, ohne das Schutzniveau für Anwohner*innen in irgendeiner Weise abzusenken.\r\nZusätzlich ist unbedingt festzuschreiben, dass diese Regelung auch für bestehende Regional- und Flächennutzungspläne gilt. Nur so kann verhindert werden, dass durch weitere jahrelange Unsicherheiten die Nutzbarkeit bestehender Gebiete in Regional- und Flächennutzungsplänen stark eingeschränkt und teilweise sogar zu bedeutenden Teilen ausgeschlossen wird.\r\nKonkret: Es wird folgender neuer Absatz 11 in § 249 BauGB eingefügt:\r\n(11) Die Grenzen von Gebieten für die Windenergienutzung durch Darstellungen im Flächennutzungsplan oder als Ziele der Raumordnung sind eingehalten, wenn die Mitte des Mastfußes der Windenergieanlage vollständig innerhalb des jeweiligen Gebietes liegt. Eine Überschreitung der Gebietsgrenzen durch die Anlagenteile von Windenergieanlagen jenseits der Mastfußmitte ist zulässig. Satz 1 gilt auch für Gebiete mit Plänen, die auf der Grundlage bisheriger Fassungen dieses Gesetzes in Kraft getreten sind.\r\nIn die Gesetzesbegründung sollte aufgenommen werden, dass mit „Anlagenteile von Windenergieanlagen“ nach Satz 2 insbesondere der Turm und die Rotoren gemeint sind.\r\n6.9 Länderabstandsklauseln abschaffen\r\nDarüber hinaus fordert der BWE weiterhin, pauschale Länderabstandsklauseln als weitere künstliche Flächenbeschränkung großen Ausmaßes abzuschaffen – wie ursprünglich von der Bundesregierung auch angekündigt. Mindestabstände zur Wohnbebauung sind ein wesentlicher limitierender Faktor für die zur Verfügung stehende Flächenkulisse und gelten derzeit in Bayern, Brandenburg, Sachsen und Thüringen.35 Die maßgeblichen Mindestanforderungen an die Abstände zwischen WEA und Wohnbebauung sowie weiteren Schutzgütern ergeben sich bereits jetzt aus immissionsschutzrechtlichen und weiteren Anforderungen (z. B. TA Lärm) und werden in den einzelnen Genehmigungsverfahren geprüft. Pauschale Abstandsfestlegungen haben nachweislich auch keinen Einfluss auf die Akzeptanz.36 Die Regelungen führen weiterhin zu enormen\r\n35 Vgl. UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 60 ff. – LINK. NRW hat zwar die Abschaffung der Klausel angekündigt. Freiwillige Abschaffungen sind hinsichtlich des „Ob“ und des Zeithorizonts ungewiss, wir können hier ein Länderhandeln nicht abwarten.\r\n36 Vgl. FA-Wind (2015): Mehr Abstand – mehr Akzeptanz? S. 22 – LINK; hierzu auch BReg, BT-Drs. 19/3053, S. 1, 3 – LINK.\r\n19 von 21\r\nFlächeneinbußen. Jede weitere Verzögerung des Ausbaus und künstliche Flächenreduzierung müssen verhindert werden. Ein möglicher Wegfall der Abstandsklauseln bei Zielverfehlung bzw. Verletzung der Nachweispflicht nach § 3 Absatz 3 WindBG wird dem nicht gerecht.37\r\nDie Streichung der Regelung ist vor dem Hintergrund des überragenden öffentlichen Interesses an den erneuerbaren Energien gemäß § 2 EEG und der Ableitung dieses Interesses aus dem Klimaschutzgebot nach Artikel 20a Grundgesetz und dem Grundrecht der intertemporalen Freiheitssicherung und des Schutzes künftiger Generationen auch verfassungsrechtlich geboten.38 Zudem behindern die Länderabstandsklauseln insbesondere auch ein Repowering, für welches zwar gemäß § 245e Absatz 3 BauGB regelmäßig eine sonst bestehende Ausschlusswirkung entfallen soll, die pauschal festgelegten Abstände in vielen Bundesländern sind aber auch beim Repowering weiterhin zu beachten und stehen diesen Vorhaben oftmals entgegen.\r\nDer BWE fordert, den § 249 Absatz 9 BauGB sowohl in der aktuellen, der vorherigen Fassung, als auch der vor dem 14. August 2020 geltenden Fassung (Nutzung der Länderöffnungsklausel bis 31. Dezember 2015) unverzüglich und ohne Übergangsvorschrift mit sofortiger Wirkung aufzuheben. Bereits erlassene Länderregelungen sind so ohne weitere Vollzugsschritte mit Inkrafttreten der Aufhebung nicht mehr anzuwenden.\r\nKonkret: § 249 Absatz 9 BauGB wird wie folgt geändert (neuer Text fett):\r\n(9) Die Länder können durch Landesgesetze bestimmen, dass § 35 Absatz 1 Nummer 5 auf Vorhaben, die der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung von Windenergie dienen, nur Anwendung findet, wenn sie bestimmte Mindestabstände zu den im Landesgesetz bezeichneten zulässigen baulichen Nutzungen zu Wohnzwecken einhalten (…).\r\n(aufgehoben)\r\nLandesgesetzliche Regelungen, die auf der Grundlage einer vor dem [Datum des Inkrafttretens des Gesetzes] geltenden Fassung dieses Absatzes erlassen wurden, sind mit Inkrafttreten der Fassung dieses Absatzes vom [Datum des Inkrafttretens des Gesetzes] nicht mehr anzuwenden.\r\n37 Vgl. § 249 Abs. 7 S. 2 BauGB n.F.\r\n38 Vgl. Prof. Dr. Kurt Faßbender (2021): Rechtsgutachten zur Verfassungsmäßigkeit der sog. 10-H-Regelung in Art. 82 BayBO nach dem Klima-Beschluss des Bundesverfassungsgerichts vom 24.03.2021 – LINK.\r\n20 von 21\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner*innen\r\nAntigona Lesi | Stellv. Leitung Justiziariat | a.lesi@wind-energie.de\r\nElisabeth Görke | Justiziarin | e.goerke@wind-energie.de\r\nCornelia Uschtrin | Senior Referentin Politik & Strategie I c.uschtrin@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nElisabeth Görke | Justiziarin\r\nCornelia Uschtrin | Senior Referentin Politik & Strategie\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nJuristischer Beirat\r\n21 von 21\r\nSK Energiepolitik\r\nPräsidium\r\nGesamtvorstand\r\nLänder: alle Landesverbände des BWE und BEE\r\nDatum\r\n16. Oktober 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001537","regulatoryProjectTitle":"EEG Anpassungen / PV-Paket","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/bc/2f/284859/Stellungnahme-Gutachten-SG2406060029.pdf","pdfPageCount":25,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nKabinettsbeschluss zum sog. PV-Paket I\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Ge-setzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung\r\nIm vergangenen Jahr wurden durch die Bundesregierung im sogenannten Osterpaket zahlreiche Verän-derungen am Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vorgenommen. Dabei wurden für die Windenergie an Land viele Verbesserungen erreicht. Zentrale Herausforderungen, deren Beseitigung den Ausbau der Windenergie noch beschleunigen würde, wurden allerdings nicht adressiert. Gleichzeitig bleiben zusätz-liche Potentiale insb. mit Blick auf Beteiligung und Teilhabe ungenutzt. Aus Sicht des Bundesverbands Windenergie e.V. (BWE) bedarf es deshalb weiterer Anpassungen im EEG. Die im Kabinettsbeschluss eines Solar-Pakets1 enthaltenen Regelungen sind dazu geeignet, weitere Verbesserungen auch für die Windenergie zu erzielen.\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich:\r\nDuldungspflicht Leitungsverlegungen/Wegerecht\r\nDie Aufnahme des Rechts zur Verlegung von Leitungen und zur Überfahrt während der Errichtung/In-standhaltung/Rückbau in den §§ 11a und 11b EEG. Dies hilft in Phasen der Projektierung und Reali-sierung deutlich, Projekte zuverlässig und mit vertretbarem Aufwand zu planen und umzusetzen. Die Ziele Planungsbeschleunigung und Bürokratieabbau werden hierdurch gestützt. Der BWE fordert eine entsprechende Regelung bereits seit langem und bringt weitere Ideen ein, um den vorliegenden Beschluss insbesondere mit Blick auf Speicher und Elektrolyseure zu verbessern.\r\n1 DIP: Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung - LINK.\r\n2 von 25\r\nVerlängerung Realisierungsfristen\r\nEine Verlängerung der Realisierungsfristen ist in Hinsicht auf die langen Lieferzeiten bei Netztechnik unerlässlich. Nur wenn die Projekte in den Ausschreibungen bezuschlagt werden und sich eine Fi-nanzierung sichern, kann anschließend die Bestellung der Netztechnik ermöglicht werden. Allerdings benötigt die Branche statt der vorgeschlagenen 3 Monate eine Verlängerung auf 12 Monate. Für Projekte, die vor Inkrafttreten des Gesetzes bezuschlagt wurden, sollte diese Verlängerung auf form-losen Antrag bei der BNetzA ebenfalls gewährt werden sollte. Dafür unterbreitet der BWE einen For-mulierungsvorschlag für eine Übergangsregelung in § 100 EEG.\r\nÜber die im Kabinettsbeschluss eines PV-Pakets enthaltenen Regelungen hinaus regt der BWE für das parlamentarische Verfahren die Aufnahme folgender Punkte an:\r\nVergütung von Bürgerenergie und Pilotwindenergieanlagen: Eine Erhöhung der Vergütung für Bür-gerenergieprojekte und Pilotwindenergieanlagen, die bisher im Gegensatz zum Höchstwert in Aus-schreibungen nicht angepasst wurde. Dies ein zentraler Grund für die Zurückhaltung bei der Umset-zung von Bürgerenergieprojekten nach dem EEG.\r\nVereinfachung bei den Steuern, Umlagen und Abgaben im Hinblick auf Sektorenkopplung und den Verbrauch von Akteuren vor Ort, zum Beispiel Industrieunternehmen. Bisher stehen die Regelungen des EEG einer effektiven Sektorenkopplung im Weg und reizen diese nicht ausreichend an. Für In-dustrieunternehmen ist es aufgrund bestehender Beschränkungen auf „räumliche Nähe“ nicht at-traktiv, den EE-Strom direkt vom Erzeuger zu beziehen. Dazu hatte der BWE bereits in der Vergan-genheit Vorschläge unterbreitet und bringt diese erneut in die Debatte ein. Auch die Gemeindeöff-nungsklausel bedarf einer Überarbeitung, da die bisherige Vorgehensweise über Zielabweichungs-verfahren zu komplex ist. In diesem Zusammenhang muss es möglich werden, für Industrie und die Kommunen vor Ort besser von den Möglichkeiten der erneuerbaren Stromerzeugung zu profitieren; für Industriebetriebe über einen günstigen Strompreis und für die Gemeinden durch eine bessere, gestärkte kommunale Beteiligung. Zu beiden Punkten macht der BWE ausführliche Vorschläge.\r\nMit dem vorliegenden Beschluss der Bundesregierung zu einem Gesetz zur Steigerung des Ausbaus pho-tovoltaischer Energieerzeugung und den darin enthaltenen Änderungen des EEG besteht die Chance, für die Windenergie zentrale Verbesserungen zu erreichen. Dafür wird sich der BWE auch im Rahmen des parlamentarischen Verfahrens einsetzen. Nachfolgend werden zunächst die relevanten Punkte des Ka-binettsbeschlusses eines Solar-Pakets betrachtet, bevor im Anschluss weitere BWE-Anregungen für An-passungen des EEG im Sinne der Windenergie thematisiert werden.\r\nBerlin, 9. Oktober 2023\r\n3 von 25\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Punkte aus dem Kabinettsbeschluss der Bundesregierung ..................................... 4\r\n1.1 Zu Nummer 5 Buchstabe c (§ 8 Abs. 6 EEG): Informationspflichten für Netzbetreiber ......... 4\r\n1.2 Zu Nummer 6 Buchstabe d (§ 9 Abs. 8 EEG): Bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung ........ 4\r\n1.3 Zu Nummer 10 (§ 11a EEG): Recht zur Verlegung von Leitungen ........................................ 5\r\n1.4 Zu Nummer 10 (§ 11b EEG): Recht zur Überfahrt ............................................................... 9\r\n1.5 Zu Nummer 25 (§ 36e Abs. 1 EEG): Verlängerung der Realisierungs- und Pönalefristen .... 11\r\n1.6 Zu Nummer 37 Buchstabe c (§ 52 Abs. 3 EEG): Strafzahlungen bei technischem Defekt .... 13\r\n1.7 Zu Nummer 40 (§ 55 Abs. 1 EEG): Pönalefristen .............................................................. 13\r\n2 Weitere BWE-Vorschläge zur Anpassung des EEG ................................................. 14\r\n2.1 § 6 EEG: Erstattung der kommunalen Beteiligung ............................................................ 14\r\n2.2 Neuer § 6a EEG: Teilhabe der Bürger*innen vor Ort ........................................................ 14\r\n2.3 § 36e EEG: Umsetzungsfrist ............................................................................................ 17\r\n2.4 § 46 EEG: Anpassung der Vergütung von Bürgerenergiegesellschaft und Pilotwindenergieanlagen ................................................................................................ 21\r\n2.5 § 100 Abs. 17 EEG: Rückgabe von Zuschlägen .................................................................. 22\r\n2.6 Energy Sharing ermöglichen ........................................................................................... 24\r\n4 von 25\r\n1 Punkte aus dem Kabinettsbeschluss der Bundesregierung\r\n1.1 Zu Nummer 5 Buchstabe c (§ 8 Abs. 6 EEG): Informationspflichten für Netzbetreiber\r\nDer BWE begrüßt die Erweiterung der Informationspflichten für Netzbetreiber. Gerade bei Netzan-schlüssen, bei denen der ermittelte Netzanschlusspunkt nicht in unmittelbarer Nähe zum Standort der Erzeugungsanlage liegt, kommt es in der Praxis regelmäßig zu Konflikten zwischen Netzbetreibern und Anschlussbegehrenden. Auf Seiten der Anschlussbegehrenden ist dabei häufig eine unzureichende Nachvollziehbarkeit bei der Ermittlung des Netzanschlusspunktes ein Diskussionsgrund. Durch die dar-aus resultierenden gehäuften Anfragen nach Netzdatenoffenlegungen haben Netzbetreiber einen ho-hen Arbeitsaufwand mit der Datenbereitstellung. Daher wäre es aus Sicht des BWE sinnvoll, nicht nur das Ergebnis der Netzverträglichkeitsprüfung zu übermitteln, sondern auch die Prüfung der verschiede-nen Optionen, die der Netzbetreiber ohnehin vornimmt. Damit wird für den Anschlussbegehrenden einfach ersichtlich, warum der Netzbetreiber einen bestimmten Netzverknüpfungspunkt vorgeschlagen hat. Außerdem besteht so die Möglichkeit, möglicherweise unzureichende Netzverknüpfungspunkte durch den Anschlussbegehrenden zu ertüchtigten.\r\nDer BWE schlägt daher folgende Änderung am Entwurfstext des § 8 EEG Abs. 6 vor (neuer Text):\r\nc) Absatz 6 wird wie folgt geändert:\r\naa) In Satz 1 werden nach den Wörtern „acht Wochen,“ die Wörter „mit dem Ergebnis und Prüfungsbericht ihrer Netzverträglichkeitsprüfung“ eingefügt.\r\n1.2 Zu Nummer 6 Buchstabe d (§ 9 Abs. 8 EEG): Bedarfsgesteuerte Nacht-kennzeichnung\r\nAuch wenn die Anpassungen im § 9 Absatz 8 EEG 2023 noch immer nicht umfänglich dem Vorschlag der Verbände (BWE, BDEW und VDMA) vom 11.4.2023 für eine Übergangsregelung entsprechen und eine eingeschränkte Fristverlängerung darstellen, begrüßen wir diesen Schritt grundsätzlich. Uns ist es wich-tig, dass mit Blick auf die hohen Strafzahlungen (§ 52 EEG) die Betreiber geschützt werden, die recht-zeitig Verträge zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung (BNK) abgeschlossen haben. Wir hoffen, dass die nun gewählte Übergangsregelung in der Praxis entsprechend klar ausgelegt wird. Aus unserer Sicht besteht allerdings eine Doppelung, wenn sowohl auf einen „vollständigen“ als auch auf einen „prüffähigen“ Antrag hingewiesen wird. In der Rechtsprechung werden beide Begriffe oft synonym ge-braucht; das Bundesverwaltungsgericht (Urteil vom 25.06.2020 – BVerwG 4 C 3.19) nutzt aktuell den Begriff der „Prüffähigkeit“ von Antragsunterlagen, um einem Genehmigungsantrag eine Verfahrenspo-sition zuzuordnen. Von daher sollte allein auf einen „prüffähigen Antrag“ abgestellt werden. Dies erscheint auch deshalb sinnvoll, weil die meisten Luftfahrt- und Genehmigungsbehörden die Vollstän-digkeit von Antragsunterlagen aktuell nicht mehr bestätigen. Einen Anspruch auf Erteilung einer Voll-ständigkeitsbestätigung kennt das Gesetz nicht, weshalb der Verweis auf einen vollständigen Antrag Unsicherheiten mit sich bringt.\r\n5 von 25\r\nWie in der Begründung richtig dargestellt, verzögert sich die BNK-Umsetzung aufgrund der Komplexität, des Arbeitskräftemangels und durch Lieferkettenprobleme. Sollte es zu einer Anpassung der AVV-Kennzeichnung kommen (siehe Stellungnahme des BWE hier) und sich der Aufwand für die Zulassungs-verfahren im nächsten Jahr erhöhen, muss mit Blick auf die begrenzten Kapazitäten bei den drei Bau-musterprüfstellen mit weiteren Verzögerungen gerechnet werden. Der BWE hat zusammen mit dem BDEW und dem VDMA in einem Verbändeschreiben vom 29.8.2023 auf die Problematik aufmerksam gemacht. Auch wenn in einigen Bundesländern (Niedersachsen und Schleswig-Holstein) eine zügige Um-setzung durch die Genehmigungsbehörden erfolgt, stehen andere Bundesländer noch vor großen Her-ausforderungen. Sollte es in diesen Bundesländern (z.B. Brandenburg) nach wie vor zu Verzögerungen kommen, stellt auch die neue Frist ein Problem dar. Grundsätzlich gehen wir jedoch davon aus, dass die vorgeschlagene Regelung mit Blick auf die Herausforderungen zu dem von uns begrüßten zeitnahen Einsatz der BNK an möglichst vielen Windenergieanlagen und der damit verbundenen Akzeptanzsteige-rung führt.\r\n1.3 Zu Nummer 10 (§ 11a EEG): Recht zur Verlegung von Leitungen\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich den erneuten Vorstoß des Gesetzgebers, die Verlegung von Anschluss-leitungen zu ermöglichen und der Blockade und Verteuerung der Projekte durch einzelne Grundstückei-gentümer*innen entgegenzuwirken. Aus der Praxis erreichen uns immer wieder Beispiele, bei denen ein Recht zur Verlegung von Leitungen weiterhelfen würde. Im Kabinettsbeschluss wurden zum ur-sprünglichen Entwurf des § 11a EEG RefE Anpassungen vorgenommen und einige Formulierungsvor-schläge des BWE aufgegriffen. Die Duldungspflicht ist ein zentraler Hebel, um die Inbetriebnahme von Erneuerbaren-Anlagen zu beschleunigen und den Einsatz personeller Ressourcen bei den Projektie-rer*innen zu reduzieren. Denn bislang kommt es oft zu langwierigen Verhandlungen mit Grundstücks-eigentümern, die dazu führen, dass teilweise enorme Umwege zum Netzverknüpfungspunkt und sehr hohe Entschädigungszahlungen in Kauf genommen werden müssen, um EE-Anlagen mit dem Netzver-knüpfungspunkt zu verbinden. Dadurch steigen auch die volkswirtschaftlichen Kosten für den EE-Ausbau. Diese Problematik betrifft jedoch genauso Batteriespeicher, die angesichts der fortschreiten-den Energiewende immer wichtiger werden, um das Netz stabil zu halten. Deshalb sollte die Duldungs-pflicht gleichermaßen für EE-Anlagen, Speicher und Elektrolyseure gelten, damit bei Letzteren der Bau nicht nur in unmittelbarer Nähe von EE-Erzeugungsanlagen angereizt wird. Zudem sollte die Dul-dungspflicht für den Transport von Windenergieanlagen auch auf Transporte, die aufgrund von Repara-turarbeiten an den Anlagen erforderlich sind, ausgeweitet werden.\r\nZwar wurde die neue Regelung des § 11a EEG somit teilweise nachgebessert, sollte jedoch mindestens noch wie folgt angepasst werden (neuer Text in fett / Alternativvorschläge sind gekennzeichnet):\r\n§ 11a\r\nRecht zur Verlegung von Leitungen\r\nAbsatz 1:\r\n(1) Der Eigentümer und der Nutzungsberechtigte eines Grundstückes haben auf dem Grundstück die Verlegung, die Errichtung, die Instandhaltung, die Instandsetzung Erneuerung, den Schutz und den Betrieb und die Beseitigung von elektrischen Leitungen sowie Steuer- und Kommunikationsleitungen (Leitungen) und sonstigen Einrichtungen zum Anschluss von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, Speichern und Elektrolyseanlagen an\r\n6 von 25\r\nden Verknüpfungspunkt nach § 8 Absatz 1 bis 3 sowie von Direktleitungen im Sinne von § 3 Nummer 12 des Energiewirtschaftsgesetzes zu dulden. Der Betreiber dieser Leitungen sowie vom Betreiber beauftragte Dritte sind berechtigt, das Grundstück zu diesem Zweck zu betreten und zu befahren. Die Duldungspflicht besteht nicht, soweit dadurch die Nutzung des Grundstückes unzumutbar beeinträchtigt oder hierdurch die Erfüllung der Aufgaben der Landes- und Bündnisverteidigung einschließlich internationaler Verpflichtungen gefährdet wird. das Grundstück der Landes- und Bündnisverteidigung einschließlich der Erfüllung internationaler Verpflichtungen dient. Der Grundstückseigentümer kann einen abweichenden Verlauf der Leitung verlangen, soweit der von dem Betreiber geplante Verlauf der Leitung für ihn nicht zumutbar ist. Der Betreiber darf in der Regel nur diejenigen privaten Grundstücke nutzen, die benötigt werden, um den wirtschaftlich günstigsten Anschluss zu errichten. Die Leitung und die sonstigen Einrichtungen werden keine wesentlichen Bestandteile des Grundstücks im Sinne des § 94 Absatz 1 des Bürgerlichen Gesetzbuches, sondern sind Scheinbestandteil im Sinne des § 95 Absatz 1 des Bürgerlichen Gesetzbuches.\r\nAus Sicht des BWE ist die Ausnahme für Grundstücke, die der Landes- und Bündnisverteidigung ein-schließlich der Erfüllung internationaler Aufgaben dienen, zu weit gefasst. Soll beispielsweise am Rand eines mehrere Hektar großen Grundstücks eine Leitung verlegt werden und verliefe am anderen Rand desselben Grundstücks eine NATO-Pipeline, würde die Duldungspflicht nicht gelten, da „das Grund-stück“ der Landes- und Bündnisverteidigung „dient“, auch wenn die zu verlegende Leitung die NATO-Pipeline nicht im Geringsten tangiert. Es würde nach Ansicht des BWE genügen, wenn die Duldungs-pflicht nicht greift, wenn durch die Leitung der Zweck der Landes- und Bündnisverteidigung beeinträch-tigt oder gefährdet wäre.\r\nNutzungsberechtigte sind in der Gesetzesbegründung weiter konkretisiert.2 Hier werden land- oder forstwirtschaftliche Pächter*innen der Grundstücke als Beispiel aufgeführt. Es dürfte hiernach nicht nur der landwirtschaftliche Pächter gemeint sein, sondern „Nutzungsberechtigte“ im weiteren Sinne. Hier sollten alle Personen umfasst sein, die von den Leitungen in ihrem Recht beeinträchtigt sind.3\r\nDer BWE regt an, für den Anwendungsbereich von § 11a EEG auch die Möglichkeit des Anschlusses von Stromspeichern und Elektrolyseuren zu berücksichtigen. Der aktuelle Wortlaut des § 11a Abs. 1 EEG umfasst Stromspeicher im Sinne einer EE-Anlage nur dann, soweit der Stromspeicher ausschließlich mit erneuerbaren Energien beladen wird, vgl. § 3 Nr. 1 EEG. Stromspeicher, die (auch) Strom aus dem Netz aufnehmen, sind keine Anlagen in diesem Sinne. Elektrolyseure sind ebenso keine Anlagen in die-sem Sinne, denn unter den Anlagenbegriff fallen nur Stromerzeugungsanlagen, in denen der Wasser-stoff verwendet wird. Elektrolyseure und Stromspeicher sollten zumindest an Leitungen angeschlossen werden dürfen, mit denen EE-Anlagen an das Netz angeschlossen sind oder werden. Dies könnte durch eine Ergänzung des Gesetzestextes vorgenommen werden.\r\nAußerdem erscheint es sinnvoll, eine Anzeigepflicht der Betreiber*innen zu regeln, bevor das Grund-stück in Anspruch genommen wird.\r\nAbsatz 2:\r\n2 S. 51 zu Nummer 9 des RegE.\r\n3 Siehe bereits hier: BWE-Stellungnahme zum RefE PV-Paket I, S. 7 ff. - LINK.\r\n7 von 25\r\nIn Abs. 2 wurde neu eingefügt, dass Betreiber*innen die Pflicht haben, den entstehenden Schaden so gering wie möglich zu halten. Zu begrüßen ist, dass Betreiber*innen den Grundstückseigentümer*innen und Nutzungsberechtigten einen Bestandsplan des Leitungsverlaufs und der Schutzstreifen an den übergeben sollen. Die in Abs. 2 geregelte Entschädigungshöhe von 5 Prozent erscheint dem BWE zu niedrig.\r\n(2) Hat der Grundstückseigentümer die Nutzung des Grundstücks nach Absatz 1 zu dulden, zahlt der Betreiber dem Grundstückseigentümer bei Inbetriebnahme der Leitung einmalig 5 Prozent des Verkehrswertes [Alternativvorschlag: Bodenrichtwert] der von der Leitungsverlegung in Anspruch genommenen Schutzstreifenfläche, welche von einer Bebauung freizuhalten sind. Die Schutzstreifenfläche darf maximal [X m] auf jeder Seite der Leitungsachse in Anspruch nehmen. Schadensersatzansprüche des Grundstückeigentümers und des Nutzungsberechtigten bleiben unberührt. Der Betreiber hat die Pflicht, den dem Grundstückseigentümer und dem Nutzungsberechtigten entstehenden Schaden so gering wie möglich zu halten. Der Betreiber übergibt dem Grundstückseigentümer und dem Nutzungsberechtigten nach Verlegung der Leitung einen Bestandsplan, in dem der Verlauf der Leitung und die Schutzstreifen auf dem Grundstück eingezeichnet sind.\r\nNach unserem Verständnis sind Schutzstreifen von einer Bebauung freizuhalten. Dieser sollte unbedingt konkretisiert werden. Wir schlagen daher die ergänzende Erläuterung am Ende von Satz 1 vor. Außer-dem sollte der Umfang der Schutzstreifen definiert werden.\r\nAnstelle des Verkehrswertes sollte zur einfachen Handhabbarkeit die Ermittlung der Höhe der Entschä-digung anhand der Bodenrichtwerte erfolgen. Aktuell ist es zudem üblich, einen Entschädigungsbetrag in Höhe von mehr als 5 Prozent als Einmalzahlung zu leisten. Im Sinne der Akzeptanz der Maßnahme schlägt der BWE einen höheren Wert vor. Denkbar wäre ebenso eine fest definierte Zahlung je laufen-dem Meter.\r\nAbsatz 3:\r\n(3) Der Grundstückseigentümer und der Nutzungsberechtigte sind verpflichtet, alle Maßnahmen zu unterlassen, die den Bestand oder den Betrieb der Leitungen oder sonstigen Einrichtungen gefährden oder beeinträchtigen. Der Grundstückseigentümer kann, ohne dass die Duldungspflicht nach Absatz 1 Satz 4 entfällt, die Umverlegung der Leitung verlangen, wenn die Lage an der bisherigen Stelle für ihn oder den nach Beginn der Grundstücksnutzung nach Absatz 1 hinzutretenden Nutzungsberechtigten nicht mehr zumutbar ist und er dies nachweist. [alternative Neuformulierung des Satzes: Wird die Nutzung der Grundstücke durch die Lage der Leitungen zu einem späteren Zeitpunkt unzumutbar beeinträchtigt, so können der Eigentümer oder der Nutzungsberechtigte die Umverlegung der Leitungen verlangen.] Der Betreiber und der Grundstückseigentümer tragen trägt die Kosten der Umverlegung hälftig.\r\nDie Ergänzungen in Satz 2 dienen lediglich dem besseren Verständnis der Norm. Die Ergänzung am Ende stellt klar, dass die Unzumutbarkeit der Lage der Leitung durch die Grundstückseigentümer*innen nach-zuweisen ist.\r\nFerner ergänzen wir den Umverlegungsanspruch dahingehend, dass auch eine Unzumutbarkeit der Lage der Leitungen auch für den Nutzungsberechtigten den Anspruch auf Umverlegen auslösen kann, wenn dieser Nutzungsberechtigte bereits zum Zeitpunkt der ursprünglichen Inanspruchnahme des Grund-stücks durch den Leitungsbetreibenden nach Absatz 1 die Rechte an dem Grundstück innehatte. Dieser\r\n8 von 25\r\nsollte gestellt sein wie die Eigentümer*innen, da er sich nicht für die Nutzung eines mit Duldungsrechten zur Leitungsverlegung belasteten Grundstücks entschieden hat. Bei einem Nutzungsberechtigten, der später hinzukommt, sollte dies hingegen nicht gelten.\r\nAußerdem halten wir hier eine Kostenteilung für angemessen.\r\nAbsatz 4:\r\nIn Abs. 4 wurde die Duldungspflicht bei dauerhafter Einstellung des Betriebes der Leitung von 3 Jahren auf 48 Monate verlängert.\r\n(4) Wenn der Betrieb der Leitung dauerhaft eingestellt wird, haben der Eigentümer und der Nutzungsberechtigte des Grundstücks die Leitung und die sonstigen Einrichtungen noch 48 Monate unentgeltlich zu dulden, es sei denn, dass ihnen dies nicht zugemutet werden kann. Der Betreiber hat dem Grundstückseigentümer und dem Nutzungsberechtigten die dauerhafte Betriebseinstellung unverzüglich anzuzeigen. Dauerhaft eingestellt ist der Betrieb insbesondere, wenn der Betrieb der Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien dauerhaft eingestellt und diese auch nicht im Sinne eines Repowerings ersetzt wurde. Der Betreiber hat die Leitungen und sonstigen Einrichtungen nach der dauerhaften Einstellung des Betriebs auf seine Kosten zu beseitigen.\r\nWichtig ist hier die Ergänzung, dass der Betrieb dauerhaft und nicht nur vorübergehend eingestellt wird. Dies ist für Repowering-Projekte von Bedeutung. Außerdem sollte eine Beseitigungspflicht unter Kos-tentragungslast der Betreiber*innen der Leitungen aufgenommen werden. Redlich wäre im Übrigen, eine Definition der Stilllegung aufzunehmen, die auch die Eigentümer*innen nachweisen können. An-dernfalls verbleiben die Leitungen ohne Anzeige der Betreibenden der Leitungen auf dem Grundstück.\r\nAbsatz 6:\r\nGänzlich neu ist Abs. 6, der die Regelungen entsprechend auch für Verkehrswege für anwendbar erklärt. Es wird geregelt, dass die Modalitäten der zu duldenden Nutzung für öffentliche Verkehrswege unter Beachtung der Absätze 1 bis 5 vertraglich zu regeln sind. Auf Leitungen zum Anschluss von Anlagen nach § 8 Absatz 1 Satz 2 sind die Absätze 1 bis 5 nicht anzuwenden.\r\nDie Regelung sehen wir kritisch. Es bleibt völlig offen, welche die in einem Vertrag zu regelnden „Moda-litäten“ sind. Es könnte ein Einfallstor für die Gemeinden sein, ihre Forderungen durchzusetzen, seien es finanzielle Nachforderungen, Rückbaubürgschaften, Haftungsfragen etc. Zumindest sollte der Begriff der Modalitäten eingeschränkt werden und sich nur auf Nutzungsbedingungen beziehen, wenn diese zur Gewährleistung der Sicherheit oder Leichtigkeit des Verkehrs, bestehender Ausbauabsichten oder der Straßenbaugestaltung erforderlich sind. Mit diesem Vorschlag würde man ergänzende Forderungen bei öffentlichen Verkehrswegen auf wege- bzw. straßenspezifische Themen beschränken. Die Formulie-rung ist angelehnt an § 9 Abs. 3 FStrG.\r\n9 von 25\r\n1.4 Zu Nummer 10 (§ 11b EEG): Recht zur Überfahrt\r\nDie im Kabinettsentwurf angepasste neue Regelung eines § 11b EEG, die der BWE als ebenso wichtig erachtet, sollte jedoch, wie nachfolgend erläutert, geändert werden (neuer Text fett). Im Übrigen sei auf die Ausführungen zum neuen § 11a EEG verwiesen.4\r\n§ 11b\r\nRecht zur Überfahrt und des Rückbaus\r\nZu Absatz 1 Satz 1:\r\n„Der Eigentümer und der Nutzungsberechtigte eines Grundstückes haben die Überfahrt und die Überschwenkung des Grundstückes zur Errichtung, zur Instandsetzung und zum Rückbau von Windenergieanlagen und Freiflächensolaranlagen sowie die Ertüchtigung des Grundstücks für die Überfahrt durch den Betreiber der Windenergieanlagen dieser Anlagen oder den Betreiber der Zufahrten zu den Anlagen und von ihm beauftragte Dritte zu dulden.“\r\nDie Duldungspflicht sollte sich nicht auf die Überfahrt „zur Errichtung und zum Rückbau von Windener-gieanlagen“ beschränken, sondern sich auch auf die Überfahrt zur Instandsetzung von Windenergiean-lagen erstrecken. Im Übrigen wäre die Anwendbarkeit der Regelung auch auf Freiflächensolaranlagen sinnvoll.\r\nZudem sollte nicht nur der Betreiber der Windenergieanlage der Berechtigte sein, sondern zumindest auch der Betreiber der Zuwegung, analog zu der Regelung in § 11a EEG. Denn in vielen Fällen veranlasst nicht der Betreiber der Windenergieanlage, sondern eine Infrastrukturgesellschaft die Überfahrt. Auch die Erstreckung auf beauftragte Dritte hilft hier nicht weiter, weil die Betreiber der Windenergieanlagen nicht zwingend die Infrastrukturgesellschaft beauftragen. Auch die Regelung in Satz 4 („Der Betreiber hat nach der letzten Überfahrt den ursprünglichen Zustand unverzüglich wiederherzustellen.“) spricht dafür, dass die Wiederherstellungspflicht den Betreiber der Zuwegung treffen muss, wenn die Überfahrt gleichzeitig für die Errichtung von Windenergieanlagen verschiedener Betreiber genutzt wird.\r\nZu Absatz 1 Satz 2:\r\n„Der Betreiber darf nur die Grundstücke benutzen, die für den Transport benötigt werden.“\r\nIm Vergleich zum RefE wurde der Wortlaut durch die vorgenommene Änderung zwar abgeschwächt, ist aber weiterhin unbestimmt. Der Gesetzgeber sollte in der Begründung hierzu Kriterien festlegen. Aus Sicht des BWE sollten die Belange des Betreibers maßgeblich sein.\r\nZu Absatz 1 Satz 3:\r\n„Die Duldungspflicht besteht nicht, soweit dadurch die Nutzung des Grundstückes unzumutbar beeinträchtigt wird oder hierdurch die Erfüllung der Aufgaben der Landes- und Bündnisvertei-digung einschließlich internationaler Verpflichtungen gefährdet wird. das Grundstück der Landes- und Bündnisverteidigung einschließlich der Erfüllung internationaler Verpflichtungen dient.“\r\n4 Vgl. auch hier BWE (2023): Stellungnahme zum RefE des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 10 – LINK.\r\n10 von 25\r\nDer Entwurf sieht ein Alles-oder-nichts-Prinzip vor. Es sollte aber auch eine Duldungspflicht für einen Zuwegungsverlauf mit geringerer (zumutbarer) Beeinträchtigung bestehen bleiben.\r\nAuch hier ist aus Sicht des BWE die Ausnahme für Grundstücke, die der Landes- und Bündnisverteidi-gung einschließlich der Erfüllung internationaler Aufgaben dienen, zu weit gefasst. Eine entsprechende Duldungspflicht sollte jedenfalls nur dann entfallen, wenn eine konkrete Beeinträchtigung oder Gefähr-dung der Aufgabenerfüllung begründet werden kann.\r\nZu Absatz 2:\r\n„Ist die Überfahrt des Grundstücks nach Absatz 1 zu dulden, zahlt der Betreiber jedem Nutzungs-berechtigten, der unmittelbar in der Nutzung seines Grundstücks eingeschränkt war, nach Er-richtung Inbetriebnahme oder Rückbau der letzten Windenergieanlage bzw. nach Errichtung der letzten Freiflächensolaranlage, für deren Errichtung die Überfahrt erfolgte, 28 Euro pro Monat und in Anspruch genommenen Hektar. Eine Überschwenkung ist unentgeltlich zu dulden.“\r\nEs können u.U. auch mehrere Nutzungsberechtigte unmittelbar beeinträchtigt sein.\r\nDer Entwurf sieht vor, dass die Entschädigung „nach Errichtung der Windenergieanlage“ fällig wird. Da zwischen diesem Zeitpunkt und der Inbetriebnahme ggf. noch weitere Überfahrten erforderlich sein können, sollte hier auf die Inbetriebnahme abgestellt werden. Zudem sollte unter Berücksichtigung von Fällen, in denen die Überfahrt für die Errichtung von mehreren Windenergieanlagen erfolgt, auf die Inbetriebnahme der letzten Windenergieanlage abgestellt werden. Freiflächensolaranlagen sind ent-sprechend zu berücksichtigen. Der BWE begrüßt die Ergänzung zur unentgeltlichen Duldung des Über-schwenkens.\r\nZu prüfen wäre, ob die Duldungspflicht nicht auch auf Baulasten erweitert werden kann, da diese den Vorhaben teilweise genauso entgegenstehen wie Transport und Leitungen.\r\n11 von 25\r\n1.5 Zu Nummer 25 (§ 36e Abs. 1 EEG): Verlängerung der Realisierungs- und Pönalefristen\r\nBereits seit Jahren weist der BWE immer wieder auf Probleme im Rahmen der unflexiblen Realisierungs- und Pönalefristen (§ 55E EEG) hin.5\r\nAuch wegen der Verzögerungen in den Lieferketten, zunächst aufgrund der Covid-19-Pandemie und anschließend durch den Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine hat der BWE mehrfach Verbesserungs-vorschläge gemacht; bisher ohne eine entsprechende Umsetzung im EEG.6 Ohne zeitweise Aussetzung oder zumindest Anpassung der Realisierungs- und Pönalefristen wird die Korrektur des Höchstwer-tes nicht den gewünschten Effekt der Entfesselung der genehmigten Projekte und der Steigerung der Teilnahme an den Ausschreibungen haben.\r\nEine Verlängerung der Realisierungsfristen ist in Hinsicht auf die langen Lieferzeiten bei Netztechnik unerlässlich. Nur wenn die Projekte in den Ausschreibungen bezuschlagt werden und sich eine Finan-zierung sichern, kann anschließend die Bestellung der Netztechnik ermöglicht werden. Deshalb benötigt die Branche statt der vorgeschlagenen 3 Monate eine Verlängerung der Realisierungsfrist auf 12 Mo-nate.\r\nKonkret: Die Realisierungsfrist in § 36e Abs. 1 EEG müsste von 30 Monaten um 12 Monate auf 42 Mo-nate angepasst werden:\r\n(1) Der Zuschlag erlischt bei Geboten für Windenergieanlagen an Land 42 Monate nach der öf-fentlichen Bekanntgabe des Zuschlags, soweit die Anlagen nicht bis zu diesem Zeitpunkt in Be-trieb genommen worden sind.\r\nDie Pönalefrist zur Inbetriebnahme nach öffentlicher Bekanntgabe des Zuschlags § 55 Abs. 1 Nr. 2 EEG müsste von 24 Monaten auf die gleiche Dauer der Realisierungsfrist angepasst werden, also ebenfalls auf 42 Monate:\r\n(1) Bei Geboten für Windenergieanlagen an Land nach § 36 und für Zusatzgebote nach § 36j müssen Bieter an den regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber eine Pönale leisten,\r\n1. soweit mehr als 5 Prozent der Gebotsmenge eines bezuschlagten Gebots für eine Windenergieanlage an Land nach § 35a entwertet werden oder\r\n2. wenn die Windenergieanlage an Land mehr als 42 Monate nach der öffentlichen Bekanntgabe des Zuschlags in Betrieb genommen worden ist.\r\nDiese Aussetzung bzw. Verlängerung der Realisierungs- und Pönalefrist ist für Projekte mit Zuschlä-gen von 2021 bis 2023 ebenso geboten. Damit werden die kritischen aber möglicherweise noch rea-lisierungsfähigen Projekte der vergangenen Jahre abgedeckt sowie die Neu-Projekte inkludiert, die\r\n5 Vgl. z.B. BWE (2020): Positionspapier: COVID-19-Krise und deren Auswirkungen auf die Windenergiebranche – LINK; BWE (2022): Stellungnahme zum Regierungsentwurf eines Gesetzes zur Änderung des EEG und weiterer energierechtlicher Vor-schriften – LINK; BWE (2022): Stellungnahme zum Referentenentwurf des BMWK zum sog. Osterpaket – LINK; BWE (2023): Forderungskatalog: Aktuelle Positionen für den Windgipfel – LINK; zuletzt: BWE (2023): Stellungnahme zum Referentenent-wurf des BMWK zum sog. PV-Paket I – LINK.\r\n6 Wie zuvor und BWE (2022): Positionspapier Verzögerungen und Preissteigerungen durch die Covid-19-Pandemie (höhere Gewalt) bei bereits bezuschlagten Windenergie-Projekten auffangen und den Ausbau sichern! – LINK; BWE (2022): Stellung-nahme zum RegE Erneuerbaren-Energien-Gesetz u.a. – LINK.\r\n12 von 25\r\nzeitnah – und damit vor Inkrafttreten des Gesetzes zum 01.01.2024 – an den Ausschreibungen teil-nehmen werden. Eine solche rückwirkende Regelung kann einzelnen Projekten bereist dabei helfen, die Umsetzung dieser Zuschläge zu sichern. Wichtig ist allerdings, dass dies nur auf Antrag geschieht, damit die Zuschläge von Projekten, die sich aufgrund gestiegener Kosten nicht mehr realisieren lassen, nicht erst 1 Jahr später verfallen.\r\nHierzu müsste eine neue Übergangsregelung in § 100 EEG geschaffen werden, wonach sich die Reali-sierungs- und Pönalfristen für vor dem 01.01.2024 erteilte Zuschläge auf Antrag um 12 Monate ver-längern. In § 100 EEG 2023 könnte in Anlehnung an § 100 Abs. 15 EEG 2021 folgende Übergangsrege-lung aufgenommen werden\r\nKonkret:\r\n„Für Windenergieanlagen an Land, die vor dem 01.01.2024 einen Zuschlag erhalten haben, verlängert die Bundesnetzagentur auf Antrag einmalig die Frist, nach der der Zuschlag er-lischt, um zwölf Monate. Die Frist wird verlängert, wenn der Zuschlag zum Zeitpunkt der An-tragstellung nicht bereits erloschen ist. § 55 Abs. 5a dieses Gesetzes ist entsprechend anzu-wenden.“\r\nDass ein Projekt nach Teilnahme an der Ausschreibung nicht umgesetzt werden kann, bleibt trotzdem denkbar, etwa bei erfolgreicher Klage gegen die Genehmigung. Mindestens sollte daher die Gültigkeit des Zuschlags an die Gültigkeit der bundesimmissionsschutzrechtlichen Genehmigung gebunden werden. Sofern diese verfällt (in der Regel sind die Windenergieanlagen nach der Genehmigung inner-halb von zwei Jahren zu errichten, bevor die Genehmigung verfällt), sollte eine Mitteilung an die Bun-desnetzagentur (BNetzA) ausreichend sein, dass keine immissionsschutzrechtliche Genehmigung mehr vorliegt und der Zuschlag zurückgegeben wird. Das befreit die Fläche und ermöglicht gegebenenfalls eine neue Projektierung. Davon unbenommen bleibt die Möglichkeit der Antragsstellenden, die Geneh-migung zu verlängern und den Zuschlag zu behalten.\r\n13 von 25\r\n1.6 Zu Nummer 37 Buchstabe c (§ 52 Abs. 3 EEG): Strafzahlungen bei techni-schem Defekt\r\nDie Anpassung in § 52 Absatz 3 EEG 2023 schafft Rechtssicherheit für Betreiber und ist daher zu begrü-ßen. Mit der vom Gesetzgeber intendierten Klarstellung können Strafzahlungen vermieden werden, die bei Betreibern zu einer unbilligen Härte führen würden, ohne dies von einem konkreten Verschulden abhängig zu machen.\r\nIm Kabinettsentwurf wurde ergänzt, dass die Regelung erst bei einem Defekt greift, der nach dem 31.12.2023 auftritt. Die Regelung sollte aber auch Fälle von der Sanktion ausnehmen, die seit dem 01.01.2021 auftraten. Hierzu könnte eine entsprechende Übergangsregelung in § 100 EEG aufgenom-men werden, um rückwirkend ebensolche Fälle aufzugreifen, die von der gesetzgeberisch nicht beab-sichtigten Sanktionswirkung im Falle eines technischen Defekts betroffen waren.\r\nDie Darlegungs- und Beweislast auf die Betreiber zu verlagern, sehen wir zudem negativ. Mitunter kön-nen Betreiber*innen je nach Art des Defekts nicht unmittelbar Kenntnis hiervon erlangen. Für die Fälle einer fehlenden Fernsteuerbarkeit zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme ist die bisherige Regelung wei-terhin nicht ausreichend. Nach Ansicht des BWE wäre es daher besser, auf ein Wissen bzw. Wissen-müssen abzustellen:\r\n„Bei einem nach dem Ablauf des 31. Dezember 2023 auftretenden Pflichtverstoß nach Absatz 1 Nummer 1, Nummer 3, Nummer 4 oder Nummer 8, der aufgrund des Defekts einer technischen Einrichtung eintritt, entfällt die zu leistende Zahlung für den Kalendermonat, in dem der Pflicht-verstoß eintritt, und für den darauffolgenden Kalendermonat tritt die Zahlungspflicht ab dem zweiten Monat ein, nachdem der Anlagenbetreiber vom Defekt Kenntnis erlangt hat. Der Kenntnis steht die grob fahrlässige Unkenntnis gleich; für das Vorliegen eines Defektes trägt der Anlagenbetreiber die Darlegungs- und Beweislast.“\r\n1.7 Zu Nummer 40 (§ 55 Abs. 1 EEG): Pönalefristen\r\nSiehe 7 Zu Nummer 21 § 36e Abs. 1 EEG.\r\n14 von 25\r\n2 Weitere BWE-Vorschläge zur Anpassung des EEG7\r\n2.1 § 6 EEG: Erstattung der kommunalen Beteiligung\r\nDie kommunale Beteiligung (§ 6 EEG) ist neben der direkten finanziellen Beteiligung von Bürger*innen vor Ort zentral für die Akzeptanz der Erneuerbaren und um den Ausbau zu beschleunigen. Daher begrü-ßen wir die Einführung von § 6 und dessen Ausweitung auf PV-Freiflächenanlagen.\r\nMit der Klarstellung im EEG 2023, dass nur die Beteiligung an geförderten Strommengen (statt geför-derten Anlagen) erstattungsfähig ist, wurde jedoch große Unsicherheit ausgelöst. Denn das bedeutet, dass bei negativen Preisen, bei Strompreisen über dem anzulegenden Wert sowie beim Wechsel in die sonstige Direktvermarktung die Zahlung an die Kommunen nicht erstattet werden kann. Wegen dieser hohen Unsicherheiten, insbesondere auch vor dem Hintergrund der Deckelung der erzielbaren Erträge durch die Erlösabschöpfung und mögliche Contracts for Difference (CfD), führt diese Regelung bereits heute zur Zurückhaltung beim Abschluss von Verträgen mit den Kommunen. Grundsätzlich ist es nicht nachvollziehbar, weshalb eine Erstattung der kommunalen Beteiligung von ungeförderten Anlagen, die sich ausschließlich über den Markt finanzieren und damit höheren Risiken ausgesetzt sind, nicht zuge-standen wird.\r\nDaher plädieren wir dafür, die kommunale Beteiligung grundsätzlich zu erstatten – unabhängig vom Förderstatus der Anlage bzw. der Strommenge. Zumindest jedoch sollte die Erstattungsfähigkeit auf geförderte Anlagen statt auf geförderte Strommengen abgestellt werden, um eine risikofreie Beteili-gung der Kommunen zu ermöglichen.\r\n2.2 Neuer § 6a EEG: Teilhabe der Bürger*innen vor Ort\r\nDie Windenergie an Land nimmt bei der Erreichung der nationalen Energie- und Klimaziele eine tra-gende Rolle ein. Dadurch steht die Branche vor der großen Herausforderung, bis 2030 115 GW Wind-Leistung in Deutschland zu installieren. Dieser Ausbau gelingt nur mit einem starken gesellschaftlichen Rückhalt sowie Teilhabe von Bürger*innen an den konkreten Projekten vor Ort.\r\nDer BWE ist bestrebt, dass der Ausbau der Windenergie weiter durch eine breite gesellschaftliche Be-teiligung und Teilhabe getragen wird. Im Umfeld von Windenergievorhaben in Kommunen sind Mög-lichkeiten echter Teilhabe, Spürbarkeit von regionaler Wertschöpfung und praktischem Nutzen für die Bürger*innen durch Windenergie die konkreten Handlungsfelder. Bürger*innen sowie Kommunen vor Ort müssen von Anfang an in die Planungen einbezogen und an Windenergieanlagen auch ökonomisch maßgeblich beteiligt werden.\r\nMit der Einführung des § 6 EEG 2021 wurde eine Möglichkeit geschaffen, die Kommunen, auf deren Gemeindegebiet Windenergieanlagen geplant sind (oder nach Aktualisierung EEG 2023 auch für beste-hende Windenergieanagen), an den Einnahmen dieser Anlagen zu beteiligen und somit die Akzeptanz für den Zubau von Windenergieanlagen an Land zu erhöhen. Nach § 6 Abs. 1 S. 1 EEG aktuelle Fassung sollen Anlagenbetreiber*innen Gemeinden, die von der Errichtung ihrer Anlage betroffen sind, finanziell\r\n7 Dies entspricht nur einer Auswahl. Weitere Vorschläge finden sich in der BWE-Stellungnahme zum RefE PV-Paket I, ab S. 14 – LINK.\r\n15 von 25\r\nbeteiligen. Flankierend regelt § 6 Abs. 4 S. 3 EEG, dass Vereinbarungen über solche „nicht als Vorteil im Sinn der §§ 331 bis 334 des Strafgesetzbuchs“ gelten.\r\nInsgesamt regelt § 6 EEG aber ausschließlich direkte finanzielle Zuwendungen an die Gemeinden/Land-kreise. Die ausdrücklich nicht vorgesehene Zweckbindung der Zahlung entsprechend § 6 EEG verhindert häufig, die Vorteile der Energiewende vor Ort durch konkrete Maßnahmen auch sichtbar zu machen.\r\nEs fehlt ein Instrument, nicht nur den Gemeinden, sondern auch deren Anwohner*innen konkrete Teilhabemöglichkeiten anbieten zu können, ohne dabei in einem rechtlichen Graubereich zu agie-ren. Auch solche Maßnahme, die über direkte Zahlungen an die Gemeinde hinausgehen, sollten in ei-nem begrenzten Rahmen daher möglich und von der Sanktionierung durch die §§ 331 bis 334 StGB ausgenommen sein.\r\nKonkret: Es wird folgender § 6a EEG neu eingeführt:\r\n§ 6a Weitere Maßnahmen zur Steigerung der regionalen Teilhabe\r\n(1) Betreiber von Windenergieanlagen dürfen in Gemeinden oder Landkreisen, die von der Er-richtung ihrer Anlage gemäß § 6 Abs. 2 Satz 2 oder Satz 3 betroffen sind, Teilhabemaßnahmen gemäß Absatz 4 ohne Gegenleistung anbieten oder sich an solchen beteiligen, wenn die Anlage eine installierte Leistung von mehr als 1.000 Kilowatt hat.\r\n(2) Betreiber von Freiflächenanlagen dürfen in Gemeinden oder Landkreisen, die von der Errich-tung ihrer Anlage gemäß § 6 Abs. 3 Satz 2 oder Satz 3 betroffen sind, Teilhabemaßnahmen ge-mäß Absatz 4 ohne Gegenleistung anbieten oder sich an solchen beteiligen.\r\n(3) Vereinbarungen über Teilhabemaßnahmen nach diesem Paragrafen bedürfen der Schriftform und dürfen für Windenergieanlagen bereits zu dem in § 6 Absatz 4 Nr. 1 und für Freiflächenan-lagen zu dem in § 6 Absatz 4 Nr. 2 festgelegten Zeitpunkt geschlossen werden. Die Vereinbarun-gen gelten nicht als Vorteil im Sinn der§§ 331 bis 334 des Strafgesetzbuchs. Satz 2 ist auch für Angebote zum Abschluss einer solchen Vereinbarung und für die darauf beruhenden Zuwendun-gen anzuwenden.\r\n(4) Teilhabemaßnahmen nach diesem Paragrafen sind Maßnahmen, die der Förderung der er-neuerbaren Energien, dem Klimaschutz oder der Daseinsvorsorge dienen und deren Zweck eine regionale Teilhabe an den Erträgen der Windenergieanlagen ist. Sie dürfen sich mindestens auf das Gebiet einer betroffenen Gemeinde und maximal auf die Gebiete aller betroffenen Gemein-den und Landkreise beziehen. Teilhabemaßnahmen sind insbesondere\r\n1. vergünstigte gesellschaftsrechtliche Bürger- und Gemeindebeteiligungen,\r\n2. attraktive finanzielle Beteiligungsmodelle (z.B. Bürgersparbrief in Kooperation mit ei-ner regionalen Bank und mit erhöhten Zinskonditionen),\r\n3. die Mitfinanzierung kommunaler Einrichtungen, wie u.a. Kindertagesstätten und Frei-zeiteinrichtungen,\r\n4. Bürgerstrommodelle (insbesondere vergünstigte Stromtarife, Zuzahlungen auf Strom-rechnungen, direkter vergünstigter Stromeinkauf),\r\n5. Förderung einer nachhaltigen Verkehrsinfrastruktur (z.B. Ladesäulen für E-Mobilität),\r\n16 von 25\r\n6. privilegierte Kooperationen mit regionalen Unternehmen (z.B. ebenfalls vergünstigter Stromeinkauf),\r\n7. Spenden oder Sponsoringzahlungen an Vereine oder (Bürger-) Stiftungen und\r\n8. Vergabe von Stipendien im Rahmen der Kulturförderung.\r\nTeilhabemaßnahmen dürfen nicht aus direkten finanziellen Zuwendungen ohne Gegenleistung an die Gemeinden oder Landkreise bestehen, sondern unterliegen einer Zweckbindung gemäß Satz 1. Der Zweck der Teilhabemaßnahme ist in der schriftlichen Vereinbarung nach Absatz 3 festzuhalten. Teilhabemaßnahmen dürfen nicht einzelne Personen oder Personenmehrheiten persönlich begünstigen, es sei denn, dies ist durch den Zweck der Maßnahme zwingend vorge-geben.\r\n(5) Teilhabemaßnahmen sind von den [Gemeinden oder Landkreisen] in geeigneter Weise, z.B. im [Amtsblatt], zu veröffentlichen.\r\nDer neue § 6a EEG sollte entsprechend der Erweiterung des § 6 EEG auch für Bestandsanlagen gelten. Die sollte in einer entsprechenden Übergangsvorschrift geregelt werden.\r\nVorteil dieser Maßnahme ist neben der direkten Teilhabe der Bürger*innen und der damit einher-gehenden Akzeptanzförderung auch, dass diese kurzfristig umsetzbar ist. Es werden keine weiteren Gelder oder neuen Strukturen benötigt und sie wirkt umgehend und dient der Beschleunigung des Windenergieausbaus an Land. Aktuell braucht es mehr denn je schnell greifende Maßnahmen.\r\nDer BWE-Regelungsvorschlag betrifft ebenso Freiflächenanlagen, da für diese eine Erweiterung ebenso sinnvoll ist.\r\n17 von 25\r\n2.3 § 36e EEG: Umsetzungsfrist\r\n2.3.1 Mehrfache Verlängerung aufgrund von Rechtsbehelfen Dritter gegen die Genehmigung; maximale Verlängerung von 18 Monaten\r\nNach § 36e Absatz 2 Satz 2 soll die Verlängerung höchstens für die Dauer der Gültigkeit der Genehmi-gung ausgesprochen werden, „wobei der Verlängerungszeitraum unbeschadet einer Verlängerung nach Absatz 3 eine Dauer von insgesamt 18 Monaten nicht überschreiten darf.“\r\nDie Höchstfrist der Verlängerung von 18 Monaten ist offensichtlich unzureichend. Der Zeitraum von 18 Monaten reicht nicht einmal aus, um ein Gerichtsverfahren in zwei Instanzen (Verwaltungsgericht und Oberverwaltungsgericht) unter optimalen Bedingungen und ohne Beweiserhebung durchzuführen. In einigen Bundesländern reicht der Zeitraum von 18 Monaten nicht einmal aus, um das erstinstanzliche Verfahren am Verwaltungsgericht durchzuführen. Auch wenn über das Investitions-beschleunigungsge-setz die erstinstanzliche Zuständigkeit des Oberverwaltungsgerichts eingeführt wurde,8 ist damit zu rechnen, dass das erstinstanzliche Verfahren innerhalb des Zeitraums von 18 Monaten nur in Ausnah-mefällen abgeschlossen sein wird. Wenn eine Höchstfrist vorgesehen wird, muss diese deutlich großzü-giger ausfallen und mindestens fünf Jahre betragen.\r\nDer BWE schlägt daher folgende Ergänzungen des EEG vor:\r\n• Aufnahme einer Verlängerungsbefugnis und -pflicht der BNetzA in § 36e, wenn eine Änderung/ Neuerteilung gem. § 36f Absatz 2 EEG erfolgt ist. Häufig ist gerade die Befristung des Zuschlags angesichts der behördlichen Verfahrensdauern ein Problem für solche Änderungen.\r\n• Damit hier nicht eingewandt werden kann, dass dann jede noch so kleine Änderung zur Verlängerung von Zuschlägen führen kann, könnte man aber auch eine gewisse Erheblichkeit der Änderungen dadurch einfordern, dass diese mindestens nach § 16 BImSchG beschieden worden sein müssen (also keine bloße Änderungsanzeige). Wortlaut:\r\n„(4) Auf Antrag, den der Bieter vor Ablauf der Frist nach Absatz 1 gestellt hat, verlängert die Bundesnetzagentur die Frist, nach der der Zuschlag erlischt, wenn eine Änderung oder Neuertei-lung gem. § 36f Absatz 2 S. 1 erfolgt ist. Dies gilt nicht, wenn und soweit ausschließlich eine Änderungsanzeige gem. § 15 BImSchG vorliegt.“\r\nDie Verlängerungsregelungen in § 36e Absatz 2 enthält außerdem unsinnige Begrenzungen (max. 18 Monate). Dies sollte wie folgt geändert werden:\r\nDer § 36e Absatz 2 Satz 2 wird wie folgt gefasst:\r\n„Die Verlängerung soll für die Dauer der Gültigkeit der Genehmigung einschließlich etwaiger Ver-längerungen ausgesprochen werden.“\r\n8 § 48 Absatz 1 Nummer 3a VwGO.\r\n18 von 25\r\n2.3.2 Verlängerung aufgrund von Herstellerinsolvenz\r\nIn der Novelle des EEG 2021 wurde erkannt, dass es über Rechtsbehelfe Dritter hinaus weitere Um-stände geben kann, die eine Fristverlängerung erforderlich machen.\r\nHierzu gehört unter anderem die Insolvenz von Windenergieanlagen-Herstellern.\r\n§ 36e Absatz 3 EEG 2021 lautet daher aktuell:\r\n„Auf Antrag, den der Bieter vor Ablauf der Frist nach Absatz 1 gestellt hat, verlängert die Bundesnetza-gentur die Frist, nach der der Zuschlag erlischt, wenn über das Vermögen des Herstellers des Generators oder eines sonstigen wesentlichen Bestandteils der Windenergieanlagen das Insolvenzverfahren eröffnet worden ist. Die Verlängerung soll höchstens für die Dauer der Gültigkeit der Genehmigung ausgespro-chen werden, wobei der Verlängerungszeitraum unbeschadet einer Verlängerung nach Absatz 2 eine Dauer von insgesamt 18 Monaten nicht überschreiten darf.“\r\nWir halten aber auch hier die Beschränkung auf 18 Monate nicht für interessengerecht. Gerade vor dem Hintergrund, dass bei einer Herstellerinsolvenz zumeist eine Neugenehmigung erfolgt und daher häufig – auch aufgrund der fortgeschrittenen Zeit – z.B. neue artenschutzrechtliche Begutachtung erfolgen müssen, sind 18 Monate deutlich zu knapp. Wir regen daher an, die Beschränkung auf 18 Monate auf-zuheben oder zumindest auf 24 Monate anzuheben.\r\nIn bestimmten Konstellationen ist alternativ zur Fristverlängerung jedoch eine Rückgabe des Zuschlages unumgänglich, da sich im Einzelfall durch die Umgenehmigung des Projektes so hohe Kosten ergeben können, dass der „alte“ Zuschlag nicht mehr ausreichend ist.\r\nInsbesondere vor dem Hintergrund, dass durch § 36e EEG 2021 Zuschläge auch bei Neugenehmigung bestehen bleiben, muss dem betroffenen Planer im Fall einer Insolvenz des Anlagenherstellers die Mög-lichkeit eingeräumt werden, den Zuschlag zurückzugeben. Andernfalls bliebe ihm nur die Möglichkeit, den Zuschlag durch Zeitablauf verfallen zu lassen und entsprechend die Pönale zu zahlen und dann in das Umgenehmigungsverfahren zu starten. Es ist nicht interessengerecht, ihm diese Nachteile aufzu-bürden, obwohl er unverschuldet in diese Situation gekommen ist.\r\nDem Bieter sollte daher alternativ zur Verlängerung der Umsetzungsfrist eine Entwertungsoption bei Herstellerinsolvenz zur Verfügung stehen:\r\nOption 1: Fristverlängerung nach Erhalt des Zuschlags.\r\nOption 2: Zuschlag wird auf Antrag entwertet, ohne dass die Sicherheitsleistung einbehalten wird. An-schließend kann das Projekt erneut an einer Ausschreibung teilnehmen.\r\n2.3.3 § 85 EEG: Flexible Regelung erforderlich\r\nLieferverzögerungen bedingt durch die Covid-19-Pandemie und den Angriffskrieg Russlands in der Uk-raine gefährden nach wie vor die Einhaltung der Realisierungsfristen.\r\n19 von 25\r\nDiese Verzögerungen haben die Windbranche zusätzlich zu den bereits vorhandenen Verzögerungen in Genehmigungsverfahren und durch Klagen belastet.9 Es bestand das Risiko, dass Zuschläge aufgrund der 30-Monats-Frist des § 36e Absatz 1 EEG 2017 verfallen.\r\nZunächst hatte hier die Bundesnetzagentur Fristverlängerungen beschlossen.10 Anschließend und ge-rade noch rechtzeitig verlängerte der Gesetzgeber die Frist pauschal um 6 Monate.11\r\nWir halten es nicht für zielführend, dass der Gesetzgeber jedes Mal eingreifen muss, wenn unvor-hergesehene Ereignisse, die Verlängerung der Realisierungsfrist erforderlich machen.\r\nEs ist aktuell damit zu rechnen, dass eine – hoffentlich – zunehmende Nachfrage nach Windenergiean-lagen für einen nicht unerheblichen Zeitraum dazu führen wird, dass Windenergieanlagen „knapp“ wer-den und sich damit auch die Lieferzeiten signifikant verlängern werden. Darüber hinaus sind einige Her-steller sehr stark von Zulieferkomponenten abhängig. Rohstoffmangel und mangelnde Transportkapa-zitäten können die Lieferzeiten zusätzlich verlängern. Wiederholt berichten Mitglieder, dass es weiter-hin Probleme wegen der langen Lieferzeiten von Umspannwerken, Anlagen und Anlagenkomponenten etc. gibt, die perspektivisch nur dadurch kompensiert werden könnten, dass entsprechende Komponen-ten vor einem Zuschlag bestellt werden und die Finanzierung noch nicht zur Verfügung steht. Dies ist aber keine auf Dauer machbare Option. Daher müsste es die Möglichkeit geben, aufgrund von Projekt-verzögerungen, die marktbedingt sind (Lieferzeiten, Transportverzögerungen etc.), eine flexible und in-dividuelle Verlängerung zu erreichen.\r\nDie vergangenen Ereignisse und der eben erläutere Ausblick zeigen, dass es zwingend erforderlich ist, flexible Fristverlängerungsmöglichkeiten im Gesetz zu verankern. Damit wäre nicht bei jedem unvorher-gesehenen Ereignis eine Gesetzesänderung erforderlich, um ein Scheitern der Windenergieprojekte zu verhindern, die zwingend benötigt werden, um die Klimaschutzziele zu erreichen.\r\nFür die Zukunft ist daher eine ausdrückliche Ermächtigung der BNetzA im EEG umzusetzen. Es kann hier nur eine offene Regelung geben, welche ein flexibles Reagieren auf Krisen oder bestimmte Er-eignisse zulässt.\r\nWir schlagen daher weiterhin eine gemeinsame Regelung zur Fristverlängerung aufgrund von Rechtsbehelfen, Herstellerinsolvenzen und weiteren unvorhergesehenen Ereignissen vor.\r\n2.3.3.1 Ergänzung des § 85 EEG um einen neuen Absatz 2a\r\nVorgeschlagen wird, grundsätzlich die Kompetenzen der BNetzA auf eine Festlegung der Fristverlänge-rung für Sonderfälle zu erweitern. Auch zukünftig kann es zu Ereignissen kommen, die eine Fristverlän-gerung erfordern, die zurzeit noch nicht absehbar sind. In diesen Fällen sollte nicht jedes Mal eine Ge-setzesänderung erforderlich sein. Wenn es eine allgemeine Verlängerungsmöglichkeit gibt, sind die spe-zifischen Verlängerungsvorschriften nicht mehr erforderlich. Um alle Fristverlängerungs-möglichkeiten dafür übersichtlich in eine Regelung zusammenzufügen, schlagen wir folgenden neuen § 85 Absatz 2a vor:\r\n9 Vgl. BWE (2019): Aktionsplan für mehr Genehmigungen von Windenergieanlagen an Land – LINK.\r\n10 Pressemitteilung der BNetzA vom 23.03.2020.\r\n11 Sog. Kleine EEG-Novelle (2020): Bundestags-Drucksache 19/19208 – LINK.\r\n20 von 25\r\n„Die Bundesnetzagentur kann auf Antrag im Einzelfall die Fristen nach § 36e (Absatz 1), § 37d Absatz 2 Nummer 2, § 39d (Absatz 1), § 39f Absatz 2, § 54 Absatz 1 sowie § 55 Absatz 1 bis 5 verlängern. Die Verlängerung erfolgt für alle Fristen, die für eine Anlage oder eine Gruppe von Anlagen gelten, einheitlich. Die Verlängerung erfolgt insbesondere dann, wenn die Einhaltung der Fristen durch den Eintritt von Ereignissen oder Umständen höherer Gewalt erschwert wird. Auf Antrag verlängert die Bundesnetzagentur die Frist nach § 36e, insbesondere wenn nach der Abgabe des Gebots ein Rechtsbehelf Dritter gegen die im bezuschlagten Gebot angegebene Ge-nehmigung der Anlage eingelegt worden ist. Eine Verlängerung ist auch mehrfach zulässig, ins-besondere bei Fortdauern der Ereignisse oder Umstände höherer Gewalt oder nach einer Ver-längerung der Geltungsdauer der im bezuschlagten Gebot angegebenen Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz. Die Bundesnetzagentur kann in den Fällen des Satzes 3 und 4 auf Antrag des Bieters abweichend von § 36f Absatz 1 oder § 39e Absatz 1 den Zuschlag einer anderen bereits genehmigten Anlage zuordnen und die Sicherheit ergänzend übertragen.12 Die Bundesnetzagentur verkürzt auf Antrag des Bieters von Amtswegen verlängerte Fristen wie-der. Diese Befugnisse der Bundesnetzagentur gelten entsprechend für Ausschreibungen nach den Rechtsverordnungen nach § 88c oder § 88d.“13\r\nIn der Gesetzesbegründung sollte klargestellt werden, dass eine bestimmte Gruppe von Anlagen auch eine Anlagengruppe sein kann, die an einzelnen oder mehreren Ausschreibungsrunden erfolgreich teil-genommen hat. Ebenso sollte in der Gesetzesbegründung aufgenommen werden, dass Ereignisse oder höhere Gewalt im Sinne der Vorschrift, insbesondere die Eröffnung eines Insolvenzverfahrens über das Vermögen eines Herstellers von Windenergieanlagen oder eine Pandemie sind.\r\nEine Fristverlängerung hilft bei Rechtsbehelfen Dritter nur dann, wenn der Rechtsbehelf erfolglos bleibt. Daher wäre für erfolgreiche Rechtsbehelfe Dritter eine Übertragungsmöglichkeit der Zuschläge sinnvoll, so wie sie im oben ausgeführten Vorschlag enthalten ist.\r\nIn dem Vorschlag ist auch die Befugnis der BNetzA enthalten, die Pönalefrist nach § 55 EEG entspre-chend anzupassen.\r\n2.3.3.2 Vergütungsbeginn anpassen\r\nFerner ist für die Wirtschaftlichkeit eines Projektes mit verlängerter Realisierungsfrist problematisch, dass die Vergütungsdauer von 20 Jahren nach Ablauf von 30 Monaten nach Bekanntgabe des Zuschlags an den Bieter beginnt, unabhängig von einer möglichen Verlängerung der Realisierungsfrist (nach § 85 Absatz 2a EEG neu), siehe § 36i EEG. Es könnte daher dazu kommen, dass ein Projekt noch nicht reali-siert ist, noch kein Strom eingespeist wird und die Vergütungsdauer trotzdem bereits beginnt und sich dadurch praktisch verkürzt. Eine Fristverlängerung darf daher keine Verkürzung des Förderzeitraums nach sich ziehen. Andernfalls würde eine Teilentwertung des Zuschlags stattfinden und der Bieter würde für die von ihm nicht zu verantwortende Fristverlängerung bestraft.\r\n12 Eine Fristverlängerung hilft bei Rechtsbehelfen Dritter nur dann, wenn der Rechtsbehelf erfolglos bleibt. Insbesondere für erfolgreiche Rechtsbehelfe Dritter wäre eine Übertragungsmöglichkeit sinnvoll.\r\n13 Hier sind auch Verlängerungsmöglichkeiten für Solaranlagen und Biomasseanlagen einbezogen, da auch diese in der Co-vid-19-Krise unter den Lieferengpässen und Installationsverzögerungen leiden.\r\n21 von 25\r\nDa die Vorhabenträger aber mit der gesetzlichen Vergütungsdauer die Wirtschaftlichkeitsberechnungen vorgenommen und darauf ihr Projekt ausgerichtet haben, sind diese wirtschaftlichen Einbußen projekt-gefährdend.\r\n§ 36i EEG sollten daher gestrichen werden.\r\n2.4 § 46 EEG: Anpassung der Vergütung von Bürgerenergiegesellschaft und Pilotwindenergieanlagen\r\n§ 36b EEG bestimmt den Höchstwert, der in Ausschreibungen für Wind an Land maximal erzielt werden kann. In § 85a EEG wird die BNetzA ermächtigt, den Höchstwert unter bestimmten Voraussetzungen anzupassen, sowohl nach oben als auch nach unten. Der Deutsche Bundestag hat zum Ende des letzten Jahres die Möglichkeit der BNetzA zur Anpassung der Höchstwerte für Wind an Land erweitert und die Erhöhung um bis zu 25 Prozent ermöglicht.14 Davon hat die BNetzA vor Jahresablauf Gebrauch gemacht und den Höchstwert für die kommenden 12 Monate von 5,88 Ct/kWh auf 7,35 Ct/kWh angehoben.\r\nDie erfolgte Anpassung des Höchstwertes durch die BNetzA gilt jedoch nicht für Bürgerenergiegesell-schaften oder Pilotwindenergieanlagen, da deren Vergütung nicht über die Ausschreibung ermittelt wird, vgl. § 22 Abs. 2 Nr. 2 und 3 EEG. Da es im EEG 2023 keine neuen Sonderregelungen zur Vergütung für Bürgerenergiegesellschaften oder Pilotwindenergieanlagen gibt, gilt der unverändert gebliebene § 46 Abs. 1 EEG. Demnach wird der anzulegende Wert nach § 36h Abs. 1 EEG bestimmt, wobei als Zu-schlagswert der Durchschnitt der Gebotswerte des jeweils höchsten noch bezuschlagten Gebots der Gebotstermine für Windenergie an Land im Vorvorjahr anzusetzen ist. Für dieses Jahr ergibt sich so ein Wert von 5,97 Ct/kWh (Durchschnitt der Höchstwerte des Vorvorjahres 2021).\r\nDieser Wert liegt weit unter dem Wert für Anlagen, welche 2023 in die Ausschreibung gehen. Somit entsteht für Bürgerenergiegesellschaften und Pilotwindenergieanlagen ein Nachteil und es ist rentabler an der Ausschreibung teilzunehmen. Bürgerenergiegesellschaften und Pilotwindenergieanlagen sollten aber gerade von der Ausschreibungspflicht ausgenommen werden und sind von den Kostensteigerun-gen ebenso betroffen, welche die BNetzA zum Anlass genommen hat, den Höchstwert 2023 auf 7,35 Ct/kWh zu erhöhen.\r\nInsgesamt werden die Bürgerenergiegesellschaften und Pilotwindenergieanlagen nach der aktuellen Regelung erst mit großer Verzögerung von der Anpassung des Höchstwerts in den Ausschreibungen durch die BNetzA profitieren können. Aktuell bliebe ihnen dafür lediglich die Teilnahme an den Aus-schreibungen. Dies widerspricht jedoch dem ursprünglichen Gesetzeszweck. Deshalb regt der BWE eine zeitnahe Anpassung der Vergütung des Vorvorjahres in gleicher Höhe wie die Anpassung des Höchst-wertes 2023 um 25 Prozent für Bürgerenergiegesellschaften und Pilotwindenergieanlagen an. Die An-passungen durch die BNetzA für den Ausschreibungshöchstwert sollten automatisch auch für Strom aus Windenergieanlagen an Land gelten, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt wird, § 46 Abs. 1 EEG. Daraus ergibt sich folgende Berechnung für die Bürgerenergiegesellschaften und Pilotwindener-gieanlagen des Jahres 2023:\r\nDurchschnitt höchster noch beaufschlagter Gebotswert 2021 = 5,97 Ct/kWh\r\n14 Im Rahmen der Einführung des Gesetzes zur Einführung einer Strompreisbremse (StromPBG) – „Gesetz zur Einführung einer Strompreisbremse und zur Änderung weiterer energierechtlicher Bestimmungen“\r\n22 von 25\r\nProzentuale Erhöhung = 0,25\r\nNeuer Höchstwert = 5,97 Ct/kWh x 1,25 = 7,46 Ct/kWh\r\nDer neue Höchstwert des Vorvorjahres sollte somit bei 7,46 Ct/kWh liegen.\r\nDer BWE schlägt folgende Ergänzung des § 46 Abs. 1 EEG vor:\r\nFür Strom aus Windenergieanlagen an Land, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt wird, berechnet der Netzbetreiber den anzulegenden Wert nach § 36h Absatz 1; dabei ist der Zu-schlagswert durch den Durchschnitt aus den Gebotswerten des jeweils höchsten noch bezu-schlagten Gebots der Gebotstermine für Windenergieanlagen an Land im Vorvorjahr zu ersetzen. § 36h Absatz 2 bis 4 ist entsprechend anzuwenden. Eine Erhöhung des Höchstwertes durch Festlegung der Bundesnetzagentur nach § 85a Absatz 1 S. 1 findet entsprechende Anwen-dung auf Strom nach Satz 1.\r\nZusätzlich muss durch eine Übergangsvorschrift sichergestellt werden, dass diese Erhöhung bereits für die im Dezember 2022 erfolgte Anpassung durch die BNetzA greift.\r\n2.5 § 100 Abs. 17 EEG: Rückgabe von Zuschlägen\r\nAus Sicht des BWE bedarf es der Möglichkeit der Rückgabe des Zuschlags, wenn ein Projekt mit den durch die Auswirkungen der COVID-19-Pandemie und der durch den Angriffskrieg Russlands auf die Uk-raine hervorgerufenen Materialpreissteigerungen nicht wirtschaftlich umsetzbar ist. In diesen Fällen sollte es für die Projektierungsunternehmen möglich sein, den Zuschlag ohne Zahlung einer Pönale zu-rückzugeben und erneut in die Ausschreibung zu gehen. Hier können auf den aktuellen Höchstwert Ge-bote eingereicht werden. Ein Zuschlag ist damit im wettbewerblichen Verfahren der Ausschreibungen zu erlangen. Wichtig ist dabei, dass die bezuschlagten Projekte, die ihren Zuschlag so zurückgeben, im Marktstammdatenregister wie neu genehmigte Projekte geführt werden. Andernfalls könnte die BNetzA aufgrund anderer Datenlage zum Einsatz der endogenen Mengensteuerung verleitet werden und die Ausschreibungsmenge verknappen. Projektierungsunternehmen würden von der Rückgabe des Zuschlags nicht leichtfertig Gebrauch machen. Schließlich sind auf dem bestehenden Zuschlag bereits vertragliche Verpflichtungen eingegangen worden, die bedient werden müssen. Exemplarisch sei hier auf die Kaufverträge für Windenergieanlagen und die Finanzierungsvereinbarungen hingewiesen. Der BWE rechnet damit, dass zahlreiche Projekte aufgrund fehlender Betriebswirtschaftlichkeit nicht umgesetzt werden können. Dies wirft die Ausbauziele der Ampel temporär zurück. Projekte, deren Wirtschaftlichkeit nicht mehr gegeben ist, werden deshalb zweieinhalb Jahre auf Verfall des Zuschlags warten, bevor eine erneute Teilnahme an den Ausschreibungen in Erwägung gezogen werden kann. Dies kann nur durch die Option der Rückgabe der Zuschläge verhindert werden.\r\nZur Realisierung der Rückgabeoption sollte dem § 100 EEG folgender Absatz 17 angefügt werden:\r\n(17) Bieter dürfen Zuschläge für Windenergieanlagen an Land der Gebotstermine in den Jahren 2021 und 2022 gegenüber der Bundesnetzagentur zurückgeben, sofern die Windenergieanlagen bis zum [Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] nicht in Betrieb genommen wurde[n]. Die Rück-gabe erfolgt durch eine unbedingte, unbefristete und der Textform genügende Erklärung des Bieters, die sich dem entsprechenden Zuschlag eindeutig zuordnen lässt. Für die von der Rück-\r\n23 von 25\r\ngabe umfassten, nicht in Betrieb genommenen Windenergieanlagen können erneut Gebote ab-gegeben werden, wenn zwischen der Rückgabe und dem Gebotstermin mindestens vier Wochen liegen.\r\nNach Auffassung des BWE ist hierbei folgendes zu beachten: Anders als bei Zuschlägen ab 2023 würde keine Zuschreibung der entwerteten Zuschlagsmengen erfolgen. Das Volumen der zurückgegebenen Zuschläge wäre damit endgültig für den Ausbau verloren!\r\nDas ergibt sich aus Folgendem:\r\n1. Zurückgegebene Zuschläge werden gemäß der schon jetzt im Gesetz enthaltenen Systematik „entwertet“.15 Das gilt dann auch für die nach der Neuregelung zurückgegebenen Zuschläge aus 2021 und 2022.\r\n2. Entwertete Zuschläge für Windenergievorhaben werden dem Ausschreibungsvolumen später wieder zugeschrieben.16\r\nEine Erhöhung späterer Gebotsmengen um entwertete Zuschläge aus der Zeit vor dem 1. Januar 2023 erfolgt also nicht! Das ist aber dringend erforderlich, um die Ausschreibungsrunden nicht zu überfrachten und Neuprojekte mit den zurückgegebenen Zuschlägen zu blockieren.\r\nAus Sicht des BWE wäre es wünschenswert, wenn die Volumina aus 2021 und 2022 nicht verloren gin-gen; er schlägt dem Gesetzgeber folgende Ergänzung vor (Ergänzung des Vorschlags in dem anliegenden Gesetzesentwurf für einen neuen § 100 Abs. 17, Neues im Fettdruck):\r\n„[…] wenn zwischen der Rückgabe und dem Gebotstermin mindestens vier Wochen liegen. Für die zurückgegebenen und gemäß § 35a Absatz 1 Nummer 2 entwerteten Zuschläge gilt § 28 Absatz 5 Satz 1 und Satz 3 mit der Maßgabe, dass an die Stelle des in § 28 Absatz 5 Satz 1 genannten Datums 31. Dezember 2022 das Datum 31. Dezember 2020 tritt.“\r\nMit dem obigen Vorschlag wäre sichergestellt, dass die Ausschreibungsvolumen für die dann höheren Ausschreibungsvolumen aus Neuprojekten und zurückgegebenen Zuschlägen ausreichend groß sind. Die Ausschreibungsrunden würden automatisch um die Menge der zurückgegebenen Zuschläge erhöht.\r\n15 Vgl. § 35a Abs. 1 Nr. 2 EEG 2023\r\n16 Dies gilt erst seit Kurzem; lange hatte sich das BMWK dagegen gewehrt. Das erfolgt gemäß § 28 Abs. 5 EEG: „Das nach Absatz 4 ermittelte Ausschreibungsvolumen eines Gebotstermins erhöht sich um die Gebotsmenge der Zuschläge, die nach dem 31. Dezember 2022 erteilt und vor der Bekanntgabe des jeweiligen Gebotstermins nach § 35a entwertet wurden. Satz 1 ist entsprechend anzuwenden für entwertete Gebotsmengen von Windenergieanlagen an Land, die in den Ausschreibungen nach § 39n oder § 39o bezuschlagt worden sind. Nach Satz 1 oder 2 zu berücksichtigende Erhöhungen werden dem auf eine Entwertung folgenden noch nicht bekanntgegebenen Gebotstermin nach Absatz 1 zugerechnet.“\r\n24 von 25\r\n2.6 Energy Sharing ermöglichen\r\nNeben der direkten finanziellen Beteiligung an einer EE-Erneuerbaren Anlage, spielt auch der unmit-telbare Bezug des Stroms aus EE-Anlagen eine wichtige Rolle in der Schaffung von Akzeptanz. Energy Sharing ermöglicht es allen Bürgerinnen und Bürgern, an der Energiewende teilzuhaben und vergüns-tigten Solar- oder Windstrom aus ihrem regionalen EE-Park zu beziehen. Das schafft Partizipation und Akzeptanz und trägt zum flächendeckenden Ausbau der Erneuerbaren bei. Zudem entsteht durch den vergünstigten Bezug der gleichzeitig verbrauchten und produzierten Strommengen ein Anreiz für Fle-xibilitäten. Der Bundesverband Erneuerbare Energien (BEE) hat umfassende Vorschläge zur Umset-zung des Energy Sharing17 unterbreitet, deren Umsetzung der BWE anregt. Auf Grundlage des BEE-Modells wurde darüber hinaus ein konkreter Entwurf eines Gesetzes zur Förderung des Energy Sha-ring18 zur Umsetzung im EEG entworfen.\r\n17 BEE: Eckpunkte eines Energy Sharing Modells - LINK.\r\n18 Becker Büttner Held / Bündnis Bürgerenergie: Entwurf eines Gesetzes zur Förderung des „Energy Sharing“ - LINK.\r\n25 von 25\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner\r\nMirko Moser-Abt Ron Schumann Marco Utsch\r\nHead of European Affairs Referent Politik Justiziar\r\nTeamleiter Politik\r\nm.moser-abt@wind-energie.de r.schumann@wind-energie.de m.utsch@wind-energie.de\r\nDatum\r\n9. Oktober 2023"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001538","regulatoryProjectTitle":"BImSchG - § 31k - Verlängerung der Aussetzung von Schall- und Schattenabschaltungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/31/c9/284861/Stellungnahme-Gutachten-SG2406060030.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Von:\r\nGesendet\r\nAn:\r\nCe:\r\nBetreff:\r\nSehr geehrte Abgeordnete\r\nMontag, 4. März 2024 16:57\r\nIm Kontext der Energiepreiskrise hatte sich die Ampel im Herbst 2022 dazu entschlossen, über eine Änderung des\r\nEnergiesicherungsgesetzes (EnSiG) bzw. § 31k des Bundesimmissionsschutzaesetz (BlmSchG) über die Wintermonate\r\ndie Schall- und Schattenabschaltungen von Windenergieanlagen temporär leicht abzuschwächen. Nach einer\r\neinmaligen Verlängerung der Regelung im Sommer 2023 {Drucksache 291/ 23) endet diese zum 15. April 2024 - in\r\nknapp 6 Wochen.\r\nDer BWE hat die Anwendung der möglichen Reduktion von Schall- und Schattenabschaltungen durch Umfragen\r\nunter den Verbandsmitglieder begleitet, und durchweg positives Feedback erhalten. Die im BWE organisierten\r\nBet reiber, die von der Regelung Gebrauch gemacht haben, konnten durchschnittlich 2,38 Prozent mehr Energie\r\nproduzieren (Winter 22/23). Gleichzeitig haben betreffende Unternehmen keine einzige Beschwerde im Umfeld der\r\nWindenergieanlagen erhalten. Wir sehen als BWE deshalb davon aus, dass die Anpassung weitgehend unbemerkt\r\ngeblieben Ist. Vor der Moglichkeit auf Anpassung der Schattenabschaltungen wurde aufgrund geringer\r\nEnergiemengen und komplexer Programmierung kein Gebrauch gemacht.\r\nDer gesteigerte Stromertrag t rägt zur Einsparung von CO2-Cmissionen bei, reduziert perspektivisch den\r\nFinanzierungs- bzw. Absicherungsbedarf von Windenergie über das ECG, und scheint der Akzeptanz nicht abtraglich\r\nzu sein.\r\nDer BWC hält eine grundsät zliche Cntfristung nicht fur sinnvoll, will aber eine erneute Verlängerung der Regelung\r\num ein Jahr (bis April 2025) anregen. idealerweise würde die Verlängerung vor dem 15. April 2024 in Kraft treten,\r\num den Unt ernehmen eine erneute Umst ellung der Anlagen zu ersparen. Deshalb wäre ein Anhängen an ein\r\nlaufendes Gesetzesverfahren sinnvoll. Aber auch ein Beschluss zu späterem Zeit punkt wurde den Betreibern\r\nermogllchen, den Stromertrag durch erneute Umstellung wieder zu steigern.\r\nDiese E-Mail erhalten auch die mit der Thematik fachlich vertrauten MdBs der anderen Ampelfraktionen.\r\nFür Rückfragen stehen wir selbst verstandllch zur Verfügung.\r\nHerzliche Grüße aus dem BWCI\r\nBundesverband WlndEner11le e.V. (BWE) / German Wind Ener11V Assoclatlon\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001539","regulatoryProjectTitle":"Fristgerechte Erklärung von Beschleunigungsgebieten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e8/be/284863/Stellungnahme-Gutachten-SG2406060037.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Hintergrund\r\nDoppelte Gefahr: Scheitert das PV-Paket, scheitern die Erklärung der\r\nBeschleunigungsgebiete und die Verlängerung von § 6 WindBG\r\nForderung\r\n􀁸 Verlängerung des § 6 WindBG: Dieser droht mit seinen wesentlichen Erleichterungen zum\r\n30. Juni 2024 auszulaufen und muss auf Grundlage der auf EU-Ebene verlängerten EUNotfallverordnung\r\nnoch national umgesetzt werden.\r\n􀁸 Erklärung der Beschleunigungsgebiete fristgerecht umsetzen: Die Möglichkeit zur\r\nErklärung bereits ausgewiesener Windenergiegebiete zu Beschleunigungsgebieten, wie sie\r\ndie geänderte Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) vorsieht, muss jetzt im Rahmen\r\ndes PV-Pakets I umgesetzt werden. Anders als die weitere Umsetzung der Vorschriften der\r\nRED III nur bis zum 21. Mai 2024 möglich.\r\nNotwendigkeit der fristgerechten Umsetzung\r\n§ 6 WindBG\r\n􀁸 Aufrechterhaltung der schnelleren Genehmigungen\r\nBeschleunigungsgebiete\r\n􀁸 Vereinfachung: Doppelte Prüfungen und Planverfahren und damit weitere Verzögerungen\r\ndes EE-Ausbaus werden verhindert.\r\n􀁸 Sicherstellung der Gesamtgröße: Zudem trägt die Erklärung dazu bei, dass Deutschland\r\nam Ende auch eine erhebliche Gesamtgröße an Beschleunigungsgebieten vorweisen kann.\r\nGemäß der RED III muss das Ziel sein, eine erhebliche Gesamtgröße der\r\nBeschleunigungsgebiete sicherzustellen, die zur Verwirklichung der EU-EE-Ziele beitragen,\r\nvgl. Art. 15c Absatz 3 RED III.\r\nFolgen beim Ausbleiben der Erklärung\r\n􀁸 § 6 WindBG nicht nutzbar: § 6 WindBG droht mit seinen wesentlichen Erleichterungen\r\nzum 30. Juni 2024 auszulaufen. In jedem Fall läuft er auch nach Verlängerung 2025 aus.\r\nDas würde den kompletten Rückfall in das alte Genehmigungsregime bedeuten.\r\n􀁸 Keine weitere EE-Beschleunigung: Ansonsten besteht die Gefahr, dass die von der RED III\r\nhierfür vorgegebene kurze Umsetzungsfrist nicht eingehalten werden kann und diese\r\nwichtige Möglichkeit für weitere Beschleunigung des EE-Ausbaus ungenutzt bleibt.\r\n􀁸 Neue Ausweisung von Beschleunigungsgebieten sehr aufwändig: Die Ausweisung neuer\r\nBeschleunigungsgebiete ist komplexer und verlangt erneute lange Planungszeiten.\r\nBürokratieaufwand droht: Die regionale Planungsgruppen wären mit einem erheblichen\r\nMehraufwand konfrontiert. Die Ausweisung neuer Windenergiegebiete zur Erreichung des\r\n2 %-Flächenziels wäre damit verzögert."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001539","regulatoryProjectTitle":"Fristgerechte Erklärung von Beschleunigungsgebieten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c9/54/284865/Stellungnahme-Gutachten-SG2406060038.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nGemeinsamer Verbändebrief\r\nSolarpaket I mit Fristverzicht am 26. April im Bundesrat verabschieden\r\nDringende Bitte um Fristverzicht\r\nSehr geehrte Ministerpräsidentinnen und Ministerpräsidenten der Länder,\r\nsehr geehrte Landesministerinnen und Landesminister für Energie,\r\nsehr geehrte Bevollmächtigte der Länder beim Bund,\r\ndie Regierungsfraktionen haben sich nun auf die lange umstrittene Reform des\r\nSolarpakets I geeinigt. Damit kann und sollte das Solarpaket I in der kommenden\r\nSitzungswoche im Bundestag beschlossen werden. Eine kurzfristige\r\nVerabschiedung durch den Bundesrat wird nun möglich und sollte unbedingt\r\nangestrebt werden.\r\nWir bitten Sie darum, sich gegenüber dem Bundestag dafür einzusetzen, dass\r\ndas Solarpaket I in der kommenden Sitzungswoche ab dem 22. April im\r\nBundestag verabschiedet wird. Wir bitten Sie zudem, sicherzustellen, dass ein\r\nBeschluss in der Plenarsitzung des Bundesrates am 26. April möglich wird.\r\nEin zügiges Inkrafttreten des Solarpakets I ist von herausragender Bedeutung,\r\ninsbesondere da mit der Umwandlung von Bestandsgebieten für die\r\nWindenergie in sogenannte Beschleunigungsgebiete auch ein Teil der\r\nErneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED III) umgesetzt werden soll (§ 6a\r\nWindenergieflächenbedarfsgesetz). Die Umwandlung gehört zu den mächtigsten\r\nInstrumenten für die Beschleunigung des Ausbaus der Windenergie-an-Land in\r\ndieser Legislaturperiode.\r\nDamit die unkomplizierte Umwandlung von Bestandsgebieten in\r\nBeschleunigungsgebiete durch das Solarpaket I noch erreicht werden kann, muss\r\ndieses zwingend bis zum 21. Mai 2024 in Kraft getreten sein. Hierfür käme eine\r\nVerabschiedung im Bundesrat am 17. Mai zu spät.\r\nSollte diese harte Frist nicht erreicht werden, müsste jedes bereits ausgewiesene\r\nBestandsgebiet nach den Kriterien der RED III neu ausgewiesen werden, wenn es\r\nvon den Erleichterungen bei Beschleunigungsgebieten profitieren soll. Dies\r\nbetrifft alle bisher von den Ländern und Kommunen ausgewiesenen Flächen für\r\ndie Windenergie. Derzeit sind das mindestens 40 Prozent der Fläche, die für die\r\nWindenergie bundesweit vorgesehen ist.\r\nDer bürokratische Aufwand für die Neuausweisung als Beschleunigungsgebiete\r\nwürde den Planungsträgern in Kommunen und Ländern aufgeladen. Zusätzlich\r\nmüssten bei einer Neuausweisung als Beschleunigungsgebiet auch die\r\nFlächenpläne geöffnet werden und böten unnötig Angriffsfläche.\r\nBerlin, 17. April 2024\r\nBWE BundesverbandWindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e. V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nBEE Bundesverband Erneuerbare\r\nEnergien e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nbne Bundesverband neue\r\nEnergiewirtschaft e.V.\r\nHackescherMarkt 4\r\n10178 Berlin\r\nVDMA Power Systems\r\nLyoner Straße 18\r\n60528 Frankfurt am Main\r\nVKU Verband kommunaler\r\nUnternehmen e.V.\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\n2\r\nÜberproportional wären die Länder betroffen, die bei der Flächenausweisung für\r\nWindenergiegebiete vorangegangen sind. Hier würden besonders viele\r\nBestandsgebiete nur mit hohem bürokratischem Aufwand zu Beschleunigungsgebieten\r\nwerden können.\r\nEs droht zudem für die Planungsbehörden eine chaotische Situation. Ab Mitte 2025\r\nwird die EU-Notfallverordnung endgültig auslaufen. Dort, wo Planungsträger\r\nBestandsgebiete nicht neu als Beschleunigungsgebiete ausweisen, würde das alte\r\nGenehmigungsrecht gelten. Dadurch kann es in einem Planungsraum dann sowohl alte\r\nBestandsgebiete als auch neue Beschleunigungsgebiete geben. Projektträger und\r\nBehörden wären gezwungen, unterschiedliche Genehmigungsprozesse umzusetzen.\r\nDamit wird klar: Für den schnellen Ausbau der Windenergie und der Vermeidung\r\nunnötiger Bürokratie muss das Solarpaket I jetzt außerordentlich schnell verabschiedet\r\nwerden.\r\nWir bitten Sie daher um Ihre Unterstützung!\r\nKontaktieren Sie uns bei Rückfragen gern.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nBärbel Heidebroek\r\nPräsidentin\r\nBWE\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nBDEW\r\nDr. Simone Peter\r\nPräsidentin\r\nBEE\r\nRobert Busch\r\nGeschäftsführer\r\nbne\r\nDr. Dennis Rendschmidt\r\nGeschäftsführer\r\nVDMA Power Systems\r\nDr. Kai Roger Lobo\r\nStellv. Hauptgeschäftsführer\r\nVKU"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-04-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001540","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer gesetzeskonformen Habitatpotenzialanalyse","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/35/38/284867/Stellungnahme-Gutachten-SG2406060043.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nEntwurf der Rechtsverordnung „Habitatpotentialanalyse“\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Überblick zu Kritik und Forderungen ............................................... 2\r\n2 Stellungnahme im Detail ....................................................................................... 6\r\n3 Sonderfall Fisch- und Seeadler ............................................................................. 11\r\n4 Anmerkungen zur Anlage „Artspezifische Festlegungen“ ...................................... 12\r\n5 Setzungen, Definitionen, Bestimmungen ............................................................. 12\r\n6 Fehlende Begriffsdefinitionen, unklare Vorgaben und Überregulierung ................ 13\r\n7 Anpassungsvorschläge und Forderungen ............................................................. 14\r\n2 von 16\r\n1 Einleitung und Überblick zu Kritik und Forderungen\r\nDer BWE bedankt sich für die Möglichkeit zur Stellungnahme zum Entwurf einer Rechtsverordnung zur Einführung einer Habitatpotentialanalyse. Wir begrüßen das grundsätzliche Ansinnen, die Habitatpo-tentialanalyse (HPA) als weitgehendes „Desktop-Instrument“ auszugestalten und die damit einherge-hende Vorgabe einer einmaligen und jahreszeitunabhängigen Begehung zur Validierung der digitalen Grundlage der relevanten Flächen.\r\nDie erhebliche Kritik und fachlichen Einwände des Bundesverbands WindEnergie e.V. und anderer Ener-gieverbände an dem der Rechtsverordnung zu Grunde liegenden „Fachkonzept Habitatpotentialana-lyse“1 im Rahmen der Länder- und Verbändeanhörung im Frühjahr 2023 wurde bei der Erstellung der vorliegenden Rechtsverordnung nicht berücksichtigt und besteht somit weiterhin fort.2 Die Habitatpo-tentialanalyse in Form der vorliegenden Rechtsverordnung ist nicht das geeignete Standardinstrument für künftige Genehmigungsverfahren, als das es durch das vorlegende Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) deklariert wird. Die Rechtsverordnung ist geprägt durch eine Vielzahl von fachlichen und rechtlichen Defiziten, von unbestimmten Begrifflich-keiten, unklaren Vorgaben sowie einer nicht praxistauglichen Komplexität, sodass sie in der vorliegen-den Form abgelehnt werden muss. Der BWE sieht einen erheblichen Überarbeitungs- und Korrekturbe-darf an der vorliegenden Rechtsverordnung sowie dem der Verordnung zugrunde liegenden Fachkon-zept, damit die HPA den im Gesetz formulierten Ansprüchen an sie und den Zielen des vereinfachten und beschleunigten Zubaus von Windenergie an Land gerecht werden kann. Folgende maßgebliche Kri-tikpunkte sind zu nennen:\r\n• Verschärfung eines bundeseinheitlichen Standards: Mit der vorliegenden Rechtsverordnung werden die Regelvermutungen des § 45b Absatz 3 und 4 BNatSchG gegenüber dem eigentlichen Gesetzeswortlaut verschärft.\r\n• Angleichung der Signifikanzbewertung zwischen Nahbereich und zentralem Prüfbereich: Die Rechtsverordnung nimmt eine signifikante, also deutliche, Risikoerhöhung schon bei einer durchschnittlichen Raumnutzung im zentralen Prüfbereich ohne Hinzutreten besonderer Umstände an.3 Dies steht im Widerspruch zur Signifikanzrechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts.4\r\n• Die Widerlegung der Regelvermutung ist praktisch unmöglich, was auf der restriktiven Auslegung der HPA für den zentralen Prüfbereich basiert.5 Der HPA fehlt somit ihr vom Gesetz\r\n1 Fachkonzept Habitatpotentialanalyse, erstellt durch ARSU im Auftrag des BMWK - LINK. Zuletzt abgerufen am 16.10.2023\r\n2 BWE-Stellungnahme zum Fachkonzept Habitatpotentialanalyse 04/2023 - LINK.\r\n3 § 5 Abs, 1 Nr. 1 der RechtsVO entsprechend muss zur Widerlegung der Regelvermutung des § 45b Abs. 3 BNatSchG die WEA in einem unattraktiven Habitat liegen, damit die Aktivität als nicht deutlich erhöht gilt. Jegliche Form von „Acker“ ist nach Anlage zur RechtsVO bspw. für den Rotmilan weder besonders attraktiv noch besonders unattraktiv. Konsultiert man das Fachkonzept Habitatpotentialanalyse, ist Acker „mäßig geeignet“ (S. 39). Trotzdem wird auch bei einem WEA-Standort auf „mäßig geeignetem“ Habitat auf besondere Umstände und eine deutliche erhöhte Aktivität abgestellt und die Regelver-mutung des § 45b Absatz 3 BNatSchG gilt nicht als widerlegt.\r\n4 BVerwG (2008): Urteil vom 09. Juli 2008, AZ 9 A 14.07. - LINK.\r\n5 Dies gilt insbesondere für den Rotmilan, aber auch für alle anderen Arten entsprechend Anlage 1 Abschnitt 1 BNatSchG mit Ausnahme von Fisch- und Seeadler. Maßgeblich ist die Voraussetzung, dass die WEA auf unattraktivem Habitat liegen\r\n3 von 16\r\nvorgegebener Anwendungsbezug, die Vorgabe der Widerlegbarkeit der Regelvermutung des § 45b Absatz 3 BNatSchG wird somit verfehlt.\r\n• Ausweitung auf den erweiterten Prüfbereich: § 45b Absatz 4 BNatSchG verschärfend und ohne entsprechende gesetzliche Vorgabe wird die Durchführung der HPA regelmäßig für den erweiterten Prüfbereich vorgeschrieben. Außerdem wird nicht klargestellt, wer die HPA im erweiterten Prüfbereich durchzuführen hat. Kartierungen durch Vorhabenträger*innen im erweiterten Prüfbereich sind vom Gesetz nicht vorgesehen.6\r\n• Forcierung regelmäßiger Schutzmaßnahmen: Im Widerspruch zur Regelvermutung des § 45b Abs. 4 sind auch im erweiterten Prüfbereich regelmäßig Schutzmaßnahmen zu erwarten, die deutlich über den in § 45b Abs. 4 BNatSchG formulierten seltenen Fall hinausgehen.\r\n• Willkürlich gesetzte Sicherheitspuffer, Flächengrenzwerte, Anteile von attraktiven oder unattraktiven Habitaten verschärfen die bereits sehr restriktive und vorsorgliche Signifikanzschwelle noch weiter, welche sich damit umso mehr an einem rechtlich nicht erforderlichen und nicht zulässigen Nullrisiko orientiert.\r\n• Die willkürlichen und fachlich nicht sinnvoll herleitbaren Setzungen von Sicherheitspuffern, Vorgaben zu Flächengrenzwerten, „Kreisvierteln oder Kreisachteln“ bedeuten eine nicht hinnehmbare und darüber hinaus aufgrund des fortgeschrittenen fachlichen Erkenntnisstands nicht nachvollziehbare Abkehr von einer evidenzbasierten Schaffung von Regelungen und Normen. Die gesamte Überprüfung eines potenziell signifikant erhöhten Tötungsrisikos wird so unnötig verkompliziert, ohne dadurch zu fundierteren Ergebnissen zu führen („Scheingenauigkeit“).\r\n• Mit der Betrachtung von Brutdichten im erweiterten Prüfbereich verstößt die Rechtsverordnung gegen die artenschutzrechtliche Vorgabe der Betrachtung des Individuums und führt darüber hinaus einen Begriff ein, der im gesetzlichen Rahmen des BNatSchG nicht enthalten ist. Das Kollisionsrisiko des Individuums erhöht sich mit größerer Brutdichte nicht.\r\n• Seeadler: Die Vorgabe eines Mindestabstands zwischen Standort der Windenergieanlage und Brutplatz des Seeadlers von 1.000 m entspricht einer Verdoppelung des vorgegebenen Abstands im Widerspruch zu Anlage 1 Abschnitt 1 BNatSchG bzw. einer Vervielfachung der Fläche des Nahbereichs und ist damit nicht zulässig.\r\n• Fehlende Aufnahme aktueller wissenschaftlicher Erkenntnisse: Die der Rechtsverordnung inhärente, vornehmlich auf vorsorglichen Annahmen beruhende, fachwissenschaftliche Grundlage entspricht bereits jetzt nicht mehr dem aktuellen Erkenntnisstand.7 Das von allen Arten gezeigte Ausweichverhalten um WEA wird nicht berücksichtigt, die Aufenthaltswahrscheinlichkeit am WEA-Standort allein beschreibt noch kein Kollisionsrisiko.\r\nmuss, was der Definition der artspezifischen unattraktiven Gebiete entsprechend der Anlage der Rechtsverordnung so gut wie ausgeschlossen ist.\r\n6 Vgl. § 45b Abs. 4 BNatSchG.\r\n7 Bspw. Erkenntnisse zum Ausweichverhalten, ARSU; Hessenstudie zur windgeschwindigkeitsabhängigen Abschaltung, ARSU, Pilotstudie Probabilistik und erste Validierungen.\r\n4 von 16\r\n• Die überwiegend unverständliche und unvollständige Ausgestaltung der Rechtsverordnung8 sowie das Verwenden von nicht definierten Begrifflichkeiten, die selbst durch das Hinzuziehen des umfangreichen und komplexen „Fachkonzepts Habitatpotentialanalyse“ nicht abschließend geklärt werden können.\r\n• Beschränkte Anwendbarkeit: Die HPA kann, entgegen § 45b Abs. 3 BNatSchG, nicht für alle Arten entsprechend Anlage 1 Abschnitt 1 BNatSchG angewendet werden.9\r\n• Die Festschreibung eines in dieser Form nichtexistierenden massiven Konflikts zwischen Artenschutz und Windenergie, die die dringend benötigte Akzeptanz für den Ausbau der Windenergie, noch dazu fachlich unbegründet, erheblich beschädigt.\r\n• Die bewusste Nicht-Berücksichtigung des Entschließungsantrags10 und der dort enthaltenen Grundprinzipien für eine HPA und damit die Zurückweisung des politischen Willens und der politischen Kompromissfindung.\r\n• Die HPA ist als Instrument zur Ermittlung des Tötungsrisikos für als kollisionsgefährdet geltende Vögel durch den aktuellen Stand von Wissenschaft und Technik bereits überholt.11 Sie ist einseitig ausgerichtet auf Nahrungshabitate und bezieht wichtige Parameter wie die Höhe der Windenergieanlage, den Abstand der Rotorblattunterkante zum Boden, das Meide- und Ausweichverhalten von Vögeln nicht mit ein. Mit dem Hybridmodell, dass die Probabilistik mit einer Habitatbetrachtung kombiniert, steht ein Instrument bereit, das der HPA klar überlegen ist.12 Die Probabilistik wurde zudem, im Gegensatz zur vorliegenden Rechtsverordnung, fachlich begleitet und validiert.\r\nDas Umweltbundesamt hat jüngst in einer Studie festgestellt, dass das noch verfügbare Leistungspoten-tial der rechtskräftigen Flächenkulisse und perspektivisch das Potential der aktuellen Entwürfe nicht zur Deckung der Ausschreibungsmengen der kommenden Jahre ausreicht.13 Daher müssen, trotz der tem-porären EU-Notfallverordnung bzw. des § 6 WindBG auch nicht ausgewiesene Flächen beplant werden (derzeit und in den kommenden Jahren). Insbesondere für diese Flächen wird eine sach- und fachge-recht ausgestaltete Habitatpotentialanalyse als zentrale Bewertungsmethode und als Instrument zur\r\n8 Bspw. § 6 Abs. 1 Nr. 2 der RechtsVO; Begrifflichkeit: Bspw. „flächige Gehölze“, „Komplexe von Kleingewässern“, „sonstige Offenlandflächen“.\r\n9 Es fehlen bspw. die Definitionen von attraktiven bzw. unattraktiven Habitaten für Baumfalke und Wanderfalke, was die Anwendung der HPA für diese beiden Arten unmöglich macht. Entsprechend § 45b Abs. 3 sollte die HPA grundsätzlich aber für alle Arten entsprechend Anlage 1 Abschnitt 1 BNatSchG anwendbar sein.\r\n10 Beschlussempfehlung des Ausschusses für Klimaschutz und Energie vom 05.07.2022 BT-Drs. 20/2580 - LINK. zuletzt abge-rufen am 01.01.24.\r\n11 Pilotstudie zur Erprobung der Probabilistik - LINK.\r\n12 Siehe Pilotstudie „Erprobung der Probabilistik“ - LINK sowie Bericht zur Prüfung der Einführung einer probabilistischen Methode zur Berechnung der Kollisionswahrscheinlichkeit von Brutvögeln bei Windenergieanlagen an Land - LINK. Dies gilt insbesondere für die Art Rotmilan, aber auch für Schwarzmilan, Weißstorch sowie Fisch- und Seeadler. Für diese Arten sollte die Probabilistik schnellstmöglich als Instrument zur Signifikanzbewertung eingesetzt werden.\r\n13 Abschlussbericht des Umweltbundesamtes: „Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land“ - LINK)- S.4, abgerufen am 01.01.24\r\n5 von 16\r\nSignifikanzbewertung im zentralen Prüfbereich (§ 45b Absatz 3 BNatSchG) in den Genehmigungsverfah-ren benötigt. Diesem Anspruch wird weder das „Fachkonzept Habitatpotentialanalyse“, noch die daraus abgeleitete Rechtsverordnung gerecht.\r\nDie Rechtsverordnung läuft in der vorliegenden Form ihrer eigenen Zielsetzung, Genehmigungsverfah-ren zu vereinfachen und beschleunigen, zuwider. Sie hätte eine schlanke und klare Alternative zur Raumnutzungsanalyse (RNA) sein sollen, die die Genehmigungspraxis von Windenergieprojekten be-deutsam erleichtert und dazu beiträgt, rechtsicher Fälle zu identifizieren, in denen die restriktive Regel-vermutung des § 45b Abs. 3 widerlegt werden kann. Stattdessen führt sie in der Praxis regelmäßig zu Schutzmaßnahmen, die in diesem Ausmaß nicht nötig sind14 und vor allem dazu führen, dass der Um-fang an Abschaltungen zunimmt. Dies hat wiederum zur Folge, dass die angestrebten Strommengen-ziele verfehlt werden und folglich deutlich mehr Windenergieanlagen benötigt werden, um die gesetz-ten Strommengenziele zu erreichen.\r\nSie beseitigt mitnichten Unsicherheiten in Bezug auf die Rechtsauslegung – wie behauptet – und schafft keine klare Orientierung für Antragstellende und Genehmigungsbehörden. Die Komplexität der Rechts-verordnung löst das Versprechen auf mehr Klarheit insbesondere im Hinblick auf die Vorgaben des § 45b BNatSchG des Bund-Länder-Kooperationsausschusses nicht ein.15\r\nAn der Rechtsverordnung sind im Mindesten folgende Änderungen und Anpassungen unabdingbar, um negative Auswirkungen auf die Genehmigungspraxis zu vermeiden:\r\n• Die Rücknahme der verschärften Signifikanzschwelle für den zentralen Prüfbereich. Eine durchschnittliche Habitatqualität16 entspricht nicht einer deutlich erhöhten Aktivität. Durchschnittliches Habitat ist mit lediglich durchschnittlicher Aktivität gleichzusetzen und führt daher nicht zu einer erhöhten Aufenthaltswahrscheinlichkeit der betrachteten Vogelart.\r\n• Die Streichung der Vorgabe, die HPA regelmäßig im erweiterten Prüfbereich anzuwenden. Die HPA bezieht sich ausschließlich auf § 45b Abs. 3 BNatSchG.\r\n• Die Streichung der Berücksichtigung von „Brutdichten“ im erweiterten Prüfbereich.\r\n• Seeadler: Die Rücknahme der faktischen Verdoppelung des Abstandes für den Nahbereich für den Seeadler, die im Widerspruch zu Anlage 1 Abschnitt 1 BNatSchG steht.\r\n• Die Streichung aller Sicherheitspuffer und Sicherheitsabstände. Der vorsorgliche Ansatz der gesamten Rechtsverordnung bedarf keiner weiteren Vorsorge zur Erreichung eines rechtlich nicht notwendigen und nicht zulässigen Nullrisikos.\r\n• Die deutliche Reduzierung aller weiterer willkürlich gesetzter Werte (Flächengrößen, prozentuale Flächenanteile, Kreisviertel, Kreisachtel), die zu einer Verschärfung der Signifikanzschwelle\r\n14 So sind aufgrund der restriktiven Definition „geschlossenen Waldes“ beim Rotmilan im zentralen Prüfbereich selbst bei Standorten im Wald regelmäßig Schutzmaßnahmen zu erwarten, die der bisherigen fachlichen Beurteilung widersprechen.\r\n15 Bericht des Bund-Länder-Kooperationsausschusses zum Stand des Ausbaus der erneuerbaren Energien sowie zu Flächen, Planungen und Genehmigungen für die Windenergienutzung an Land an die Bundesregierung gemäß § 98 EEG (2023), S. 69.\r\n16 Insbesondere in Bezug auf Brutplätze des Rotmilans im zentralen Prüfbereich und dem WEA-Standort auf Acker.\r\n6 von 16\r\nbeitragen.17\r\n• Insbesondere die erhebliche Reduzierung an Größe und Beschaffenheit attraktiven Habitats, sodass eine Widerlegung der Regelvermutung im zentralen Prüfbereich überhaupt möglich wird.\r\n• Die deutliche Reduzierung der Anforderungen an „Waldflächen“ durch die Streichung des Ausschlusses von Kahlschlags- und Kalamitätsflächen.\r\n• Die Streichung der neuen Setzung zum Standort der Windenergieanlage. Bezugspunkt ist der Mastfußmittelpunkt der Windenergieanlage, nicht der vom Rotor überstrichene Bereich. Letzterer wäre in einer gesonderten Definition festzuhalten.\r\n2 Stellungnahme im Detail\r\n2.1 Verschärfung des BNatSchG durch die Rechtsverordnung\r\nMit der vorliegenden Rechtsverordnung erfolgt eine Verschärfung der Regelvermutung für den zentra-len Prüfbereich, die deutlich über die gesetzliche Vorgabe des BNatSchG hinausgeht.18\r\nDies widerspricht klar dem Interesse des Gesetzgebers, der mit der Novellierung des BNatSchG Geneh-migungsverfahren und den Zubau von Windenergieanlagen an Land beschleunigen und vereinfachen, sicher aber nicht erschweren und regelmäßiger mit Auflagen belegen wollte.19\r\n2.2 Fehlender Anwendungsbezug im zentralen Prüfbereich\r\nIm Hinblick auf die Widerlegbarkeit der Regelvermutung des § 45b Absatz 3 BNatSchG fehlt der vorlie-genden Rechtsverordnung der Anwendungsbezug. In Bezug auf den Rotmilan kann die HPA die Regel-vermutung des § 45b Abs. 3 BNatSchG nicht widerlegen, wie ein vom BWE beauftragter Praxistest an einer relevanten Anzahl von Beispielen ergeben hat. Zur Überprüfung hat der BWE eine gutachterliche Untersuchung von 20 repräsentativen Standorten beauftragt. In keinem (!) der 20 Fälle konnte das für den zentralen Prüfbereich unterstellte signifikant erhöhte Tötungsrisiko für den Rotmilan widerlegt wer-den. Die HPA läuft somit in ihrer Funktion als Instrument zur Widerlegung einer Regelvermutung ins Leere.\r\n17 Es sei darauf hingewiesen, dass die erhebliche Reduzierung willkürlich gesetzter Werte darauf abzielt, eine Schadensbe-grenzung für die von der Regierung selbst gesetzten Ziele des vereinfachten und beschleunigten Zubaus von Windenergie zu bewirken.\r\n18 Die Regelvermutung für § 45b Abs. 3 BNatSchG sieht im zentralen Prüfbereich Anhaltspunkte für ein erhöhtes Tötungsri-siko vor. In der HPA-Verordnung wird der Sachverhalt, dass es sich um Anhaltspunkte handelt, außer Acht gelassen. Statt-dessen schreibt man in der Verordnungsbegründung zu § 5 Abs.1: „Nach der Regelvermutung im zentralen Prüfbereich ist grundsätzlich davon auszugehen, dass die zu erwartende Flugaktivität auf Grund der Nähe zum Brutplatz deutlich erhöht ist.“ Diese überschießende Auslegung deckt sich weder mit dem BNatSchG noch dessen Gesetzesbegründung. Vielmehr trifft sie auf den generell mit einem erhöhten Tötungsrisiko versehenen Nahbereich zu. Eine entsprechende Erweiterung auf den zentralen Prüfbereich widerspricht der Intention des Gesetzgebers bei der Novellierung des BNatSchG.\r\n19 Vgl. dazu insbesondere die Ausführungen in Abschnitt A der Rechtsverordnung.\r\n7 von 16\r\nMit Ausnahme von Fisch- und Seeadler20 bedeutet die Vorgabe, dass die Windenergieanlage auf beson-ders unattraktivem Habitat errichtet werden muss, um ein signifikant erhöhtes Kollisionsrisiko im zent-ralen Prüfbereich ausschließen zu können. Dies macht unter Berücksichtigung der artspezifischen Defi-nitionen unattraktiven Habitats entsprechend der Anlage zur Rechtsverordnung auch für alle anderen Arten entsprechend Anlage 1 Abschnitt 1 BNatSchG eine Widerlegung der Regelvermutung des § 45b Abs. 3 BNatSchG praktisch unmöglich.\r\nAls unattraktives Habitat gelten mit Ausnahme von Fisch- und Seeadler, Wespenbussard sowie Weiß-storch, Schreiadler und Uhu „(geschlossene) Waldflächen“, „hochgradig versiegelte, dicht bebaute Stadt- und Industrieflächen“ sowie „größere Wasserflächen“.\r\nIn dicht bebauten Siedlungs- und Industriegebieten sind WEA in der Regel nicht zulässig, aufgrund der restriktiven Definition (geschlossenen) Waldes wird auch dieser Habitattyp in der Regel nicht zutreffen und auf Gewässerflächen im Binnenland werden keine WEA gebaut.\r\nBeim Weißstorch sowie beim Schreiadler werden die eigentlich als „unattraktiv“ geltenden Ackerflächen in den weiteren Ausführungen der Rechtsverordnung eingeschränkt (vgl. § 5 Abs. 2), sodass diese re-gelmäßig als unattraktives Habitat entfallen.\r\nBeim Uhu wird die Relevanz der Rotorblattunterkante entsprechend Anlage 1 Abschnitt 1 BNatSchG in der Rechtsverordnung nicht berücksichtigt, woraus sich weitere Fragen zum Umgang mit der HPA beim Uhu ergeben.\r\nDie Rechtsverordnung widerspricht damit regelmäßig der Vorgabe der Widerlegbarkeit der Regelver-mutung des § 45b Absatz 3 BNatSchG.\r\n2.3 Fachliche Kritik im Hinblick auf den zentralen Prüfbereich\r\nMit der vorliegenden Rechtsverordnung wird der Fokus großräumig auf die Umgebung des Anlagen-standorts gelenkt. Der Anlagenstandort spielt in der Betrachtung nur insofern eine Rolle, als dass bereits bei einer durchschnittlichen Habitatqualität gemäß des vorliegenden Fachkonzepts ein signifikant er-höhtes Tötungsrisiko vorliegen soll.\r\nDie zu erwartende Betrachtung der Relation von Habitatqualität am Anlagenstandort und der Habitat-qualität in der Umgebung des Anlagenstandorts, wie sie bspw. auch im Entschließungsantrag gefordert wurde21, fehlt jedoch in der Rechtsverordnung. Für eine sachgerechte Bewertung ist ein Vergleich zwi-schen Anlagenstandort und der Umgebung des Anlagenstandorts zwingend notwendig, um die Wertig-keit des Habitats am Anlagenstandort mit der Wertigkeit des Habitats in der Umgebung des Anlagen-standorts im Hinblick auf die zu erwartende Aktivität zueinander in Bezug zu setzen und bewerten zu können.\r\n20 Und selbst für Fisch- und Seeadler sind die Vorgaben der Rechtsverordnung so schwammig gewählt, dass auch für diese Arten bei einer restriktiven Auslegung der artspezifischen Vorgaben regelmäßig zu einem signifikant erhöhten Tötungsrisiko kommen kann.\r\n21 Beschlussempfehlung des Ausschusses für Klimaschutz und Energie vom 05.07.2022 BT-Drs. 20/2580 - LINK, zuletzt abge-rufen am 01.01.24: „Grundprinzip ist der Vergleich zwischen der Habitatqualität am Anlagenstandort und der vom Brutplatz aus betrachtet dahinter liegenden Fläche mit der durchschnittlichen Habitatqualität im zentralen Prüfbereich.“\r\n8 von 16\r\nSowohl die Rechtsprechung als auch bspw. die bisherige Raumnutzungsanalyse haben daher folgerichtig den Anlagenstandort in Relation zur Umgebung der Anlage in den Fokus der Betrachtung gerückt. Die Abweichung von diesem Vorgehen durch die Rechtsverordnung ist fachlich nicht nachvollziehbar.\r\n2.4 Rechtliche Kritik im Hinblick auf den zentralen Prüfbereich\r\nWindenergieanlagen gehören zum allgemeinen Lebensrisiko geschützter Arten. Für einen Verbotsein-tritt müssen entsprechend besondere Umstände hinzutreten. § 45b Abs. 2 BNatSchG legt für den soge-nannten Nahbereich fest, dass das Kollisionsrisiko stets signifikant erhöht ist, sodass hier also stets be-sondere Umstände vorliegen.\r\nGemäß § 45b Abs. 3 BNatSchG bestehen im zentralen Prüfbereich hingegen regelmäßig (lediglich) An-haltspunkte für besondere Umstände, die eine signifikante Risikoerhöhung zur Folge haben können. Diese Anhaltspunkte für besondere Umstände bestehen jedoch nur, sofern diese nicht durch eine HPA widerlegt werden können.\r\nZweck der HPA muss es im Sinne der Signifikanzbewertung daher sein, zeigen zu können, ob besondere Umstände vorliegen. Genau dieser Punkt wird unter anderem in § 1 der HPA-V auch aufgegriffen, indem auf den Nachweis einer „deutlich erhöhten Flugaktivität“ abgestellt wird. Diese deutliche Erhöhung hat aber mit besonderen Qualitäten des Habitats am Standort einherzugehen, sie kann gerade nicht bei einem lediglich durchschnittlich ausgestatteten Standort erwartet werden. Stattdessen wird im Fach-konzept Habitatpotentialanalyse und auch in der vorliegenden Rechtsverordnung jedoch darauf abge-stellt, dass schon bei einer lediglich durchschnittlichen Habitatqualität im zentralen Prüfbereich eine deutlich erhöhte Aktivität und somit eine signifikante Risikoerhöhung vorläge, also gar kein Hinzutreten besonderer Umstände erforderlich wäre. Das ist in dieser Form nicht richtig und verschmilzt die gesetz-geberische Unterscheidung von Nahbereich und zentralem Prüfbereich. Die vorliegende Rechtsverord-nung stellt fälschlicherweise darauf ab nachweisen zu können, dass eben keine besonderen Umstände vorliegen. Diese Umkehrung ist falsch.\r\nAnzumerken ist, dass selbst in dem der vorliegenden Rechtsverordnung zugrundliegenden „Fachkon-zept Habitatpotentialanalyse“ auf eine fachliche Unterscheidung zwischen dem (habitatunabhängig zu betrachtenden) Nahbereich und dem (habitatabhängig zu betrachtendem) zentralen Prüfbereich hin-gewiesen wird.\r\n2.5 Nicht gesetzeskonforme Anwendung im erweiterten Prüfbereich\r\nOhne eine entsprechende Vorgabe des § 45b Absatz 4 BNatSchG wird die HPA zur Anwendung für den erweiterten Prüfbereich vorgeschrieben. Dabei fehlt die Klarstellung, ob diese durch die Behörde oder die Vorhabenträger*innen durchzuführen ist. Zwar findet sich die Klarstellung im § 45b Absatz 4 BNatSchG, dass Kartierungen durch Vorhabenträger*innen nicht notwendig seien, es bleibt aber offen, ob dies auch für die Durchführung der HPA gilt.\r\nAufgrund der Regelvermutung des § 45b Abs. 4 BNatSchG sowie der eingangs beschriebenen Klarstel-lung im Gesetz, dass Kartierungen durch die Vorhabenträger*innen nicht durchzuführen sind, kann die HPA für den erweiterten Prüfbereich nur in Ausnahmefällen angewendet werden. Die HPA muss dann entsprechend von den Behörden beauftragt werden. Dies ist in der Rechtsverordnung entsprechend zu präzisieren bzw. ist die regelmäßige Anwendung der HPA für den erweiterten Prüfbereich zu streichen.\r\n9 von 16\r\nDie Vorgabe des § 4 Absatz 2 der vorliegenden Rechtsverordnung ist im Hinblick auf den zentralen Prüf-bereich, vielmehr aber noch im Hinblick auf den erweiterten Prüfbereich problematisch. Es wird festge-halten, dass eine HPA für jeden Brutplatz und jede WEA gesondert durchgeführt werden muss. Das bedeutet in der Praxis, dass insbesondere im erweiterten Prüfbereich regelmäßig mehrere HPA durch-geführt werden müssten und von den Behörden zu prüfen sind. Erschwert wird dies noch dadurch, dass nicht immer geklärt ist, was von den Behörden aufgrund fehlender Vorgaben als „Brutplatz“ definiert wird und wie gut die Datenlage in behördlichen Datenbanken und Katastern ist.\r\n2.6 Fachliche Kritik der Anwendung im erweiterten Prüfbereich\r\nEs gilt die grundsätzliche Kritik, dass entsprechend § 45b Abs. 4 BNatSchG die regelmäßige Anwendung aufgrund der Regelvermutung für den erweiterten Prüfbereich nicht vorgesehen ist. Vgl. dazu insb. Ka-pitel 1.7.\r\nEs besteht ein fachlicher Widerspruch in den Ausführungen des § 6 Absatz 2 der vorliegenden Rechts-verordnung. An dieser Stelle wird die Meidung bereits existierender WEA zum Nachteil der geplanten WEA herangezogen. Gleichzeitig wird das für bereits existierende WEA festgestellte Meideverhalten und die Tatsache, dass für diese WEA bereits eine artenschutzrechtliche Prüfung erfolgte, für die neue WEA außer Acht gelassen. Das ist eine einseitige Berücksichtigung von Erkenntnissen, die weder fachlich noch logisch nachvollziehbar ist.\r\nEs bleibt unklar, ob bei der Bestimmung der Flächengröße der Sicherheitspuffer hinzuzunehmen ist, der wie bereits dargelegt, nicht erforderlich und entsprechend zu streichen ist.\r\nAlle Flächenanteile, Flächengrößen, Flächengrenzwerte, Vorgaben zu Kreissektoren sowie prozentuale Flächenanteile entsprechen weitgehend willkürlichen Setzungen und sind fachlich weder konkretisiert noch begründet. Vgl. dazu Kapitel 4.1.\r\n2.7 Rechtliche Kritik im Hinblick auf den erweiterten Prüfbereich\r\nFür den erweiterten Prüfbereich ist gesetzgeberisch festgeschrieben, dass das „[…] Tötungs- und Ver-letzungsrisiko der den Brutplatz nutzenden Exemplare nicht signifikant erhöht ist, es sei denn,\r\n1. die Aufenthaltswahrscheinlichkeit dieser Exemplare in dem vom Rotor überstrichenen Bereich der Windenergieanlage ist aufgrund artspezifischer Habitatnutzung oder funktionaler Beziehungen deutlich erhöht […]“22.\r\nDie HPA ist, anders als für den zentralen Prüfbereich entsprechend § 45b Absatz 3 BNatSchG, gemäß § 45b Absatz 4 BNatSchG nicht explizit als Bewertungsmethode für den erweiterten Prüfbereich vorgesehen. Im erweiterten Prüfbereich sind keine Kartierungen durch die Vorhabenträger*innen erforderlich und ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko ist nur im Ausnahmefall anzunehmen. Für die Methode der HPA sind die erweiterten Prüfbereiche um Dimensionen zu groß.\r\nDie Ausführlichkeit, Detailtiefe und das regelmäßige Erfordernis einer HPA zur Überprüfung des erweiterten Prüfbereichs gemäß der nun vorliegenden Rechtsverordnung ist daher weder nachvollzieh-bar noch plausibel.\r\n22 § 45b Abs. 4\r\n10 von 16\r\nDie Regelvermutung des § 45b Absatz 4 BNatSchG („ist….nicht“) ist im Verhältnis zur Regelvermutung des § 45b Absatz 3 BNatSchG („Anhaltspunkte für….“) deutlich konkreter, was zu dem Schluss führt, dass eine Widerlegung der Regelvermutung des § 45b Absatz 4 BNatSchG nur im Ausnahmefall zu erwarten ist. Keinesfalls aber kann die Regelvermutung häufiger eintreten als die Widerlegung der Regelvermutung von Anhaltspunkten im § 45b Absatz 3 BNatSchG.\r\nAuf Basis der vorliegenden Rechtsverordnung wird jedoch eine Widerlegung der Regelvermutung des § 45b Absatz 3 BNatSchG in der Praxis nicht oder nur im Ausnahmefall möglich sein, wohingegen regelmäßig mit einer Widerlegung der konkreteren Regelvermutung des § 45b Absatz 4 BNatSchG gerechnet werden muss, wie ein vom BWE beauftragter Praxistest der HPA ergeben hat.23 Die Auswirkungen der vorliegenden Rechtsverordnung kehren damit die Regelvermutungen des § 45b Absatz 3 und 4 unzulässigerweise um und stehen im Widerspruch zu Gesetz und Gesetzesintention.\r\nDie Vorhabenträger*innen können für den zentralen Prüfbereich entsprechend § 45b Absatz 3 BNatSchG auf die Durchführung einer kosten- und zeitaufwändigeren Raumnutzungsanalyse zur Widerlegung der entsprechenden Regelvermutung zurückgreifen, wenngleich dieses Vorgehen der Motivation des Gesetzgebers für die Einführung einer HPA fundamental entgegensteht.\r\nFür den erweiterten Prüfbereich ist davon auszugehen, dass die Regelvermutung des § 45b Absatz 4 BNatSchG regelmäßig widerlegt werden kann. Den Vorhabenträger*innen bliebe dann nur noch, den erweiterten Prüfbereich selbst zu kartieren, um eine möglicherweise falsche Datengrundlage zu korrigieren. Eine Widerlegung des Ergebnisses der HPA für den erweiterten Prüfbereich im Widerspruch zur Regelvermutung des § 45b Absatz 4 BNatSchG wird hingegen überhaupt nicht möglich sein.\r\n2.7.1 Individuenbezug im Artenschutzrecht\r\nAuch im erweiterten Prüfbereich bleibt nach §44 BNatSchG die Betrachtung des Brutpaares und damit der Individuenbezug maßgeblich. Die in der Rechtsverordnung vorgelegte Berücksichtigung von Brut-platzdichten steht dazu im klaren Widerspruch. Ob noch andere Vögel in der Nähe sind, spielt für das Tötungsrisiko des zu betrachtenden Brutpaares keine Rolle, denn die HPA erfordert die Einzelfallbe-trachtung im Verhältnis zwischen einer WEA und einem Brutplatz, wie richtigerweise in § 4 Abs. 2 der Rechtsverordnung dargestellt.\r\nSchließlich ist § 5 Absatz 2 sowie § 6 Absatz 3 der Rechtsverordnung zu streichen. Eine kurzzeitige po-tenzielle Erhöhung der Aktivität an wenigen Tagen des Jahres kann nicht zur Überschreitung der Signi-fikanzschwelle führen.\r\n23 Von 20 Fallbeispielen im erweiterten Prüfbereich konnte die Regelvermutung des § 45b Abs. 4 in fünf Fällen widerlegt werden. In 25% der Fälle liegt damit, der Ausnahmeformulierung der Regelvermutung des § 45b Abs. 4 BNatSchG, ein signi-fikant erhöhtes Tötungsrisiko vor.\r\n11 von 16\r\n3 Sonderfall Fisch- und Seeadler\r\n3.1 Zentraler Prüfbereich\r\nPrinzipiell ist die gesonderte Betrachtung von Fisch- und Seeadler nachvollziehbar und durch ihr zielge-richtetes Flugverhalten bei der Nahrungssuche begründbar. Allerdings sind die artspezifischen Festle-gungen bezüglich der attraktiven Habitate in der Anlage der Rechtsverordnung derart unpräzise und schwammig, dass bereits ein „Allerweltshabitat“24 schnell zu einem besonders geeigneten Habitat ge-macht werden kann und ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko folglich nicht widerlegt werden kann. Dies widerspricht nicht nur dem in Abschnitt B formulierten Anspruch, durch die HPA „bundesweite Anforderungen an die Anwendung der Habitatpotentialanalyse“ zu formulieren, sondern auch den deutlich strengeren Anforderungen für die Schaffung von Ablenkflächen, die bspw. eine Mindestgröße von 5 ha aufweisen müssen.\r\nDie Regelungen des § 7 lassen außer Acht, dass ein Nahrungsgewässer zwischen dem Standort einer WEA und dem Brutplatz nicht zwangsläufig einen Flug durch den Standort der WEA bedeutet. Maßgeb-lich ist hier die Verfügbarkeit weiterer geeigneter Nahrungsgewässer in mindestens gleicher Entfernung, die keinen gesicherten Durchflug durch den Anlagenstandort erwarten lassen.\r\nHinzu kommt die nicht nachvollziehbare Verdoppelung des Abstands des Nahbereichs für den Seeadler und damit eine Vervielfachung der restriktiven Fläche von 79 ha auf 314 ha für den Seeadler in § 7 Abs. 2 Nr. 1 im Widerspruch zu den Vorgaben der Anlage 1 Abschnitt 1 BNatSchG. Durch diese Vervielfachung der Fläche des artspezifischen Nahbereichs für den Seeadler werden Flächen in erheblichem Ausmaß der Beplanbarkeit entzogen.\r\n§ 7 Abs 1 Satz 1 ist zu streichen, denn es ist das signifikant erhöhte Kollisionsrisiko zu prüfen, was nur in attraktiven Habitaten potenziell eintreten kann.\r\nZuletzt fehlen eine klare Definition von „regelmäßig genutzte Flugkorridore“ sowie „deutlich erhöhte Flugaktivitäten“.\r\n3.2 Erweiterter Prüfbereich\r\nDie in 2.1 geschilderte Kritik unter Ausschluss der Flüge zwischen zwei Nahrungsgewässern und der Verdoppelung der Abstände des Nahbereichs gilt in gleichem Maße auch für den erweiterten Prüfbe-reich. Hier ist insbesondere dahingehend zu korrigieren, dass die Verordnung nicht berücksichtigt, ob im zentralen oder erweiterten Prüfbereich bereits an anderer Stelle besonders attraktive Habitate be-stehen, die von den Adlern bevorzugt werden und damit Aufenthalte an der zu untersuchenden Fläche am Standort der geplanten WEA weniger wahrscheinlich sind.\r\n24 Bspw. „Komplexe von Kleingewässern mit Ansitzwarten“\r\n12 von 16\r\n4 Anmerkungen zur Anlage „Artspezifische Festlegungen“\r\nLosgelöst von der in den vorangehenden und folgenden Kapiteln dargestellten Kritik bedarf die Anlage zur Rechtsverordnung aufgrund ihrer nochmals hervorgehobenen Bedeutung für die Anwendung der Habitatpotentialanalyse einer gesonderten Betrachtung. Folgende Kritikpunkte sind maßgeblich:\r\nDie artspezifischen Sicherheitsabstände sind, wie bereits geschildert, nicht nachvollziehbar und zu strei-chen. Die Sicherheitsabstände wirken andernfalls doppelt, in dem sie attraktive Habitat vergrößern, un-attraktives Habitat jedoch verkleinern. Dies hätte weitere restriktive Auswirkungen auf die zu erwarten-den Ergebnisse der HPA.\r\nDer artspezifische Sicherheitsabstand beim Schreiadler von 500 m im zentralen Prüfbereich erweitert den zentralen Prüfbereich auf unzulässige 3.500 m im Widerspruch zu Anlage 1 Abschnitt 1 zu § 45b BNatSchG.\r\nAttraktive Habitate sind weder qualitativ noch quantitativ definiert und daher nicht handhabbar.\r\n„Besonders bedeutsame“ Rastgebiete von Kranichen und Gänsen sind nicht definiert und entsprechend nicht (einheitlich) anwendbar.\r\nEs sind zahlreiche weitere Begrifflichkeiten unklar bzw. nicht eindeutig definiert, sodass eine Handha-bung in der Praxis nicht oder nur nach zeitaufwändigen Aushandlungs- und Interpretationsprozessen möglich sein wird. Zu nennen sind hierbei bspw. „großflächige trockene geschlossene Waldflächen“ oder „größere Wasserflächen“.\r\n5 Setzungen, Definitionen, Bestimmungen\r\n5.1 Sicherheitspuffer, Flächengrenzwerte, Flächengrößen\r\nSämtliche Setzungen von Sicherheitspuffern in der Rechtsverordnung, insbesondere aber jene in der Anlage zur Rechtsverordnung sind willkürliche und/oder fachlich nicht hinreichend begründete Setzun-gen auf Basis des Vorsorgeprinzips.\r\nGleiches gilt bspw. für § 5 Abs. 1 Nr. 2 der Rechtsverordnung. Ein Achtel des erweiterten Prüfbereichs sowie die prozentualen Anteile attraktiven Habitats sind willkürlich gesetzt. Die vorliegende Rechtsver-ordnung entfernt sich damit unzulässig und ohne Not von der evidenzbasierten Schaffung von Regelun-gen und Normen.\r\n5.2 Geschlossener Wald\r\nDie Rechtsverordnung gibt vor, dass die Grundfläche des für u.a. den Rotmilan unattraktiven Habitats des geschlossenen Waldes mindestens ein zusammenhängendes Viertel des zentralen Prüfbereichs bil-den muss. Dabei ist die Lage des Viertels im zentralen Prüfbereich beliebig. Die Lage dieses Viertels kann jedoch entscheidenden Einfluss auf das Ergebnis der HPA haben. Es ist unsachgemäß, dies nicht zu be-rücksichtigen.\r\n13 von 16\r\nEs ist weiterhin unsachgemäß, dass bzgl. Schreiadler auch Waldbereiche mit potenzieller Eignung als Bruthabitat gesondert betrachtet werden, sofern sie außerhalb von Schutzgebieten liegen. Geschlos-sene Waldflächen sollten generell als unattraktiv eingestuft werden. Brutstätten werden bereits über Nahbereiche ausgeschlossen.\r\nDes Weiteren ist der formulierte Ausschluss von Windwurf- und Kahlschlagflächen nicht sachgerecht. Diese Flächen sind bereits nach wenigen Jahren mit Jungwuchs und Gebüsch überdeckt, sodass sie keine Auflichtung mehr darstellen. Diese Definition wird insbesondere für den Rotmilan maßgeblichen Einfluss darauf haben, ob ein Standort schon allein per Definition in einem unattraktiven Habitat liegen kann. Insgesamt sollte man keine Strukturen einbeziehen, die lediglich Übergangsstadien darstellen und im Laufe des Betriebs fortlaufenden Veränderungen unterliegen. Dies führt dazu, dass fortlaufend Neube-wertungen mit anderem Ergebnis möglich sind, was zu Änderungsanzeigen zu Gunsten und nachträgli-chen Anordnungen zu Ungunsten der Betreiber*in führen wird.\r\n6 Fehlende Begriffsdefinitionen, unklare Vorgaben und Überregulierung\r\nDie vorliegende Rechtsverordnung sowie das zugrundeliegende Fachkonzept sind durchsetzt von unbe-stimmten Begrifflichkeiten25, unklaren Vorgaben26 sowie einer arbiträr geschaffenen Komplexität, die in der Praxisanwendung unweigerlich und regelmäßig zu offenen Fragen und damit erheblichen Verzöge-rungen führen wird - insbesondere auch bei ihrer Prüfung in den Behörden.\r\nLetzteres kann auch durch die für eine Rechtsverordnung unübliche ausführliche Begründung nicht be-hoben werden. Weder für Behörden noch für Vorhabenträger*innen ist die den Vorgaben der Rechts-verordnung entsprechende Durchführung einer HPA in kurzer Zeit ersichtlich. Auch erfahrene Gutach-ter*innen sowie Projektierer*innen in der Mitgliedschaft des BWE können die vorliegende Rechtsver-ordnung nicht eindeutig anwenden. Aufgrund der Unbestimmtheit vieler Begriffe kann je nach ihrer Interpretation in der Analyse ein sehr unterschiedliches und damit angreifbares Ergebnis der HPA ent-stehen. Dies wird sie unweigerlich zu Diskussionen und Rechtsstreitigkeiten führen und damit die An-wendbarkeit weiter verzögern.\r\nAls Beispiel für die Komplexität und den Mangel an verständlichen Vorgaben sei der Einbezug geplanter Windenergieanlagen in § 6 Abs. 1 Nr. 2 genannt. Es bleibt völlig unklar, wer wie auf welche Weise und in welchem Verfahren für den erweiterten Prüfbereich umfassend und abschließend geplante Wind-energievorhaben feststellen soll und ob das überhaupt möglich ist.\r\n25 Bspw.: „eingestreute Kleingewässer“, „sonstige Offenlandflächen“, „lineare oder flächige Gehölze“.\r\n26 Bspw. die Frage nach Einbezug des artspezifischen Sicherheitsabstands nach Definition in § 2 Nr. 9 & 10 in § 5 und § 6.\r\n14 von 16\r\n7 Anpassungsvorschläge und Forderungen\r\nIm Folgenden werden die im Mindesten dringend vorzunehmenden Korrekturen und Anpassungen an der vorliegenden Rechtsverordnung als Ergebnis der vorangestellten ausführlichen Kritik dargestellt. Es sei darauf hingewiesen, dass die Rechtsverordnung selbst bei Umsetzung all der im Folgenden genann-ten Punkte aufgrund der fachlichen und rechtlichen Defizite kaum ein angemessenes, dem Stand des Wissens entsprechendes Instrument der Signifikanzbewertung darstellt. Bei der Umsetzung der fol-genden Punkte geht es folglich primär um eine Schadensbegrenzung für die anvisierten Zubauziele und die Genehmigungspraxis:\r\n• Die Streichung der regelmäßigen Anwendung der HPA für den erweiterten Prüfbereich.\r\n• Die Streichung aller Sicherheitspuffer und Sicherheitsabstände.\r\n• Durchschnittliches Habitat bedeutet eine durchschnittliche Aktivität und führt nicht zu einem signifikant erhöhten Kollisionsrisiko.\r\n• Streichung der Erweiterung des Nahbereichs für den Seeadler.\r\n• Streichung der Berücksichtigung von Brutdichten beim Rotmilan.\r\n• Die erhebliche Reduzierung an Größe und Beschaffenheit attraktiven Habitats, sodass eine Widerlegung der Regelvermutung im zentralen Prüfbereich möglich wird.\r\n• Die Anpassung von Waldflächen durch die Streichung des Ausschlusses von Kahlschlags- und Kalamitätsflächen und der Reduzierung der vorgegebenen Mindestgröße der Fläche um die Hälfte.\r\n• Die umfassende Überarbeitung, Anpassung, Definition und Ergänzung aller unklaren Begrifflichkeiten insbesondere in § 2 und Bereinigung aller offenen und unklaren Anwendungsvorgaben (bspw. § 5 Nr. 1 Satz 2; § 6 Nr. 2 Satz 2).\r\n• Die Streichung der neuen Setzung zum Standort der Windenergieanlage. Bezugspunkt der Windenergieanlage ist der Mastmittelpunkt.\r\n7.1 Folgen und Auswirkungen\r\nSollte die Rechtsverordnung in ihrer vorliegenden Form und erneut ohne substanzielle Nachbesserun-gen, von denen in dieser Stellungnahme die wichtigsten benannt wurden, verabschiedet werden, kann davon ausgegangen werden, dass für so gut wie alle Vorhaben im zentralen Prüfbereich, aber auch Vor-haben im erweiterten Prüfbereich, regelmäßig Schutzmaßnahmen notwendig werden. Diese umfas-sen auch mehrwöchige Abschaltungen der WEA, da Abschaltungen bei landwirtschaftlichen Bewirt-schaftungsereignissen oftmals nicht ausreichen werden bzw. artspezifische nicht zur Verfügung stehen, was den Zielen der Energiewende zuwiderläuft.\r\nDas stellt eine deutliche Verschärfung der bestehenden Regelungen dar und wird Auswirkungen auf den Stromertrag und die Stabilität des Stromnetzes in den Sommermonaten haben. Die durch die Rechtsverordnung absehbaren zahlreichen phänologiebedingten Abschaltungen, Abschaltungen bei\r\n15 von 16\r\nlandwirtschaftlichen Bewirtschaftungsereignissen sowie den ohnehin angeordneten pauschalen Ab-schaltungen zum Schutz von Fledermäusen werden in den Sommermonaten verhindern, ausreichend erneuerbaren Strom zu produzieren und die Netzstabilität zu gewährleisten.\r\nHinzu kommt, dass durch die regelmäßige Notwendigkeit von Schutzmaßnahmen für viele Projekte, für die Maßnahmen mit geringeren Betriebsbeschränkungen nicht möglich sind (wie bspw. Rotmilan und Waldstandort), die Zumutbarkeitsgrenze nach § 45b Abs. 6 und 9 BNatSchG in Verbindung mit Anlage 2 zu § 45b BNatSchG überschritten wird. Das führt erwartbar dazu, dass Genehmigungen nur über eine artenschutzrechtliche Ausnahme erteilt werden können, womit sich die Rechtsunsicherheit weiter er-höht. Die regelmäßige Genehmigung über die artenschutzrechtliche Ausnahme ist vom Gesetzgeber nicht vorgesehen. Hinzu kommt, dass eine in diesem Zusammenhang erforderliche Alternativenprüfung im Radius von 20 Kilometern gemäß § 45b Abs. 8 Nr. 3 BNatSchG regelmäßig nicht leistbar sein wird, sodass Projekte an dieser Hürde scheitern werden.\r\nZudem können Vorhaben nicht nur direkt an beauflagten Schutzmaßnahmen scheitern. Die überzogene und restriktive Bewertung der HPA auf Basis der vorliegenden Rechtsverordnung führt zu ökonomi-schen Realisierungs- und Investitionsunsicherheiten, welche die dringend benötigten privatwirtschaft-lichen Investitionen in Windenergie erheblich belasten und die Windenergie im Vergleich zu anderen Energieerzeugungsarten verteuert.\r\nAbschließend ist festzustellen, dass Vorhabenträger*innen anstelle der HPA regelmäßig auf die zeitauf-wändige RNA zurückgreifen oder von der Möglichkeit des § 45b Abs. 3 BNatSchG Gebrauch machen werden, direkt Schutzmaßnahmen einzuplanen, ohne dass eine artenschutzfachliche oder -rechtliche Notwendigkeit für diese bestehen würde – mit den oben beschriebenen Folgen.\r\nAll dies steht im fundamentalen Widerspruch zu den in Kapitel A der Rechtsverordnung angeführten Zielen einer Beschleunigung und Vereinfachung von Genehmigungsverfahren, dem rechtssicheren und zügigen Zubau von Windenergie an Land zur Erreichung der Treibhausneutralität 2045 sowie zur Vereinbarkeit von Artenschutz und Windenergie. Letzteres ist möglich und existiert keineswegs in einem solch konfliktgeladenen Verhältnis, wie es die vorliegende Rechtsverordnung durch ihre Vorgaben sug-geriert.\r\n16 von 16\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner\r\nLukas Schnürpel\r\nFachreferent Planung/Genehmigung/Naturschutz\r\nl.schnuerpel@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nLukas Schnürpel Cornelia Uschtrin\r\nFachreferent Planung/Genehmigung/Naturschutz Referentin Politik\r\nDatum\r\n5. Januar 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-03-01"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0001586","regulatoryProjectTitle":"Windenergie beschleunigende Umsetzung der RED-III durch den deutschen Gesetzgeber","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/72/e0/285362/Stellungnahme-Gutachten-SG2406070028.pdf","pdfPageCount":33,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nRED III – nationale Umsetzung\r\nReferentenentwurf zum Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie vom 02.04.2024 13:18 Uhr\r\nApril 2024\r\n2 von 33\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 4\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 5\r\n3 Artikel 1: Änderung des Windflächenbedarfsgesetzes ................................................. 7\r\n3.1 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 1 WindBG (Ref-E) Genehmigungserleichterungen .................................... 7\r\n3.2 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 2 WindBG (Ref-E) Überprüfungsverfahren ................................................ 8\r\n3.3 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 2 Satz 1 und 2 WindBG (Ref-E) Vorhandene Daten ................................... 8\r\n3.4 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 2 Satz 3 WindBG (Ref-E) Träger des Vorhabens ...................................... 11\r\n3.5 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 2 Satz 5 WindBG (Ref-E) Umweltauswirkungen ...................................... 11\r\n3.6 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 2 Satz 7 WindBG (Ref-E) Frist Screening .................................................. 12\r\n3.7 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 3 WindBG (Ref-E) Verhältnismäßige Maßnahmen .................................. 13\r\n3.8 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 4 WindBG (Ref-E) Nachteilige Umweltauswirkungen .............................. 14\r\n3.9 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 5 WindBG (Ref-E) Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen .................. 15\r\n3.10 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 6 WindBG (Ref-E) Fehlende Daten und Zahlungspflicht .......................... 16\r\n3.11 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 8 WindBG (Ref-E) Verwaltungsverfahrensrecht ...................................... 17\r\n4 Artikel 2: Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes ....................................... 18\r\n4.1 Zu Nummer 3: § 10a Absatz 3 BImSchG (Ref-E) Verfahrenshandbuch ............................................... 18\r\n4.2 Zu Nummer 3: § 10a Absatz 4 BImSchG (Ref-E) Vollständigkeit der Unterlagen ................................ 18\r\n4.3 Zu Nummer 3: § 10a Absatz 5 BImSchG (Ref-E) Elektronisches Genehmigungsverfahren ................. 20\r\n5 Artikel 4: Änderung des Baugesetzbuches ................................................................. 21\r\n5.1 Zu Nummer 3: § 245f BauGB (Ref-E) Verpflichtende Ausweisung ...................................................... 21\r\n5.2 Zu Nummer 4: § 249a BauGB (Ref-E) Beschleunigungsgebiete für Wind-an-Land ............................. 21\r\n5.2.1 Zu § 249a Absatz 1 Satz 1 BauGB (Ref-E) Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete ............... 21\r\n5.2.2 Zu § 249a Absatz 1 Satz 2 BauGB (Ref-E) Ausweisung weiterer Beschleunigungsgebiete .................... 22\r\n5.2.3 Zu § 249a Absatz 2 BauGB (Ref-E) Zu erwartende Umweltauswirkungen ............................................. 24\r\n5.3 Zu Nummer 4: § 249a Absatz 2 Satz 3 und § 249c Absatz 2 Satz 3 (Ref-E) Neue Anlage 3 ................. 25\r\n5.4 Einfügung der Anlage 3 (zu § 249a Absatz 2 Satz 3 und § 249c Absatz 2 Satz 3) ................................ 25\r\n5.4.1 Zu Abschnitt 1 Anlage 3 (Ref-E) Regeln für Minderungsmaßnahmen für Windenergie an Land.......... 25\r\n5.4.2 Zu Nummer 1 Anlage 3 (Ref-E): Allgemeine Regeln ................................................................................ 26\r\n5.4.3 Zu Nummer 2 Anlage 3 (Ref-E): Anordnung von Minderungsmaßnahmen ........................................... 27\r\n3 von 33\r\n6 Artikel 5: Änderung des Raumordnungsgesetzes ....................................................... 31\r\n6.1 Zu Nummer 4: § 28 ROG (Ref-E) Festlegung von Beschleunigungsgebieten ...................................... 31\r\n6.1.1 Zu § 28 Absatz 1 ROG (Ref-E) Anwendbarkeit §§ 245e und 249 BauGB ................................................ 31\r\n6.1.2 Zu § 28 Absatz 2 ROG (Ref-E) Gebietsausschlüsse .................................................................................. 31\r\n6.2 Zu Nummer 4: § 28 Absatz 2 und § 29 Absatz 2 (Ref-E) Neue Anlage 3 ............................................. 31\r\n7 Sonstiges .................................................................................................................. 32\r\n7.1 §§ 97, 98 EEG (Ref-E) Informations- und Berichtspflichten ................................................................ 32\r\n7.2 Umsetzung von Artikel 16f RED III ...................................................................................................... 32\r\n7.3 Wind-Speicher-Kombinationen auf Beschleunigungsgebieten ermöglichen ...................................... 32\r\nImpressum ...................................................................................................................... 33\r\n4 von 33\r\n1 Einleitung\r\nDie novellierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie (Renewable Energy Directive, RED III) könnte einen großen Schub für die erneuerbaren Energien auslösen. Der Ausbau der erneuerbaren Energien ist nicht nur eine der wichtigsten Säulen, um die Klimaziele zu erreichen. Vor dem Hintergrund des Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine und der damit verbundenen Diversifizierung der Energielieferanten, erhalten die erneuerbaren Energien auch mehr und mehr Verantwortung für die Energiesicherheit.\r\nDie RED III-Richtlinie ist am 20. November 2023 in Kraft getreten. Sie etabliert dauerhaft ein Sonderregime, das erneuerbaren Energien eine neue und gestärkte Verantwortung für den Klimaschutz und die Sicherheit der Energieversorgung zuerkennt. Bereits die EU-Notfall-Verordnung hatte für einen befristeten Zeitraum stark beschleunigende Standards gesetzt. Inzwischen wurde sie bis zum 30. Juni 2025 verlängert, so dass hier zeitweise zwei EU-Regime parallel existieren. Die RED III verstetigt nun die Schritte der EU-Notfall-Verordnung und geht darüber hinaus.\r\nDemnach sollen auf speziellen, für erneuerbaren Energien vorgesehenen Flächen vereinfachte und beschleunigende Regeln gelten. Dies eröffnet große Chancen für die Windenergie. Dazu hat die RED III zwei neue Gebietskategorien eingeführt: Erneuerbare-Energien-Gebiete und Beschleunigungsgebiete. Insbesondere die Beschleunigungsgebiete sollen zum Erreichen der Ausbauziele bis 2030 beitragen. Im Sinne einer Trennung der Gebiete, soll es nach dem Willen und der Gesetzgebung der EU auch Flächen geben, die dem Arten- und Naturschutz unterstellt werden (Nature Restoration Law).\r\nFür bestehende Windenergiegebiete eröffnet die RED III die Möglichkeit, unmittelbar als Beschleunigungsgebiete anerkannt zu werden. Dies muss allerdings der Gesetzgeber bis zum 21. Mai 2024 gesetzlich verankert haben, sonst verfällt diese Chance. Diese Regelung ist derzeit Teil des PV-Paket I, das daher unbedingt fristgerecht verabschiedet werden muss.\r\nAuch die Verlängerung der Regelungen des § 6 WindBG in Folge der verlängerten Notfall-Verordnung ist Teil des PV-Pakets I und muss bis spätestens 30. Juni 2024 erfolgt sein, damit keine Regelungslücken entstehen und die Branche Rechtssicherheit hat.\r\nDie RED III geht aber auch deutlich über die Regelungen der EU-Notfall-Verordnung hinaus, weil sie den Mitgliedstaaten erstmals konkretere Vorgaben hinsichtlich der Planungs- und Genehmigungsprozesse für erneuerbare Energien in den dafür bestimmten Gebieten macht. Die Vorschriften lassen den Mitgliedstaaten aber auch Spielräume, die der nationale Gesetzgeber unterschiedlich ausgestalten kann.\r\nDie Bundesregierung ist die Umsetzung der RED III in nationale Gesetzgebung unmittelbar angegangen. Dies ist gut und richtig, da die Richtlinie eng gesetzte Umsetzungsfristen erfordert, die es einzuhalten gilt. Bestimmte Teile der Umsetzung sind daher bereits ausgekoppelt worden wie zum Beispiel die oben genannte Anerkennung der bestehenden Windenergiegebiete in Beschleunigungsgebiete. Bis zum 21. Mai 2025 sollen die Erneuerbaren-Energien-Gebiete (Artikel 15b RED III) erfasst und wiederum neun Monate später, am 21. Februar 2026, soll die reguläre Ausweisung einer erheblichen Gesamtgröße der Beschleunigungsgebieten sichergestellt sein. Für die Umsetzung von Vorgaben für Genehmigungsverfahren gelten Fristen bis zum 1. Juli 2024 bzw. 21. Mai 2025.\r\n5 von 33\r\nDer BWE hat bereits im Oktober 2023 Empfehlungen zur nationalen Umsetzung der RED III abgegeben und diese im Februar 2024 durch Vorschläge für eine praxistaugliche und effektive Umsetzung für das sogenannte Screening-Verfahren ergänzt. An dieser Stelle stellt der BWE seine Änderungsvorschläge für den vorliegenden Referentenentwurf vor.\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\nWir begrüßen:\r\n● Screening: Die Möglichkeit der Ausnahme nach dem Screening-Verfahren.\r\n● Nebenanlagen: Die Festlegung, dass Nebenanlagen ohne UVP-Pflicht errichtet werden können.\r\n● Minderungsmaßnahmen: Dass die Anordnung von Minderungsmaßnahmen auf Genehmigungsebene erfolgt und auf Planungsebene nur Regeln für Minderungsmaßnahmen mittels eines Kataloges festgelegt werden.\r\nWir kritisieren:\r\n● Umkehr des Regelausnahmeverhältnisses beim Screening: Es kommt zum Zahlungsmechanismus bei fehlenden Daten. Das führt zur Unwirtschaftlichkeit von Windenergieprojekten. Will man dem Zahlungsmechanismus entgehen, müsste kartiert werden, was dem Anspruch einer beschleunigten Energiewende widerspricht.\r\n● Unbestimmte Rechtsbegriffe: Hiervon gibt es mehrere auf Planungs- wie auf Genehmigungsebene, wie zum Bespiel “bedeutende Vorkommen”, das “Gebiet” oder auch “durch den Ausbau erneuerbarer Energien betroffene Arten”. Diese sollten in den Begriffsbestimmungen des Gesetzes exakt definiert werden.\r\n● Gebietsausschlüsse nach § 249a Absatz 1, Nummer 2 BauGB des Referentenentwurfs (Ref-E), wie zum Beispiel “Dichtezentren”, “Schwerpunktvorkommen”, “Brut- und Rastgebiete”, “Kolonien” und “sonstige Ansammlungen betroffener Arten”. Diese sind unbestimmt, undefiniert und nicht normiert und dürfen nicht pauschal als Ausschlussgebiete für Beschleunigungsgebiete gelten.\r\n● Bundesleitfaden ohne Ermächtigungsgrundlage und Zeitplan: Der Bundesleitfaden bildet die Regeln für Minderungsmaßnahmen ab und hat damit eine entscheidende Funktion. Da im Gesetz weder eine Ermächtigungsgrundlage noch ein Zeitplan für die Erstellung dieses Leitfadens festgelegt wird, kann ausgerechnet dieses wichtige Instrument kaum zeitnah in der Praxis angewendet werden.\r\n6 von 33\r\nWir regen an:\r\n● Richtigstellung der Zahlungssystematik: Die RED III ermöglicht, dass beim Fehlen von Daten keine Zahlung erfolgt\r\n● Konkretisierung der einzelnen Gebietsarten.\r\n● Konkretisierung der bisher unbestimmten Rechtsbegriffe in den Begriffsbestimmungen des Gesetzes.\r\n● Absicherung des Bundesleitfadens durch eine Ermächtigungsgrundlage und einen Zeitplan.\r\n● Schaffung einer Datengrundlage: Gerade vor dem Hintergrund der akkuraten Umsetzung der Zahlungssystematik ist es von großer Bedeutung, dass das im Planungs- und Beschleunigungspakt der Länder angekündigte digitale Portale für Umweltdaten rasch umgesetzt werden, um die Verfügbarkeit von Umwelt- und Artenschutzdaten langfristig zu verbessern.\r\n● Beschleunigung im Genehmigungsverfahren durch die Festlegung, dass es nur eine einmalige Nachforderung durch die Behörde geben darf.\r\n● Definition der Vollständigkeit zur Erleichterung der Genehmigung.\r\n● Absicherung der UVP-Befreiung von Nebenanlagen durch eine adäquate Ausgestaltung der dazugehörigen Vorschrift in § 3 Nummer 15a Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).\r\n7 von 33\r\n3 Artikel 1: Änderung des Windflächenbedarfsgesetzes\r\n3.1 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 1 WindBG (Ref-E) Genehmigungserleichterungen\r\n§ 6b Absatz 1 WindBG (Ref-E) regelt die Genehmigungserleichterungen für die einer Windenergieanlage an Land und der dazugehörigen Nebenanlagen im Sinne des § 3 Nummer 15a EEG.\r\nSoll eine Windenergieanlage an Land und der dazugehörigen Nebenanlagen in einem Beschleunigungsgebiet für Windenergie an Land errichtet, betrieben oder die Lage, die Beschaffenheit oder der Betrieb geändert werden, ist auf die Durchführung einer UVP, FFH-Verträglichkeits- und artenschutzrechtlichen Prüfung zu verzichten. Ebenso auf die Prüfung der in § 27 WHG genannten Bewirtschaftungsziele. Voraussetzung ist, dass entsprechende Maßnahmen aus Absatz 2, 3 oder 4 umgesetzt werden.\r\nBisher fehlt allerdings der Verweis bei der Natura 2000-Prüfung auf den § 33 BNatSchG. Damit ist die Befreiung von Prüfpflichten in Bezug auf die Einhaltung des habitatschutzrechtlichen Verschlechterungsverbots aus Artikel 6 Absatz 2 der FFH-Richtlinie noch nicht umgesetzt. Die RED III beinhaltet unter Artikel 15c Absatz 1 im Rahmen der Vereinbarkeitsvermutung hingegen auch Artikel 6 Absatz 2 FFH-RL.\r\nDie Aufnahme von „dazugehörigen Nebenanlagen“ in das Beschleunigungsregime ist begrüßenswert. Allerdings fehlt es im EEG bislang an einer klaren Definition für Nebenanlagen. Zudem ist es nicht möglich diese Regelung vollumfänglich zu bewerten, da der neue § 3 Nummer 15a EEG 2023 noch nicht öffentlich einsehbar ist.\r\nEine Klarstellung ist notwendig, dass darunter alle Nebenanlagen und Annexverfahren fallen, die zur Errichtung und zum Betrieb (inkl. Stromverteilung) der Anlage notwendig sind. Dazu zählen Kranstellflächen und Zuwegungen ebenso wie Kabel, Netzverknüpfungspunkte und Speicheranlagen. Dies ist im Originaltext der RED (Artikel 16 Absatz 1) entsprechend angelegt.\r\nDer BWE kritisiert zudem die Formulierung in § 6b Absatz 1 Satz 2 Halbsatz 2WindBG (Ref-E). Darin heißt es, dass keine Artenschutzprüfung, UVP, FFH-VP durchzuführen ist, sofern Maßnahmen nach Absatz 2, 3 oder 4 angeordnet werden. Die Richtlinie geht davon aus, dass das jeweilige Vorhaben mit den Vorschriften des EU-Umweltrechts übereinstimmt, soweit die auf Planebene festgelegten Maßnahmen umgesetzt werden. Sollte aber nachweislich kein Konflikt mit diesen Vorschriften bestehen, z.B. keine artenschutzrechtlich relevante Art betroffen sein, dann sind auch keine Maßnahmen erforderlich. Dies prüft die Behörde im sogenannten Überprüfungsverfahren, was sich aus Absatz 2 Satz 1 ergibt (“stattdessen”). Ansonsten bleibt unklar, wie mit Fällen umzugehen ist, in denen kein Konflikt besteht. Hier muss der Gesetzestext ergänzt werden.\r\nKonkret: Der BWE fordert die Anpassung des § 6b Absatz 1 Satz 1 WindBG (Ref-E) (neuer Text in fett):\r\n„(1) Wird die Errichtung und der Betrieb oder die Änderung der Lage, der Beschaffenheit oder des Betriebs einer Windenergieanlage an Land und der dazugehörigen Nebenanlagen im Sinne\r\n8 von 33\r\ndes § 3 Nummer 15a des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes in einem Beschleunigungsgebiet für Windenergie an Land beantragt, ist im Zulassungsverfahren:\r\n1. abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung eine Umweltverträglichkeitsprüfung,\r\n2. abweichend von § 34 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes eine Prüfung in Bezug auf Natura 2000-Gebiete,\r\n3. abweichend von den Vorschriften des § 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes eine artenschutzrechtliche Prüfung und\r\n4. abweichend von den Vorschriften des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes eine Prüfung der dort genannten Bewirtschaftungsziele\r\nnicht durchzuführen, sofern Maßnahmen nach Absatz 2, 3 oder 4 angeordnet werden oder eine Notwendigkeit zur Umsetzung von Maßnahmen nachweislich nicht besteht.“\r\n3.2 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 2 WindBG (Ref-E) Überprüfungsverfahren\r\n§ 6b Absatz 2 WindBG (Ref-E) regelt die Durchführung des Überprüfungsverfahrens auf Grundlage vorhandener Daten.\r\nIn Umsetzung von Artikel 16a Absatz 4 RED III muss Ziel des Überprüfungsverfahrens sein, festzustellen, ob das Projekt „höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen haben wird, die bei der Umweltprüfung der Pläne zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten (…) durchgeführt wurde, nicht ermittelt wurden.” Es ist also festzustellen, ob eine neue, fachgutachterlich ermittelte Datenlage ein anderes Maßnahmenkonzept als bei Planaufstellung erfordert. Diese Überprüfung erfolgt auch unter Heranziehung der Umsetzung der auf Planebene angeordneten Minderungsmaßnahmen, sowie der durch die Antragssteller*in vorgeschlagenen erforderlichen Maßnahmen.\r\n3.3 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 2 Satz 1 und 2 WindBG (Ref-E) Vorhandene Daten\r\nDer BWE begrüßt die Regelung, dass nur vorhandene Daten für das Überprüfungsverfahren herangezogen werden können.\r\nBeim vorliegenden Überprüfungsverfahren sollen höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen erkannt werden. Erhebliche nachteilige Auswirkungen sind unvorhergesehen, wenn sie nicht bei der SUP auf Planungsebene erfasst wurden. Damit kann es sich nur um eine Deltabetrachtung handeln, bei der die Auswirkungen, die bereits im Rahmen der SUP ermittelt oder nicht berücksichtigt worden sind, die Ausgangslage darstellen. Bei der Deltabetrachtung sind somit auch die auf Planungsebene festgelegten Minderungsmaßnahmen heranzuziehen. Entsprechend Artikel 15c Absatz 1 Unterabsatz 3 der RED III ist davon auszugehen, dass die Bestimmungen der genannten Richtlinien eingehalten werden, wenn die Maßnahmen umgesetzt werden, sodass in diesem Fall keine unvorhergesehenen Auswirkungen zu erwarten sind. Der\r\n9 von 33\r\nPrüfmaßstab des Überprüfungsverfahrens auf Genehmigungsebene kann bei der Umsetzung der RED III nicht strenger sein als auf der Planungsebene. Dies bekräftigt auch die kurze Frist von 45 Tagen.\r\nEs ist daher notwendig, dass das Überprüfungsverfahren als Deltaprüfung hinsichtlich der zum Prüfungszeitpunkt vorhandenen Daten ausgestaltet wird. Um das Überprüfungsverfahren als die schlanke und überschlägige Prüfung umzusetzen, die die RED III vorsieht, darf der Prüfungsumfang nicht weiter und der Prüfungsmaßstab nicht strenger sein als bei der SUP. Dies gelingt, indem man das Überprüfungsverfahren als eine Prüfung am Schreibtisch erfolgen lässt, die ausschließlich anhand bereits vorhandener Daten erfolgt1, die bei Planausweisung noch nicht vorlagen.\r\nKonkret kann es sich dabei um Fallkonstellationen handeln, in denen Daten zu einer relevanten Art vorliegen, die bei Planerstellung noch nicht erfasst wurden oder aber neue wissenschaftliche Erkenntnisse vorliegen (z.B. zu neuen windenergiesensiblen Arten oder der Unwirksamkeit einer Maßnahme), die normativ verankert wurden. Hinsichtlich des Alters der Daten ist zu ergänzen, dass die Daten nur so alt sein dürfen wie der Plan, höchstens jedoch fünf Jahre, wenn der Plan noch älter sein sollte. Sollte ein neues Artvorkommen vorliegen, so müssten auch entsprechende Minderungsmaßnahmen von der Planungsträgerin vorgehalten werden, die die Genehmigungsbehörde in dem Fall anordnen würde.\r\nDiese neuen Daten sind nach dem gleichen Vorgehen zu prüfen, als wären sie bereits auf Planungsebene bekannt gewesen. Damit bleibt auch gewährleistet, dass auf Genehmigungsebene keine strengere Prüfung erfolgt als auf Planungsebene. In der Praxis könnte eine entsprechende Prüfung sehr zügig in Form der Abfrage einer entsprechenden Datenbank für das Planungsgebiet erfolgen.\r\nBisher gibt es keine ausreichend genaue Definition zur \"ausreichenden räumlichen Genauigkeit\". Es wäre wünschenswert, dieses Konzept in Zukunft noch präziser zu formulieren.\r\nZudem kritisiert der BWE, dass die Begründung des § 6b Absatz 2 WindBG wesentlich über die Regelungen der Richtlinie hinausgeht. Danach ist auf Seite 31/32 zu entnehmen:\r\n„Schutzmaßnahmen zur Vermeidung der Tötung- oder Verletzung von kollisionsgefährdeten Brutvögeln können nur angeordnet werden, sofern aktuelle und genaue Daten über den Brutplatz vorliegen. Sind für die relevanten europäisch geschützten Arten keine Daten vorhanden oder sind Daten nicht aktuell und ausreichend genau, ist nach § 6b Absatz 5 ohne Zwischenschritte eine jährliche Zahlung in Geld in Höhe von 3 000 Euro/MW festzulegen.\r\nSind Daten nur für einige Arten oder nicht ausreichend vorhanden, um alle Verbotstatbestände für alle potentiell betroffenen Arten zu beurteilen, ist – neben eventuellen Minderungs- oder Ausgleichsmaßnahmen – auch eine jährliche Zahlung\r\n1 Siehe auch Erwägungsgrund 35 der RED III: „Für die Zwecke dieses Screenings sollte die zuständige Behörde den Antragsteller auffordern, zusätzliche verfügbare Informationen vorzulegen, ohne dass eine neue Bewertung oder Datenerhebung erforderlich ist.“\r\n10 von 33\r\nvon entweder 3.000 oder 450 Euro/MW nach Maßgabe des Absatzes 5 in die nationalen Artenhilfsprogramme anzuordnen.“\r\nDer Gesetzentwurf kehrt hier im Gegensatz zum Unionsrecht die Begründungslast um, da, wenn mangels Daten nicht beurteilt werden kann, ob „höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen“ zu erwarten sind, weitergehende Maßnahmen ergriffen werden. Die Vorhabenträger*in muss demnach eine Kompensationszahlung leisten, obwohl ein Verstoß gegen einen Verbotstatbestand nicht bekannt ist oder nachgewiesen werden kann. Die Richtlinie sieht das so nicht vor.2 Diese Regelung im Fall fehlender Daten wurde bereits in Bezug auf die EU-Notfall-Verordnung und deren Umsetzung in § 6 WindBG verabschiedet und angewandt. Allerdings gab es dort noch keine Maßnahmen im Plan. Es ist zweifelhaft, weshalb Vorhabenträger*innen eine Kompensationszahlung leisten sollen, obwohl keine oder nicht ausreichend aktuelle Daten vorhanden sind. Sie werden damit für einen potenziellen Tatbestand des Tötungs- oder Störungsverbots pauschal in Haftung genommen, der weder festgestellt noch nachgewiesen wurde.\r\nDie Richtlinie „verlangt ein Screening auf Grundlage verfügbarer Daten. Sind keine Daten verfügbar, kann ein Screening auch nicht auf der Grundlage eindeutiger Beweise erhebliche Auswirkungen ergeben, sodass im Ergebnis – neben den Planmaßnahmen bzw. etwaigen zusätzlichen von der Projektträger*in getroffenen Maßnahmen – keine zusätzlichen Maßnahmen zu ergreifen sind.“3\r\nProjektträger*innen sind für das Fehlen von Daten nicht verantwortlich zu machen. Die jährliche Zahlung ist mit 3.000 Euro/MW nicht unerheblich und auf 20 Jahre angelegt. Sie kann für einzelne Projekte schmerzhaft sein, bzw. diese sogar an die Grenze der Wirtschaftlichkeit bringen. Sie treibt die Kosten der Energiewende unnötig in die Höhe und ist möglicherweise rechtlich nicht haltbar.\r\nDie Praxis zeigt im Umgang mit dem bisherigen § 6 WindBG, dass Vorhabenträger*innen oft vorsorglich kartieren, um ihr Projekt zu retten oder die pauschale Zahlung durch die Kombination aus Minderungsmaßnahme und reduzierter Zahlung zu ersetzen. Dadurch wird Zeit verloren, die für das Vorantreiben der Projekte gebraucht wird. Eine Beschleunigung wird damit verhindert.\r\nDie Richtlinie zeigt hier eindeutig den Weg vor: Weder kann es ein Genehmigungsversagen in Bezug auf das EU-Umweltrecht in Beschleunigungsgebieten geben noch ist eine Maßnahme bei nicht vorhandenen Daten vorgesehen, daher folglich auch keine pauschale Zahlung. An der Stelle sollte besser das unionsrechtlich vorgesehene Regel-Ausnahme-Verhältnis, das der BWE auch in seinem Positionspapier zum Screening darlegt, umgesetzt und klargestellt werden, sodass nur bei eindeutigen Beweisen anhand von vorhandenen Daten zusätzliche Maßnahmen vorgeschrieben werden können.\r\nZu Recht haben Bund und Länder im „Pakt für Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung“ am 6. November 2023 beschlossen, dass dem „Grundprinzip der 1:1 Umsetzung EU-rechtlicher Vorgaben und der gezielten Ausschöpfung EU-rechtlicher Spielräume zur Verfahrensbeschleunigung“ gefolgt\r\n2 Vgl. Stiftung Umweltenergierecht (2024): Umsetzung der Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land und Solarenergie Vergleichende Gegenüberstellung der Vorgaben des Referentenentwurfs vom 02.04.2024 und der Vorgaben der geänderten Erneuerbare-Energien-Richtlinie, S. 3 – LINK.\r\n3 Ebenda.\r\n11 von 33\r\nwerden soll.4 Daher sollte auch hier der Ambition, den Zielen und dem Text der Richtlinie 1:1 gefolgt werden.\r\nKonkret: Der BWE fordert folgende Streichung in § 6b Absatz 6 WindBG:\r\n„(6) Soweit Maßnahmen für den Schutz von Arten nicht verfügbar oder Daten nicht vorhanden sind, hat der Betreiber eine Zahlung in Geld zu leisten.“\r\nExkurs zum Problem fehlender Daten: Der BWE hat es sehr begrüßt, dass Bund und Länder im „Pakt für Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung” erkannt haben, dass eine „vereinfachte digitale Verfügbarkeit von Umwelt- und Artenschutzdaten dazu beitragen [kann], Genehmigungsverfahren effizienter durchzuführen“.5 Dafür will der Bund ein digitales Portal für Umweltdaten einrichten, das perspektivisch mit planungsrelevanten Umweltdaten ergänzt wird. Ein solches Umweltdatenkataster wäre äußerst hilfreich, um die schwierige Lage mit heterogenen Daten in den einzelnen Bundesländern anzugehen und einen solchen Datenpool auch zu pflegen und die Qualität zu sichern.\r\nDass dieses Bundesprojekt noch nicht in Planung zu sein scheint und die verfügbaren Daten vor Ort oft nicht ausreichen, liegt jedoch nicht in der Verantwortung der Vorhabenträger*innen. Diese unterstützen gerne beim Aufbau einer solchen Datenbank. Sie allerdings für nicht vorhandene Daten in Haftung zu nehmen, ist nicht zielführend für eine faire, bezahlbare und beschleunigte Energiewende.\r\n3.4 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 2 Satz 3 WindBG (Ref-E) Träger des Vorhabens\r\nDer BWE kritisiert die dem gängigen Recht unbekannte Formulierung “Träger des Vorhabens”. Dieser Begriff ist unbekannt und es sollte der gängige Begriff „Antragsteller“ aus dem Immissionsschutzrecht verwendet werden.\r\nZudem sollte klargestellt werden, dass die vom Antragssteller etwaigen vorgeschlagenen Maßnahmen erforderlich sein müssen. Es sollte auch normiert werden, dass diese nur bei eindeutigen Beweisen für erhebliche Auswirkungen aufgrund vorhandener Daten erforderlich sind.\r\n3.5 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 2 Satz 5 WindBG (Ref-E) Umweltauswirkungen\r\nDer BWE kritisiert, dass der RefE in Satz 6 die Aneinanderreihung unbestimmter Rechtsbegriffe (höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen) der Richtlinie wörtlich übernimmt, ohne diese zu konkretisieren.\r\nIn der Begründung des RefE heißt es auf Seite 32:\r\n4 Beschleunigungspakt Bund-Länder (2023): Pakt für Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung zwischen Bund und Ländern, Ergebnisprotokoll vom 6. November 2023, S. 46 – LINK.\r\n5 Ebenda, S. 50.\r\n12 von 33\r\n„Auf Grundlage des vorgelegten Maßnahmenkonzeptes prüft die Genehmigungsbehörde im Überprüfungsverfahren, ob das Vorhaben auch bei Durchführung der Maßnahmen höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Nummer 2 der Anlage 3 zum Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird, die bei der Umweltprüfung nach § 8 des Raumordnungsgesetzes oder des § 2 Absatz 4 des Baugesetzbuchs nicht ermittelt wurden, und dadurch die Einhaltung der Vorschriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes oder § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes nicht gewährleistet ist.“\r\nAuch in der Begründung werden die unbestimmten Rechtsbegriffe nicht konkretisiert und damit wird der Prüfungsmaßstab nicht deutlich. Dies wird in der Praxis zu erheblichen Rechtsunsicherheiten führen. Ohne klar eingrenzenden Maßstab kann es hier regelmäßig zu Nachforderungen kommen, die dann erst durch das Verhältnismäßigkeitskonstrukt eingedämmt werden. Das ist nicht sachgerecht.\r\nDer BWE regt daher an, eine Deltaprüfung klar zu normieren (siehe oben zu Absatz 2 Satz 1 und 2). Erhebliche nachteilige Auswirkungen sind unvorhergesehen, wenn sie nicht bei der SUP auf Planebene erfasst wurden. Damit kann es sich nur um eine Deltabetrachtung handeln, bei der die Auswirkungen, die bereits im Rahmen der SUP ermittelt oder nicht berücksichtigt worden sind, die Ausgangslage darstellen. Bei der Deltabetrachtung sind somit auch die auf Planebene festgelegten Minderungsmaßnahmen heranzuziehen.\r\n3.6 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 2 Satz 7 WindBG (Ref-E) Frist Screening Der BWE begrüßt die Regelung zur zeitlichen Begrenzung des Überprüfungsverfahrens. Danach müssen reguläre Verfahren innerhalb von 45 Tagen, bei Anträgen nach § 16b Absatz 1 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes innerhalb von 30 Tagen abgeschlossen sein. Unklar bleibt der Fristbeginn, da die Vollständigkeit der Unterlagen für das Überprüfungsverfahren nicht definiert wird.\r\nDer BWE fordert daher die Pflicht zur schriftlichen Bestätigung der Vollständigkeit und die Möglichkeit der behördlichen Nachforderungen jeweils innerhalb einer Frist von sieben Tagen nach Einreichung des Antrags. Geschieht die Bestätigung der Vollständigkeit unter Angabe des Datums der Vollständigkeit (Eingang der letzten für die Vollständigkeit erforderlichen Unterlage) innerhalb der Frist nicht, gilt der Antrag als vollständig. Im Falle der Nachforderung von Unterlagen gilt der Antrag mit Einreichung dieser als vollständig.\r\nNicht geregelt wird jedoch, was passiert, wenn die Behörde die Vollständigkeit nicht bestätigt, da dann keine zeitliche Obergrenze ausgelöst wird.\r\nKonkret: Der BWE fordert daher den Absatz 2 wie folgt zu ergänzen (neuer Text in fett)::\r\n„(2) Die zuständige Behörde führt stattdessen ein Überprüfungsverfahren auf Grundlage vorhandener Daten durch. Die Daten müssen eine ausreichende räumliche Genauigkeit aufweisen und dürfen zum Zeitpunkt der Entscheidung über den Genehmigungsantrag in der Regel nicht älter als der Plan selbst, höchstens jedoch fünf Jahre sein. Für das Überprüfungsverfahren legt der Träger des Vorhabens Antragsteller Unterlagen über die Einhaltung der gemäß § 249a des Baugesetzbuches oder gemäß § 28 des Raumordnungsgesetzes festgelegten Maßnahmen und über etwaige von ihm vorgeschlagene\r\n13 von 33\r\nerforderliche Maßnahmen vor, sowie Informationen darüber, wie mit diesen Maßnahmen Umweltauswirkungen begegnet wird. Die Unterlagen sind zusätzlich zu den nach Fachrecht erforderlichen Unterlagen vorzulegen. Die zuständige Behörde überprüft, ob das Vorhaben auch bei Durchführung der Maßnahmen höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Nummer 2 der Anlage 3 zum Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird, die bei der Umweltprüfung nach § 8 des Raumordnungsgesetzes oder des § 2 Absatz 4 des Baugesetzbuchs nicht ermittelt wurden, und dadurch die Einhaltung der Vorschriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes nicht gewährleistet ist. Sie prüft weiter, ob für das Vorhaben eine Pflicht zur grenzüberschreitenden Umweltverträglichkeitsprüfung nach § 54 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung besteht. Sind die Unterlagen für das Überprüfungsverfahren vollständig, schließt die zuständige Behörde das Verfahren innerhalb von 45 Tagen ab, bei Anträgen nach § 16b Absatz 1 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes innerhalb von 30 Tagen. Dem Antragsteller ist die Vollständigkeit unverzüglich nach der Einreichung der Antragsunterlagen schriftlich unter Angabe des Vollständigkeitsdatums zu bestätigen. Nach Ablauf der Frist von X Tagen gilt der Antrag als vollständig, soweit keine Nachforderung von Unterlagen innerhalb dieses Zeitraums erfolgt ist. Im Falle der Nachforderung von Unterlagen gilt der Antrag mit Einreichung dieser als vollständig.“\r\n3.7 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 3 WindBG (Ref-E) Verhältnismäßige Maßnahmen\r\nVorwegzustellen ist, dass die Absätze 2, 4, 5 an vielen Stellen von Maßnahmen ausgehen. Dabei wird weder klar, welche Maßnahmen im jeweiligen Fall gemeint sind, noch dass diese stets verhältnismäßig zu sein haben. Zudem werden die Maßnahmenbegriffe nicht stringent benutzt. Es gibt insbesondere auch Verwerfungen mit der Begründung. CEF und FCS sind keine Ausgleichsmaßnahmen. CEF ist eine Vermeidungs- oder Minderungsmaßnahme, FCS ist eine Ersatzmaßnahme. Mit einer CEF-Maßnahme kann man aber keine Tötungen oder Störungen vermeiden oder mindern.\r\nDie Regelung aus Absatz 3 enthält eine Fiktion der Vereinbarkeit mit den genannten Umweltrechtsvorschriften für den Fall, dass die Behörde innerhalb der für das Überprüfungsverfahren vorgegebenen Fristen keine Entscheidung trifft. Dies erfolgt in Umsetzung von Art 16a Absatz 5 RED III und ist zu begrüßen. Jedoch besteht redaktioneller Anpassungsbedarf.\r\nDer BWE fordert zudem eine Klarstellung auf welche Entscheidungen sich die Veröffentlichungspflicht in Absatz 3 Satz 2 bezieht: Auf die Fiktion nach Absatz 3 Satz 1, dass der Antrag nach Ablauf der Screening-Frist „unter Umweltgesichtspunkten genehmigt“ ist und/oder auf die begründete Verwaltungsentscheidung, dass Auswirkungen im Sinne des Absatzes 2 Satz 5 zu erwarten sind. Es ist nicht klar, ob neben der Verwaltungsentscheidung der Behörde, dass ein Projekt höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen haben wird, auch die Fiktion einer Genehmigung „unter Umweltgesichtspunkten“ der Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden muss. Schon allein der Gleichbehandlung wegen wären beide Fälle zu veröffentlichen, also sowohl die begründete als auch die unbegründete Entscheidung. Die Veröffentlichung von Entscheidungen untersteht oftmals der Pflicht; wird sie unterlassen, ist das ein Verfahrensfehler.\r\n14 von 33\r\nKonkret: Der BWE fordert daher den Absatz 3 wie folgt zu ändern:\r\n“(3) Trifft die zuständige Behörde im Überprüfungsverfahren nach Absatz 2 innerhalb der Frist nach Absatz 2 Satz 7 keine begründete Entscheidung darüber, ob höchstwahrscheinlich Auswirkungen im Sinne des Absatzes 2 Satz 5 zu erwarten sind, die nicht durch geeignete und verhältnismäßige Maßnahmen nach Absatz 3 Satz 1 gemindert werden können, gelten die Vorschriften nach §§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes als eingehalten. Trifft die zuständige Behörde eine begründete Beide Entscheidungen nach Absatz 4 oder 5 Satz 1, wird sie sind auf der Internetseite der Behörde für die Öffentlichkeit zugänglich gemacht.”\r\nWeiter ist der Gesetzesbegründung auf S. 33 zu entnehmen:\r\n\"Liegt die WEA im erweiterten Prüfbereich, liegt in der Regel keine signifikante Risikoerhöhung vor, es sei denn die Aufenthaltswahrscheinlichkeit der Exemplare in dem vom Rotor überstrichenen Bereich der Windenergieanlage ist aufgrund artspezifischer Habitatnutzung oder funktionaler Beziehungen deutlich erhöht. Die Behörde hat insofern darzulegen, dass aufgrund fachlich nachvollziehbarer begründeter Indizien ernstliche Anhaltspunkte für eine deutliche Erhöhung der Aufenthaltswahrscheinlichkeit vorliegen. Diese Anhaltspunkte kann der Antragsteller wiederum durch eine freiwillige Habitatpotentialanalyse oder eine Raumnutzungsanalyse widerlegen.\" -- Hiernach muss nicht die Behörde die HPA durchführen; ihre Darlegungslast ist eingeschränkt; es genügt, wenn \"aufgrund fachlich nachvollziehbarer begründeter Indizien ernstliche Anhaltspunkte für eine deutliche Erhöhung der Aufenthaltswahrscheinlichkeit vorliegen\". Der Antragsteller dagegen muss eine Habitatpotentialanalyse oder eine Raumnutzungsanalyse liefern.\r\nIn der Praxis ist dadurch zu erwarten, dass Vorhabenträger*innen auch im erweiterten Prüfbereich voraussichtlich nicht selten eine HPA/RNA durchführen werden - obwohl Artenschutzprüfungen in Beschleunigungsgebieten nicht stattfinden sollen. Auch um Genehmigungen möglichst abzusichern und dem Vorwurf von Umweltvereinigungen zu begegnen, dass \"aufgrund fachlich nachvollziehbarer begründeter Indizien ernstliche Anhaltspunkte\" für ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko vorlagen, wird nicht selten kartiert werden. Der Satzteil “aufgrund fachlich nachvollziehbarer begründeter Indizien ernstliche Anhaltspunkte für “ ist somit zu streichen.\r\n3.8 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 4 WindBG (Ref-E) Nachteilige Umweltauswirkungen\r\n§ 6b Absatz 4 WindBG (Ref-E) regelt den Fall, dass das Überprüfungsverfahren ergibt, dass höchstwahrscheinlich keine Auswirkungen im Sinne des Absatzes 2 Satz 5 zu erwarten sind. Hier ordnet die Behörde die erforderlichen Maßnahmen im Genehmigungsbescheid an.\r\nAn dieser Stelle verschiebt der Wortlaut und der Verweis auf Absatz 2 Satz 5 den Darlegungsmaßstab des Überprüfungsverfahrens, indem er vorgibt, dass Auswirkungen nach Absatz 2 Satz 5 höchstwahrscheinlich zu erwarten sind. Dies ist eine Doppelung, da nun geprüft werden muss, ob ein Vorhaben höchstwahrscheinlich keine erheblichen unvorhergesehenen nachteiligen Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Nummer 2 der\r\n15 von 33\r\nAnlage 3 zum Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird. (Auswirkungen nach Absatz 2 Satz 5)\r\nKonkret: Der BWE fordert daher den Absatz 4 wie folgt abzuändern (neuer Text in fett):\r\n(4) Ergibt das Überprüfungsverfahren, dass höchstwahrscheinlich keine Auswirkungen im Sinne des Absatzes 2 Satz 5 zu erwarten sind, so ordnet die Genehmigungsbehörde die erforderlichen Maßnahmen, die gemäß § 249a des Baugesetzbuches oder gemäß § 28 des Raumordnungsgesetzes festgelegten sind, im Genehmigungsbescheid an. Mit Durchführung der angeordneten Maßnahmen, die gemäß § 249a des Baugesetzbuches oder gemäß § 28 des Raumordnungsgesetzes festgelegten sind, ist die Einhaltung der Vorschriften der §§ 33, 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes gewährleistet. Die Anforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt.\r\nDer BWE fordert weiter die Gesetzesbegründung auf Seite 33 so anzupassen, dass auch die Probabilistik als wesentlich genaueres Mittel zur Widerlegung von Anhaltspunkten, dass eine signifikante Risikoerhöhung vorliegt, aufgenommen wird. Bisher kann die Vermutung, dass ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko vorliegt, von Antragsteller*innen durch einen freiwilligen artenschutzrechtlichen Fachbeitrag in Form einer Habitatpotentialanalyse oder einer Raumnutzungsanalyse widerlegt werden.\r\n3.9 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 5 WindBG (Ref-E) Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen\r\n§ 6b Absatz 5 WindBG legt fest, dass, wenn höchstwahrscheinlich Auswirkungen im Sinne des Absatzes 2 Satz 5 zu erwarten sind, die zuständige Behörde geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen im Hinblick auf diese Auswirkungen anordnet. Soweit solche Maßnahmen nicht verfügbar sind, ordnet die zuständige Behörde geeignete und verhältnismäßige Ausgleichsmaßnahmen an. Die Anforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt.\r\nDer BWE begrüßt diese Regelung, durch die der deutsche Gesetzgeber von der Möglichkeit aus Artikel 16a Absatz 5 Unterabsatz 2 und 3 RED III Gebrauch gemacht hat und Windenergievorhaben von der nachträglichen Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) bzw. FFH-Verträglichkeitsprüfung ausgenommen hat.\r\nDieses Vorgehen ist bereits durch § 6 Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) bekannt und hat sich bewährt. Wie in Windenergiegebieten des WindBG kommt es in den Beschleunigungsgebieten der RED III stets zu einer Genehmigung6 („Ob“) und nur die Maßnahmen stehen infrage („Wie“). Ein Gebrauchmachen der Ausnahme ermöglicht es, nah am System des § 6 WindBG zu bleiben und damit Planungs- und Rechtssicherheit zu schaffen, anstatt eine vollkommen neue Regelung einzuführen.\r\n6 In Bezug auf das europäische Umweltrecht\r\n16 von 33\r\nUmstände, die die skizzierte Ausnahme rechtfertigen, liegen vor: In der aktuellen Studie des UBA zur Flächenverfügbarkeit und den Flächenbedarfen wird festgestellt, dass das noch verfügbare Leistungspotenzial der rechtskräftigen Flächenkulisse sowie perspektivisch das Potenzial der aktuellen Planentwürfe nicht zur Deckung der Ausschreibungsmengen der kommenden Jahre ausreicht.7 Zudem sind Genehmigungsverfahren immer noch deutlich zu lang, u.a. aufgrund mangelnder oder unzureichender Prüfstandards und fehlendem Personal. Daher müssen alle Maßnahmen für einen schnelleren Ausbau ergriffen und auch diese Ausnahme angewandt werden.\r\nBisher nicht umgesetzt ist die Vorgabe der Richtlinie, dass die Verwaltungsentscheidung auf der Grundlage eindeutiger Beweise die Gründe dafür angeben muss, dass höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen zu erwarten sind (Artikel 16a Absatz 5 Unterabsatz 1 Satz 1 RED III).\r\nKonkret: Der BWE fordert daher den Absatz 5 wie folgt abzuändern:\r\n„(5) Ergibt das Überprüfungsverfahren auf der Grundlage eindeutiger Beweise, dass höchstwahrscheinlich Auswirkungen im Sinne des Absatzes 2 Satz 5 zu erwarten sind, ordnet die zuständige Behörde geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen im Hinblick auf diese Auswirkungen an. Soweit solche Maßnahmen nicht verfügbar sind, ordnet die zuständige Behörde geeignete und verhältnismäßige Ausgleichsmaßnahmen an. Die Anforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt.“\r\n3.10 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 6 WindBG (Ref-E) Fehlende Daten und Zahlungspflicht\r\nDer BWE kritisiert die Regelung aus § 6b Absatz 6 WindBG (Ref-E). Danach ist eine Zahlung in Geld vorgesehen, wenn Maßnahmen nicht verfügbar oder Daten nicht vorhanden sind. Eine Ausnahme nach § 45 Absatz 7 des BNatSchG muss nicht erteilt werden. Zu begrüßen ist, dass die Regelung stark an § 6 WindBG angelehnt ist.\r\nBei fehlenden Daten entsteht unionsrechtlich keine Zahlungspflicht, weil es dann an den erforderlichen „eindeutigen Beweisen“ fehlt (siehe oben Absatz 2 Satz 1 und 2). Die fehlenden Daten sind somit zu streichen.\r\nDer BWE kritisiert zudem, dass die Förderrichtlinie zur Umsetzung von Artenhilfsprogrammen bis zum heutigen Tag nicht vorliegt. Entsprechend werden hier Gelder gesammelt, die absehbar nicht sinnvoll ausgegeben werden können. Es ist dringend anzumahnen, dass entsprechende Artenhilfsprogramme auch entsprechend umgesetzt werden.\r\nKonkret: Der BWE fordert daher den Absatz 6 wie folgt abzuändern (neuer Text in fett):\r\n„(2) Soweit geeignete und erforderliche Maßnahmen für den Schutz von Arten nicht verfügbar oder Daten nicht vorhanden sind, hat der Betreiber eine Zahlung in Geld zu\r\n7 UBA (2023): Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land, S. 121. – LINK.\r\n17 von 33\r\nleisten. Die Zahlung ist von der zuständigen Behörde zusammen mit der Genehmigung für die Dauer des Betriebes als jährlich zu leistender Betrag festzusetzen. Die Höhe der Zahlung beträgt:\r\n1. 450 Euro je Megawatt installierter Leistung, sofern Schutzmaßnahmen für Vögel angeordnet werden, die die Abregelung von Windenergieanlagen betreffen, oder Schutzmaßnahmen, deren Investitionskosten höher als 17 000 Euro je Megawatt liegen,\r\n2. ansonsten 3 000 Euro je Megawatt installierter Leistung. (..)“\r\n3.11 Zu Nummer 4: § 6b Absatz 8 WindBG (Ref-E) Verwaltungsverfahrensrecht\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich die Regelung des § 6b Absatz 8 WindBG (Ref-E), nach der von den Absätzen 1 bis 6 getroffenen Regelungen des Verwaltungsverfahrens durch Landesrecht nicht abgewichen werden kann. Diese Regelung gebietet der föderal bedingten Situation, dass sich die Genehmigungsvoraussetzungen je nach Bundesland unterscheiden, Einhalt.\r\nZudem fordert der BWE, dass in Absatz 7 auch aufgenommen werden sollte, dass die Länder nicht von dem Vorrang abweichen können.\r\nKonkret: Der BWE fordert daher den Absatz 8 wie folgt abzuändern (neuer Text in fett):\r\n„(8) Von den in den Absätzen 1 bis 6 7 getroffenen Regelungen des Verwaltungsverfahrens kann durch Landesrecht nicht abgewichen werden.“\r\n18 von 33\r\n4 Artikel 2: Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\nFür Vorhaben zur Nutzung der erneuerbaren Energien innerhalb von Beschleunigungsgebieten sieht die Richtlinie auf der Ebene der Vorhabenzulassung ein strenges Fristenregime und Vereinfachungen vor. Die Regelungen aus § 10 Abs 5a Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImschG) werden herausgetrennt und in einem neuen § 10a BImschG verortet.\r\n4.1 Zu Nummer 3: § 10a Absatz 3 BImSchG (Ref-E) Verfahrenshandbuch\r\nDer BWE begrüßt die Wiederaufnahme eines Verfahrenshandbuchs für Träger*innen von Vorhaben und die Bereitstellung dieser Informationen im Internet. Dieses war bereits in § 10 Absatz 5a Nummer 2 BImschG enthalten. In den im Internet veröffentlichten Informationen weist die einheitliche Stelle auch darauf hin, für welche Vorhaben sie zuständig ist und welche weiteren einheitlichen Stellen im jeweiligen Land für Vorhaben nach Absatz 1 zuständig sind.\r\nNützlich wäre zudem, wenn die Projektiererin den Schriftverkehr dort selbst nachvollziehen könnte. Hilfreich wäre auch, wenn Fachbehörden der Genehmigungsbehörde und der Antragstellerin unverzüglich (sobald absehbar) mitteilen, wenn eine Stellungnahme innerhalb der Monatsfrist nicht möglich ist. Ein Ausbleiben fristgerechter Stellungnahmen kommt in der Praxis leider sehr häufig vor. Durch diese Mitteilungspflicht könnte zumindest gewährleistet werden, dass die Antragstellerin bzw. die Genehmigungsbehörde in Abstimmung mit der Antragstellerin, erforderlichenfalls und schnellstmöglich die Beauftragung eines Sachverständigengutachtens (vgl. § 13 der 9. BImSchV) veranlassen kann, sodass es durch den Ausfall nicht zu weiteren unnötigen Zeitverzögerungen in der Entscheidung kommt.\r\n4.2 Zu Nummer 3: § 10a Absatz 4 BImSchG (Ref-E) Vollständigkeit der Unterlagen\r\nDer § 10a Absatz 4 Nr. 1 BImSchG (Ref-E) modifiziert die Regelung des § 7 der 9. BImSchV und legt eine Maximalfrist von 30 beziehungsweise 45 Tagen fest, die nicht nur die Vollständigkeitsprüfung durch die Genehmigungsbehörde, sondern auch die Reaktion der Behörde einschließt. Da es sich um Maximalfristen handelt, soll § 7 Absatz 1 der 9. BImSchV unverändert Anwendung finden, soweit dies zu einer kürzeren Frist führt.\r\n§ 10a Absatz 4 Nummer 2 übernimmt die Regelung des bisherigen in § 10 Absatz 5a Nummer 3 Satz 2 BImSchG.\r\nDie Regelung, dass die zuständigen und zu beteiligenden Behörden, die zur Prüfung des Antrags zusätzlich erforderlichen Unterlagen in einer einmaligen Mitteilung an die Antragsteller*in zusammenfassen sollen (§ 10 Absatz 5a Nummer 3 Satz 1 BImSchG), entfällt. Begründet wird dies damit, dass diese Regelung nicht der Richtlinienumsetzung dient und sich im Vollzug als untauglich erwiesen haben soll, da, wenn die vom Antragsteller einmalig nachgereichten Unterlagen noch nicht zur Vollständigkeit ausreichen, der Antrag abgelehnt werden müsste.\r\nAus Sicht des BWE ist die Streichung dieser einmaligen Verlängerungsmöglichkeit der Genehmigungsverfahren sehr unglücklich. Vor der Einführung dieser Regelung hat sich gezeigt, dass\r\n19 von 33\r\ndie Fristen bisher fast nie eingehalten und mehrfach verlängert werden und eine Begründung in den seltensten Fällen erfolgt. Ebenso ist die Begrenzung der Nachforderung von Unterlagen auf eine einmalige Nachforderung auch an dieser Stelle sehr wichtig.\r\nEbenso ist nicht geregelt, was passiert, wenn nach erfolgter Nachforderung durch die Behörde die Unterlagen in den Augen der Behörde noch nicht zur Vollständigkeit ausreichen oder die Behörde ihrer Pflicht zur Vollständigkeitsbestätigung nicht nachkommt. Wichtig für die tatsächliche Beschleunigung wäre daher, dass die Rechtsfolge bei Fristverstößen gesetzlich geregelt wird. Die Festschreibung von Rechtsfolgen bei Fristüberschreitung ist auch im in den Ministerien fachlich geeinten Eckpunktepapier zur Wind-an-Land-Strategie beschlossen worden.8 In Frage kommt in Anlehnung an § 198 GVG ein vereinfachter, pauschalierter verzögerter Schadensersatz im BImSchG. Hierbei müsste gesetzlich die Höhe des Schadens pauschal festgelegt werden (XXX Euro/beantragter Megawatt/Monat). Die Antragstellerin könnte dann Ansprüche auf Verzögerungsschadensersatz nach Fristverzug erheben.\r\nKonkret: Der BWE fordert daher den Absatz 4 wie folgt abzuändern (neuer Text in fett): „(2) § 7 der Verordnung über das Genehmigungsverfahren ist mit folgenden Maßgaben anzuwenden: 1. Sind der Antrag und die Unterlagen vollständig, bestätigt die Genehmigungsbehörde die Vollständigkeit des Antrags spätestens innerhalb von a) 30 Tagen nach Eingang des Antrags, wenn der Antrag ein Vorhaben in einem Beschleunigungsgebiet nach § 2 Nummer 4 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes betrifft, b) 45 Tagen nach Eingang des Antrags, wenn der Antrag ein Vorhaben außerhalb eines Beschleunigungsgebiets nach § 2 Nummer 4 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes betrifft. Sind der Antrag oder die Unterlagen nicht vollständig, hat die Genehmigungsbehörde den Antragsteller innerhalb des Zeitraums nach Satz 1 aufzufordern, den Antrag oder die Unterlagen unverzüglich zu ergänzen. Unterlagen sind vollständig, wenn die Unterlagen in einer Weise prüffähig sind, dass sie sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten des Vorhabens verhalten, und die Behörde in die Lage versetzen, den Antrag unter Berücksichtigung dieser Vorgaben näher zu prüfen. Fachliche Einwände und Nachfragen stehen der Vollständigkeit nicht entgegen, sofern die betreffende Unterlage eine fachliche Prüfung überhaupt ermöglicht. Das Vollständigkeitsdatum ist der Tag, an dem die letzte Unterlage schriftlich oder elektronisch bei der Behörde eingegangen ist, die für das Erreichen der Vollständigkeit im Sinne der Sätze 1 und 2 erforderlich ist. Nach\r\n8 BMWK (2023): Eckpunkte einer Windenergie-an-Land-Strategie – LINK.\r\n20 von 33\r\nAblauf der Frist aus Satz 1 gilt der Antrag als vollständig, soweit keine Nachforderung von für die Prüfung des Antrags erforderlichen Unterlagen erfolgt ist. Im Falle der Nachforderung von für die Prüfung des Antrags erforderlichen Unterlagen, gilt der Antrag mit Einreichung dieser als vollständig.“\r\n4.3 Zu Nummer 3: § 10a Absatz 5 BImSchG (Ref-E) Elektronisches Genehmigungsverfahren\r\nDer BWE begrüßt es ausdrücklich, dass ab dem 21. November 2025 das Genehmigungsverfahren elektronisch durchzuführen ist. Weitere Klarstellungen sind jedoch nötig. So sollte sichergestellt werden, dass nach erstmaliger elektronischer Einreichung keine weiteren Nachforderungen von gedruckten Unterlagen erfolgen dürfen und dass die Genehmigungsbehörden möglichst einheitliche Plattformen anbieten.\r\n21 von 33\r\n5 Artikel 4: Änderung des Baugesetzbuches\r\nUm Beschleunigungsgebiete auszuweisen, werden auf der Planungsebene zusätzlich zu den verfahrensrechtlichen Erfordernissen der Umweltprüfungen (siehe unter Punkt 2) Vorgaben für den Umwelt- und Naturschutz eingeführt.\r\nMit den auf Planungsebene nach § 249a des BauGB (Ref-E) oder nach § 28 des ROG (Ref-E) festgelegten Regeln, den auf dieser Grundlage festzulegenden Maßnahmen und dem Überprüfungsverfahren wird stattdessen ein dem § 44 Absatz 1 und § 34 Absatz 1 Bundesnaturschutzgesetzes (BNatSchG) sowie § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) entsprechendes Schutzniveau gewährleistet werden.\r\n5.1 Zu Nummer 3: § 245f BauGB (Ref-E) Verpflichtende Ausweisung\r\nNummer 3 des Ref-E sieht eine Änderung des § 245f BauGB vor. In der Überleitungsvorschrift geht es um die verpflichtende Ausweisung von Windenergiegebieten im Flächennutzungsplan. Die Regelung in § 245f Absatz 3 BauGB modifiziert die Rechtslage des § 233 Absatz 1 BauGB in Bezug auf die Beschleunigungsgebiete für Windenergie nach § 249a BauGB (Ref-E). Danach sollen in Aufstellung befindliche Windenergiegebiete sogleich auch als Beschleunigungsgebiete ausgewiesen werden.\r\nDer BWE begrüßt grundsätzlich diese Regelung, fordert aber die Ausgestaltung als verbindliche Vorschrift. Statt einer „Soll“-Vorschrift sollte daher in Übereinstimmung mit § 249a Absatz 1 BauGB (Ref-E) eine „Ist“-Vorschrift festgelegt werden. Die gewährte Ausnahme birgt ansonsten das Risiko, dass Gebiete nachträglich nicht mehr zu Beschleunigungsgebieten erklärt werden.\r\nKonkret: § 245f Absatz 3 BauGB (Ref-E) ist wie folgt zu ändern:\r\n„(3) Abweichend von § 233 Absatz 1 sollen sind Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes, für die vor dem … [einsetzen: Datum des Tages des Inkrafttretens dieses Gesetzes nach Artikel 7] ein Beschluss über die Aufstellung eines Flächennutzungsplans gefasst wurde, zugleich als Beschleunigungsgebiete nach § 249a auszuweisen ausgewiesen werden.”\r\n5.2 Zu Nummer 4: § 249a BauGB (Ref-E) Beschleunigungsgebiete für Wind-an-Land\r\n5.2.1 Zu § 249a Absatz 1 Satz 1 BauGB (Ref-E) Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete\r\nNach § 249a Absatz 1 Satz 1 BauGB (Ref-E) sind Windenergiegebiete im Flächennutzungsplan zusätzlich als Beschleunigungsgebiete darzustellen. Der BWE bewertet dies als positiv, schließlich wird dadurch erreicht, dass die durch die RED III forcierten Beschleunigungsziele in den vorgesehenen Beschleunigungsgebiete auch zum Tragen kommen.\r\n22 von 33\r\n5.2.2 Zu § 249a Absatz 1 Satz 2 BauGB (Ref-E) Ausweisung weiterer Beschleunigungsgebiete\r\nDie Ausweisung weiterer Beschleunigungsgebiete setzt zunächst voraus, dass „voraussichtlich keine erheblichen Umweltauswirkungen” in dem Gebiet zu erwarten sind, Artikel 15c Absatz 1 a) RED III. Die Erheblichkeitsschwelle ist im Richtlinientext nicht weiter definiert und in der Praxis wird die Schwelle „erheblicher Umweltauswirkungen“ – wie sie bislang im deutschen Recht verwendet wird – häufig als überschritten angenommen, ohne dass dies einer Ausweisung entgegenstehen muss.9 Nach Ansicht des BWE ist die Schwelle, nach welcher erhebliche Umweltauswirkungen eine Ausweisung ausschließen, entsprechend hoch anzusetzen. Andernfalls droht die Gefahr, dass viele Standorte bzw. Gebiete als Beschleunigungsgebiete ausfallen und es zu erheblichen Flächenbeschränkungen kommt.\r\nDer BWE regt an dieser Stelle klarzustellen, dass es sich bei den folgenden Gebietsausschlüssen – ähnlich wie bei § 6 WindBG – um eine rein formale Prüfung handelt, mit der Folge, dass eine auch inzidente materielle Überprüfung der Gebietsausschlüssen nicht stattfindet.\r\n5.2.2.1 Zu § 249a Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 BauGB (Ref-E) Gebietsbezogene Ausschlusstatbestände\r\nDer Ref-E sieht für § 249a Absatz 1 Nummer 1 BauGB vor, dass eine Darstellung als Beschleunigungsgebiet ausgeschlossen ist, soweit ein Beschleunigungsgebiet in einem Natura 2000-Gebiet, in einem Naturschutzgebiet, einem Nationalpark oder in der Kern- und Pflegezone eines Biosphärenreservats im Sinne des BNatSchG liegt.\r\nDie ursprüngliche Forderung des BWE war, hier nur die Gebietskategorien „Natura 2000-Gebieten, Naturschutzgebiet und Nationalparke” auszuschließen10, um einen erheblichen Umfang der Beschleunigungsgebiete zu gewährleisten. Die Aufnahme der weiteren Kategorie „Kern- und Pflegezone eines Biosphärenreservats im Sinne des BNatSchG“ wertet der BWE dennoch als eine in der Praxis handhabbare Kategorie, da die bestehenden 18 deutschen Biosphärenreservate klar abgrenzbar sind und vor allem online einsehbar sind.11\r\n5.2.2.2 Zu § 249a Absatz 1 Nummer 2 BauGB (Ref-E) Sensible Gebiete\r\nWeiter legt § 249 Absatz 1 Nummer 2 BauGB (Ref-E) fest, dass die Darstellung eines Beschleunigungsgebiets in einem Gebiet mit bedeutendem Vorkommen einer oder mehrerer durch den Ausbau der Windenergie betroffener Arten ausscheidet, das auf Grundlage von vorhandenen Daten zu bekannten Artvorkommen oder zu besonders geeigneten Lebensräumen ermittelt werden kann. In der Gesetzesbegründung heißt es weiter, dass es sich bei den sensiblen Gebieten um ökologisch hochwertige und empfindliche Gebiete handelt, wie z.B. Dichtezentren, Schwerpunktvorkommen, Brut- und Rastgebiete, Kolonien und sonstige Ansammlungen betroffener Arten.\r\n9 Beispielsweise werden im Rahmen der SUP die voraussichtlichen erheblichen Umweltauswirkungen ermittelt und in einem Umweltbericht beschrieben und bewertet.\r\n10 BWE (2023): Empfehlungen zur nationalen Umsetzung der RED III – LINK.\r\n11 BfN: Biosphärenreservate in Deutschland – LINK.\r\n23 von 33\r\nNach Ansicht des BWE kommt der Ref-E dem Bedürfnis nach einer klaren und konkreten Definition der Bereichsausnahmen absolut nicht nach. Sowohl die „bedeutenden Vorkommen“, das „Gebiet“ als auch „durch den Ausbau erneuerbarer Energien betroffener Arten“ sind unbestimmte Rechtsbegriffe, die das Potential haben, die Regelungen und vor allem Beschleunigungswirkungen der RED III komplett auszuhebeln.\r\nDer BWE begrüßt, dass die Umsetzung der „anderen Gebiete“ des Artikel 15c Absatz 1 lit. a) ii) der RED III nur anhand vorhandener Daten erfolgen kann. Jedoch geben wir zu bedenken, dass selbst die aufgeführten Beispielgebiete (Dichtezentren, Schwerpunktvorkommen, Brut- und Rastgebiete, Kolonien und sonstige Ansammlungen betroffener Arten) weder einheitlich definiert, angewendet noch rechtlich normiert sind. Des Weiteren handelt es sich bei diesen Gebieten nicht um Schutzgebiete wie bei den weiteren Gebietsausschlüssen Natura 2000, Naturschutzgebiete, Nationalparks oder Kern- und Pflegezonen eines Biosphärenreservats und rechtfertigt daher keinen automatischen Ausschluss für die Beschleunigungsgebiete.\r\nVor diesem Hintergrund fordert der BWE die Streichung der Nummer 2 des § 249a BauGB (Ref-E).\r\nKonkret: § 249a Absatz 1 Nummer 2 BauGB (Ref-E) ist wie folgt zu ändern:\r\n„(1) Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes sind im Flächennutzungsplan zusätzlich als Beschleunigungsgebiete darzustellen. Die Darstellung ist ausgeschlossen, soweit ein Beschleunigungsgebiet\r\n1. in einem Natura 2000-Gebiet, in einem Naturschutzgebiet, einem Nationalpark oder in der Kern- und Pflegezone eines Biosphärenreservats im Sinne des Bundesnaturschutzgesetzes oder\r\n2. in einem Gebiet mit bedeutendem Vorkommen einer oder mehrerer durch den Ausbau der Windenergie betroffener Arten, das auf Grundlage von vorhandenen Daten zu bekannten Artvorkommen oder zu besonders geeigneten Lebensräumen ermittelt werden kann, liegt.“\r\nWenn eine Streichung der Beschränkung nicht umgesetzt wird, sollte zumindest konkretisiert werden, was unter einem „Gebiet mit bedeutendem Vorkommen einer oder mehrerer durch den Ausbau der Windenergie betroffener Arten“ zu verstehen ist. Die Formulierung „Gebiet mit bedeutendem Vorkommen einer oder mehrerer durch den Ausbau der Windenergie betroffener Arten“ zielt auf ein Konzept ab, dass als Schwerpunkträume oder Dichtezentren (im Folgenden Schwerpunkträume) bekannt ist und rechtlich nicht normiert ist. Sie betreffen keine Schutzgebiete wie die Gebietskategorien nach § 249 Absatz 1 Nummer 1 BauGB (Ref-E) und sollen nach Ansicht des BWE auch zu keinem automatischen Ausschluss für die Windenergie führen. Der Richtlinientext geht schließlich von vorhandenen Daten aus und will auf national vorhandene Gebietskategorien zurückgreifen (z.B. die ausgewiesenen Natura 2000-Gebiete). Insofern kann es sich bei den Artvorkommen nur um bereits ermittelte Schwerpunkträume handeln.\r\nNach Ansicht des BWE ist hierbei zu beachten, dass nicht alle Bundesländer Schwerpunkträume ausgewiesen haben (bisher nur 10) und es weder eine einheitliche Definition noch eine einheitliche Anwendung in den Ländern gibt: Es gibt rasterbasierte Ansätze, Kerndichte-Schätzung und\r\n24 von 33\r\nHabitatmodellierung.12 Nützlich ist dies nur für bestimmte großräumig verbreitete Vogelarten.13 Daher regt der BWE eine vom Bundesgesetzgeber vorgegebene abschließende Liste von Arten an, für die ein solcher Ansatz infrage kommt. Hier kann die Liste zu kollisionsgefährdeten Brutvogelarten Orientierung bieten.14\r\nAuch muss eine erhebliche Gesamtgröße der Beschleunigungsgebiete sichergestellt werden. Es ist klar, dass mit der Regelung der Nr. 2 Dichtezentren, Schwerpunktvorkommen, Brut- und Rastgebiete, Kolonien und sonstige Ansammlungen betroffener Arten erfasst werden sollen. Dieser Versuch legt aber die unzureichende Konkretisierung dieser Gebiete offen. Die unbestimmten Rechtsbegriffe und Konzepte des zusätzlichen Gebietsausschlusses schaffen hier Unsicherheit für die Planungsträger*innen und es drohen erheblichen Flächenverkürzungen. Deshalb fordert der BWE klare Vorgaben für den zusätzlichen Gebietsausschluss.\r\n5.2.3 Zu § 249a Absatz 2 BauGB (Ref-E) Zu erwartende Umweltauswirkungen\r\nNach Ansicht des BWE ist eine Anpassung des Ref-E an den Wortlaut von Artikel 15c Absatz 1 lit. b RED III erforderlich. Entsprechend der Richtlinie sind auf Planungsebene geeignete Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen festzulegen, um mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, gegebenenfalls erheblich zu verringern. Es macht daher einen Unterschied, ob „mögliche Umweltauswirkungen“ oder „höchstwahrscheinlich zu erwartende Umweltauswirkungen“ erheblich verringert werden. Zudem müssen die wirksamen Minderungsmaßnahmen der Richtlinie konkretisiert werden. Gemeint sind damit „geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen”.\r\nDarüber hinaus weist der BWE darauf hin, dass die Richtlinie lediglich die streng geschützten Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 14 BNatSchG sowie auf die europäischen Vogelarten umfasst und § 249a Absatz 2 Nummer 2 BauGB (Ref-E) hierauf beschränkt sein sollte.15 Eine Bezugnahme auf die “besonders geschützten Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 13 des BNatSchG” ist im Rahmen der nationalen Umsetzung daher nicht erforderlich und anzupassen.\r\nKonkret: § 249a Absatz 2 BauGB (Ref-E) wird wie folgt angepasst (neuer Text in fett):\r\n„(2) Im Falle möglicher negativer Umweltauswirkungen sind geeignete Regeln für wirksame geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen für die Errichtung und den Betrieb von Anlagen und ihrem Netzanschluss darzustellen, um diese Auswirkungen zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, höchstwahrscheinlich zu erwartende und erhebliche Umweltauswirkungen erheblich zu verringern. Abweichend von den Regelungen des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung sind Umweltauswirkungen nach Satz 1 nur Auswirkungen auf\r\n12 FA Wind (2023): Schwerpunkträume für den Artenschutz – LINK.\r\n13 KNE (2021): Rechtliche Einordnung von Dichtezentren im Planungsverfahren – LINK.\r\n14 Anlage 1 zu § 45b BNatSchG.\r\n15 Artikel 15c RED III stellt auf die Verpflichtungen gem. Artikel 6 II, 12 I FFH-Richtlinie und Artikel 5 Vogelschutzrichtlinie ab.\r\n25 von 33\r\n1. die Erhaltungsziele im Sinne des § 7 Absatz 1 Nummer 9 des Bundesnaturschutzgesetzes,\r\n2. besonders streng geschützte Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 1314 des Bundesnaturschutzgesetzes sowie europäische Vogelarten und\r\n3. die Bewirtschaftungsziele im Sinne des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes.\r\nDie Darstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen kann entsprechend dem Regelwerk in Anlage 3 dieses Gesetzes erfolgen.”\r\n5.3 Zu Nummer 4: § 249a Absatz 2 Satz 3 und § 249c Absatz 2 Satz 3 (Ref-E) Neue Anlage 3\r\nDarüber hinaus weist der BWE darauf hin, dass eine Beschränkung des § 249a Absatz 2 Nummer 2 BauGB (Ref-E) auf die streng geschützten Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 14 BNatSchG sowie auf die europäischen Vogelarten ausreichend ist, um die Verpflichtungen der RED III zu erfüllen.16 Eine Bezugnahme auf die „besonders geschützten Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 13 des BNatSchG” ist im Rahmen der nationalen Umsetzung daher nicht erforderlich.\r\n5.4 Einfügung der Anlage 3 (zu § 249a Absatz 2 Satz 3 und § 249c Absatz 2 Satz 3)\r\nDie Verwendung von ungeklärten und/oder nicht definierten Rechtsbegriffen zieht sich auch durch die Anlage 3 zu § 249a Absatz 2 Satz 3 und § 249c Absatz 2 Satz 3 (Ref-E). Grundsätzlich sollte die Anlage 3 in ihren Bestimmungen das Ziel haben, die Planungsträger zu entlasten - und nicht etwa mit neuen Aufgaben zu versehen, die dem beabsichtigten Beschleunigungscharakter der RED III fundamental entgegenstehen würden. In diesem Zusammenhang sei auf die Notwendigkeit einer Verordnungsermächtigung bzw. Verordnungsverpflichtung zur Ausgestaltung des angekündigten Bundesleitfadens durch die Bundesregierung hingewiesen.\r\n5.4.1 Zu Abschnitt 1 Anlage 3 (Ref-E) Regeln für Minderungsmaßnahmen für Windenergie an Land\r\nIn der Beschreibung der Regeln für Minderungsmaßnahmen bedarf es deren Konkretisierung. Wirksame und wirksame Minderungsmaßnahmen sind entsprechend Artikel 15c Absatz 1 lit. b. RED III sind zu definieren. Gemeint sind damit „geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen”. Zudem sind nicht alle möglichen negativen Auswirkungen zu berücksichtigen, sondern solche, deren Eintritt als höchstwahrscheinlich und in erheblichem Ausmaß anzunehmen sind.\r\nKonkret:\r\n„Bei der Zulassung von Windenergieanlagen an Land und der dazugehörigen Nebenanlagen in Beschleunigungsgebieten sind wirksame geeignete und verhältnismäßige\r\n16 Artikel 15c RED III stellt auf die Verpflichtungen gem. Artikel 6 Absatz 2, 12 Absatz 1 FFH-Richtlinie und Artikel 5 Vogelschutzrichtlinie ab.\r\n26 von 33\r\nMinderungsmaßnahmen anzuordnen, um mögliche höchstwahrscheinliche und erhebliche negative Auswirkungen auf die Erhaltungsziele […] zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, erheblich zu verringern.“\r\n5.4.2 Zu Nummer 1 Anlage 3 (Ref-E) Allgemeine Regeln\r\nDen Regeln für Minderungsmaßnahmen unter „Abschnitt 1: Regeln für Minderungsmaßnahmen für Windenergie an Land“ ist zu entnehmen, dass die Genehmigungsbehörden aus einem Maßnahmenkatalog für jedes Beschleunigungsgebiet geeignete und wirksame Minderungsmaßnahmen anzuordnen haben. Hierfür soll den Landesbehörden ein Bundesleitfaden zur Verfügung gestellt werden. Die Ankündigung eines Bundesleitfadens ist den übrigen Ordnungspunkten voranzustellen.\r\nEin Bundesleitfaden wird dann als sinnvoll angesehen, sofern er einen abschließenden Maßnahmenkatalog bundeseinheitlich definiert und vorgibt. Insbesondere den Planungsträgern darf nicht die Aufgabe übertragen werden Maßnahmen zu definieren oder herzuleiten, um die begrenzten Kapazitäten der Planungsebene nicht weiter zu belasten. Da neben den Minderungsmaßnahmen, im Falle der Nichtverfügbarkeit dieser auch Ausgleichsmaßnahmen als geeignet angesehen werden, um eine Genehmigungsfähigkeit aus Umweltgesichtspunkten zu erreichen, ist es nötig, dass der Bundesleitfaden auch geeignete Ausgleichsmaßnahmen vorgibt, die für die entsprechenden Fälle zum Einsatz kommen können, vorgibt.\r\nIm Zusammenhang mit der unter Nummer 2 zu findenden Regelung: „Die Konkretisierung der Regeln für Minderungsmaßnahmen im Sinne von Anlage 3 sowie die Konkretisierung des Maßnahmenkataloges für die Ableitung und Anordnung von Minderungsmaßnahmen auf Genehmigungsebene erfolgt untergesetzlich” sei darauf hingewiesen, dass es dringend einer Verordnungsermächtigung zur Erstellung einer Verordnung zur bundesweiten Umsetzung geeigneter Maßnahmen durch die Bundesregierung bedarf. Für den Vollzug sind zwar die Länder zuständig, die Zurverfügungstellung eines Bundesleitfadens geht jedoch über eine Vollzugshilfe hinaus, da hier wesentliche Aspekte geregelt werden. Bliebe die abschließende Regelung den Ländern offen, so wären hier gravierende Verzögerungen zu erwarten, die. Diese ergäben sich zwangsläufig daraus ergäben, dass in allen Ländern Prozesse gestartet würden, verbindliche landesspezifische Vorgaben auf Basis des Bundesleitfadens zu erarbeiten. Um den Bund in die Lage zu versetzen, eine verbindliche Vorgabe zu schaffen, bedarf es auch der Angabe einer Ermächtigungsgrundlage und einer formellen Verankerung über Zuständigkeit, Inhalt, Zweck, Ausmaß.17 Darüber hinaus ist dringend zu regeln, wann der Bundesleitfaden den Landesbehörden zur Verfügung gestellt wird. Es muss zudem geregelt werden, was passiert, solange der Bundesleitfaden noch nicht existiert.\r\nEs erscheint sinnvoll, sowohl einen abschließenden bundeseinheitlichen Maßnahmenkatalog als auch eine bundeseinheitliche Konkretisierung der Regeln zum Einsatz des Maßnahmenkatalogs in einem Prozess zu bündeln. Es ist vorzusehen, die Expertise und Praxiserfahrung der Windenergiebranche in die Erarbeitung eines solchen Leitfadens einzubinden.\r\n17 Vgl. Artikel 80 Grundgesetz.\r\n27 von 33\r\nDie Bulletpoints unter Ziffer 1 im Einzelnen:\r\nKonkret:\r\n„Im Zuge der Ausweisung eines Beschleunigungsgebietes erfolgt die Zusammenstellung von Regeln zur Anordnung und Durchführung geeigneter und verhältnismäßiger Minderungsmaßnahmen, sofern erforderlich. Diese sind auf die Besonderheiten des jeweiligen Beschleunigungsgebietes und die damit einhergehenden möglichen höchstwahrscheinlichen und erheblichen negativen Auswirkungen abzustimmen.”\r\nAuch hier ist die Verhältnismäßigkeit der Minderungsmaßnahmen zu ergänzen. Minderungsmaßnahmen werden zudem nur dann angeordnet, sofern sie erforderlich sind. Dies ist nach Ansicht des BWE entsprechend klarzustellen.\r\nKonkret:\r\n„Die Zusammenstellung der Regeln erfolgt unter Berücksichtigung der vorhabenspezifischen Wirkfaktoren sowie der zu identifizierenden Arten und Lebensräume, für die negative Auswirkungen zu erwarten sind.”\r\nEine vertiefende Abarbeitung der Besonderheiten des jeweiligen Beschleunigungsgebiets sollte sich an den Bestimmungen aus Anlage 3 Ziffer 2 UVPG orientieren. Auf der Planungsebene können vorhabenspezifische Auswirkungen beispielsweise aufgrund der fehlenden konkreten Projektparameter detailliert noch nicht berücksichtigt werden. Gemeint sein können lediglich mögliche allgemeine vorhersehbare Wirkfaktoren der Windenergienutzung.\r\nKonkret:\r\n„Die Regeln beinhalten einen Maßnahmenkatalog für möglicherweise bau-, anlage- und betriebsbedingt erforderliche Minderungsmaßnahmen für das jeweilige Beschleunigungsgebiet.”.“\r\nMaßnahmen sind nicht pauschal anzuordnen, sondern nur bei Erforderlichkeit.\r\nKonkret:\r\n„Die Genehmigungsbehörden haben aus einem Maßnahmenkatalog für jedes Beschleunigungsgebiet geeignete und wirksame verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen anzuordnen.”.“\r\nEs müssen geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen angeordnet werden.\r\n5.4.3 Zu Nummer 2 Anlage 3 (Ref-E) Anordnung von Minderungsmaßnahmen\r\nKonkret:\r\n„Um negative Auswirkungen auf besonders und streng geschützte Arten und europäische Vogelarten sowie auf für die Wahrung der Erhaltungsziele wesentliche Arten und Lebensräume\r\n28 von 33\r\nder Natura 2000-Gebiete zu vermeiden, sind Maßnahmen für baubedingte, anlagenbedingte und betriebsbedingte Beeinträchtigungen/negative Auswirkungen durch Windenergieanlagen und Nebenanlagen anzuordnen. Die Maßnahmen müssen geeignet und wirksam verhältnismäßig sein, um den Eintritt sämtlicher Verbotstatbestände nach § 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes sowie mögliche erhebliche Beeinträchtigungen auf ein Natura 2000-Gebiet im Sinne des § 34 Abs. 1 des Bundesnaturschutzgesetzes zu vermeiden. Bei der Ausweisung von Beschleunigungsgebieten hat der Planungsträger geeignete Regeln aufzustellen, um einen möglichst naturverträglichen Ausbau sicherzustellen. Hierbei soll er auch Regeln zur technischen Ausgestaltung in Betracht ziehen (z.B. Höhe der Rotorunterkante).“\r\n„Naturverträglich” als unbestimmter Rechtsbegriff droht zum Verhinderungsinstrument zu werden. Die gesamte Ausrichtung und Regelung der RED III und ihrer nationalen Umsetzung zielt darauf ab, den Ausbau der Erneuerbaren unter möglichst geringen Auswirkungen auf die Natur zu beschleunigen. Insofern reicht es, den gesetzlichen Vorschriften Folge zu leisten. Dieser Satz ist daher zu streichen.\r\nInsofern mit „technischer Ausgestaltung“ allein bestimmte Anlagenparameter gemeint sind, deretwegen Verbotstatbestände als ausreichend gemindert angesehen werden können, ist der Satz zu begrüßen und entsprechend zu konkretisieren. Andernfalls wäre auch dieser Satz aufgrund eines konkreten Anwendungsbezugs zu streichen.\r\nDie Bulletpoints zu den Regeln im Einzelnen:\r\nKonkret:\r\n“Anordnung von geeigneten und fachlich anerkannten Standard-Minderungsmaßnahmen.”\r\nDiese Formulierung erweckt den Anschein, dass auch anlassbezogen bereits willkürlich Minderungsmaßnahmen angeordnet werden sollen. Dem ist zu widersprechen und die Regel entsprechend zu streichen.\r\nKonkret:\r\n“Anordnung von Maßnahmen zum Schutz von Vorkommen kollisionsgefährdeter Vogelarten und FFH-Anhang IV-Arten.”\r\nEin einzelnes Vorkommen ist nicht ausreichend, um Minderungsmaßnahmen erforderlich zu machen. Durch diese Formulierung können anlasslos beliebige Standardmaßnahmen angeordnet werden. Die Regel ist zu streichen.\r\nKonkret:\r\n“Zum Schutz von Vorkommen kollisionsgefährdeter Brutvogelarten (Einzelbrutplätze) vor einem signifikant erhöhten Tötungsrisiko sind insbesondere Schutzmaßnahmen nach der Anlage 1 Abschnitt 2 des Bundesnaturschutzgesetzes vorzusehen.”\r\n“Zum Schutz von Fledermäusen sind bei Windenergieanlagen an Land stets Abregelungen vorzusehen, die [in der Regel] auf Wunsch des Vorhabenträgers auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Gondelbereich anzupassen sind angepasst werden können.”\r\nZu ergänzen wäre der Schutz vor einem signifikant erhöhten Tötungsrisiko, andernfalls würde diese Regel eine nicht akzeptable Verschärfung zu §§ 44 Absatz 1 Nummer 1 sowie 45b BNatSchG darstellen.\r\n29 von 33\r\nKonkret:\r\n“Zum Schutz von Fledermäusen sind bei Windenergieanlagen an Land stets Abregelungen vorzusehen, die [in der Regel] auf Wunsch des Vorhabenträgers auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Gondelbereich anzupassen sind angepasst werden können.”\r\nDie pauschale Abschaltung zum Schutz von Fledermäusen resultiert bereits aus einer worst-case-Annahme. Ein verpflichtendes Gondelmonitoring kann dementsprechend nicht gefordert werden. Ein verpflichtendes Gondelmonitoring. Dieses kann nur vorgegeben werden, wenn die vorhergehende worst-case Annahme und pauschale Abschaltung gestrichen wird. Wir schlagen daher vor, dass ein Gondelmonitoring freiwillig auf Wunsch des Vorhabenträgers der Vorhabenträger*in durchgeführt werden kann, sodass die Abregelungen auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität angepasst werden können.\r\nKonkret:\r\n“Anordnung von Maßnahmen zum Schutz von Vorkommen errichtungs-, anlage- und betriebsbedingt störungsempfindlicher Vogelarten und FFH-Anhang IV-Arten vor erheblichen Störungen.”\r\nEine Störung wird nur in erheblichem Ausmaß als Verbotstatbestand angenommen.18, vgl. § 44 Absatz 1 Nummer 2 BNatSchG. Bisher liegt nach unserem Wissen für keine einzige Vogelart die Evidenz für eine solche erhebliche Störung vor. Insofern wäre die Regel entweder entsprechend zu konkretisieren oder sogar zu streichen.\r\nKonkret:\r\n“Anordnung von Maßnahmen zum Schutz vor errichtungs-, anlagebedingtem- und betriebsbedingtem Verlust von Fortpflanzungs- und Ruhestätten von Vogelarten und FFH-Anhang IV-Arten”\r\nBetriebsbedingte Verluste sind mangels Vorkommen zu streichen. Störung wird in der vorhergehenden Regel berücksichtigt.\r\nKonkret:\r\n“Anordnung von Maßnahmen zum Schutz der für die Wahrung der Erhaltungsziele wesentlichen Arten und Lebensräumen. Solche Maßnahmen (Ausgleichsmaßnahmen) können nur dann zum Einsatz kommen, wenn geeignete Minderungsmaßnahmen an den Anlagen nicht zur Verfügung stehen. Sofern Minderungsmaßnahmen an den Anlagen ergriffen werden, ist keine Anordnung von zusätzlichen Maßnahmen zur Wahrung der Erhaltungsziele der jeweiligen Art vorzusehen.”\r\n“bei erheblichen Störungen und/oder einer signifikanten Erhöhung des Tötungsrisikos Auswirkungen auf für Brut- und Rastgebiete und Kolonien, Schlafplatzgemeinschaften oder sonstige Ansammlungen kollisionsgefährdeter oder störungsempfindlicher Vogelarten sind geeignete und wirksame verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen anzuordnen.”\r\n18 Vgl. § 44 Absatz 1 Nummer 2 BNatSchG.\r\n30 von 33\r\nAuswirkungen sind nicht definiert und somit ist nicht klar, was damit gemeint sein soll. Dazu können allein „Auswirkungen“ keinen Verbotstatbestand auslösen. Relevant sein können lediglich erhebliche Störungen oder eine signifikante Erhöhung des Tötungs- und Verletzungsrisikos für Brut- und Rastgebiete und Kolonien kollisionsgefährdeter oder störungsempfindlicher Vogelarten. Für diese sind, sofern erforderlich, geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen anzuordnen.\r\nKonkret:\r\n“Die Konkretisierung der Regeln für Minderungsmaßnahmen im Sinne von Anlage 3 sowie die Konkretisierung des Maßnahmenkataloges für die Ableitung und Anordnung von Minderungsmaßnahmen auf Genehmigungsebene erfolgt untergesetzlich.”\r\nSiehe dazu die Ausführungen zum Bundesleitfaden.\r\n31 von 33\r\n6 Artikel 5: Änderung des Raumordnungsgesetzes\r\n6.1 Zu Nummer 4: § 28 ROG (Ref-E) Festlegung von Beschleunigungsgebieten\r\nFür Raumordnungspläne wird die Regelung der Festlegung von Beschleunigungsgebieten eigenständig in § 28 ROG (Ref-E) umgesetzt.\r\n6.1.1 Zu § 28 Absatz 1 ROG (Ref-E) Anwendbarkeit §§ 245e und 249 BauGB\r\nDer BWE begrüßt die Klarstellung in § 28 Absatz 1 ROG (Ref-E), wonach auf Windenergiegebiete nach § 2 Nummer 1 des WindBG vorrangig die §§ 245e und 249 des Baugesetzbuchs anzuwenden sind; § 7 Absatz 3 Satz 3 bis 5 findet daher keine Anwendung.\r\n6.1.2 Zu § 28 Absatz 2 ROG (Ref-E) Gebietsausschlüsse\r\nDa die Regelungen in § 28 Absatz 2 ROG (Ref-E) in Bezug auf die Gebietsausschlüsse weitgehend denen aus § 249a BauGB (Ref-E) entsprechen, wird hier auf die Kommentierung verwiesen. Die Anpassungsvorschläge sind entsprechend auch in § 28 Absatz 2 ROG (Ref-E) umzusetzen.\r\nDie Pflicht zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten auch auf laufende Planverfahren gemäß § 28 Absatz 2 Satz 2 ROG (Ref-E) wird vom BWE grundsätzlich begrüßt. Dort wird als Soll-Vorschrift geregelt, dass die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet im Regelfall in demselben Planaufstellungsverfahren erfolgt, in dem das Windenergiegebiet ausgewiesen wird. Im Ausnahmefall kann dies jedoch nachträglich in einem gesonderten Verfahren zur Änderung des Raumordnungsplanes vorgenommen werden. Diese Ausnahmemöglichkeit soll den Planungsträgerinnen die notwendige zeitliche Flexibilität geben, um eine Erreichung der Flächenbeitragswerte des Windenergieflächenbedarfsgesetzes zu den gesetzlichen Stichtagen zu gewährleisten.\r\n6.2 Zu Nummer 4: § 28 Absatz 2 und § 29 Absatz 2 (Ref-E) Neue Anlage 3\r\nDa die Regelungen in Anlage 3 zum ROG denen aus Anlage 3 zum BauGB entsprechen, wird auf die dringend erforderlichen Anpassungen und die Kommentierung verwiesen. Die Anpassungsvorschläge sind entsprechend auch in Anlage 3 zum ROG umzusetzen.\r\n32 von 33\r\n7 Sonstiges\r\n7.1 §§ 97, 98 EEG (Ref-E) Informations- und Berichtspflichten\r\nDer BWE begrüßt die Erweiterungen in §§ 97, 98 EEG (Ref-E) bezüglich der Informations- und Berichtspflichten im Rahmen des Bund-Länder-Kooperationsausschusses.\r\n7.2 Umsetzung von Artikel 16f RED III Der BWE weist im Übrigen auch auf die Umsetzung des Artikel 16f der RED III hin. Danach haben die Mitgliedstaaten bis spätestens 21. Februar 2024 sicherzustellen, dass bis zum Erreichen der Klimaneutralität im Genehmigungsverfahren, bei der Planung, beim Bau und beim Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarer Energie, bei dem Anschluss solcher Anlagen an das Netz, dem betreffenden Netz selbst sowie bei Speicheranlagen davon ausgegangen wird, dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit dienen. Bisher gilt dieser Abwägungsvorrang gemäß § 2 Absatz EEG nur der Errichtung und dem Betrieb von Anlagen sowie den dazugehörigen Nebenanlagen. Eine solche notwendige Anpassung und damit rechtliche Klarstellung dient auch der Beschleunigung des Ausbaus der erneuerbaren Energien und der dazugehörigen Netz- und Speicherinfrastruktur.\r\nDie Ergänzung sollte in Umsetzung der Richtlinie in eine Erweiterung des § 2 EEG überführt werden, so dass darin deutlich wird, dass auch der Netzanschluss, die Stromnetze selbst und die Speicheranlagen im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit dienen.\r\n7.3 Wind-Speicher-Kombinationen auf Beschleunigungsgebieten ermöglichen\r\nDer BWE begrüßt zudem, dass sowohl Strom- als auch Wärmespeicher im Referentenentwurf explizit mitgedacht werden. Allerdings können Speicher bisher nur von den Erleichterungen der Beschleunigungsgebiete profitieren, wenn sie im Zusammenhang mit PV-Anlagen gebaut werden. Weder Wind-Speicher-Kombinationen noch Stand-Alone-Energiespeicher sind bisher enthalten. Dies sollte dringend korrigiert werden.\r\n33 von 33\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartnerinnen\r\nAntigona Lesi | stellvertretende Leiterin Justiziariat | a.lesi@wind-energie.de\r\nKristina Hermann | Leiterin Facharbeit Wind | k.hermann@wind-energie.de\r\nChef vom Dienst\r\nJuliane Karst, Justiziarin\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nElisabeth Görke, Justiziarin\r\nJuliane Karst, Justiziarin\r\nAntigona Lesi, stellvertretende Leiterin Justiziariat\r\nMoritz Röhrs, Referent Planung/Naturschutz\r\nLukas Schnürpel, Referent Planung/Genehmigung/Naturschutz\r\nCornelia Uschtrin, Referentin Politik\r\nFachlich beteiligte BWE-Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nJuristischer Beirat\r\nPlanerbeirat\r\nArbeitskreis Naturschutz\r\nArbeitskreis Energiepolitik\r\nSprecherkreis Finanziererbeirat\r\nLänder: Alle BWE- und BEE-Landesverbände\r\nDatum\r\n11. April 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003260","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung der Cybersicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/41/f1/299831/Stellungnahme-Gutachten-SG2406200002.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nNIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz\r\nReferentenentwurf des BMI vom 07.05.2024\r\nMai 2024\r\n2 von 10\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Betroffenheit von Betreibergesellschaften .................................................................. 4\r\n2.1 Betreibergesellschaften mit Partnerunternehmen oder als Teil verbundener Unternehmen ............. 4\r\n2.2 Definition der KMU............................................................................................................................... 6\r\n3 Umsetzbarkeit der unter § 30 genannten Risikomaßnahmen ....................................... 7\r\n3.1 „Sicherheit des Personals“ aus § 30 Abs. 2 Nr. 9 .................................................................................. 7\r\n3.2 Cybersicherheitszertifizierung aus § 30 Abs. 6 ..................................................................................... 7\r\n4 Anpassung und Abgleich mit dem KRITIS-Dachgesetz/Klarstellung von Fristen zur Umsetzung und Nachweisen ....................................................................................... 8\r\n5 Information über zu erlassende Verordnungen/kritische Anlagen ............................... 9\r\n6 Klarstellung der Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV .................................................................................................................. 9\r\n3 von 10\r\n1 Einleitung\r\nDas Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) legt mit dem am 07. Mai 2024 veröffentlichten Referentenentwurf Regelungen zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie in Deutschland vor und gibt Gelegenheit zur Stellungnahme. Der Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) hatte sich bereits zu dem im September 2023 veröffentlichen Diskussionspapier des BMI zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie geäußert und begrüßt die Regelungsentwürfe des BMI im vorliegenden Referentenentwurf, sieht jedoch weiterhin eine Reihe von offenen Fragen und Unklarheiten, die im weiteren Gesetzgebungsprozess adressiert werden sollten.\r\nDie Windenergiebranche unterstützt ausdrücklich das Ansinnen des BMI, weitere Maßnahmen zur Stärkung der Cybersecurity in Deutschland zu verabschieden. Für Unternehmen in der Windenergiebranche gelten bereits seit Inkrafttreten der BSI-Kritisverordnung Anforderungen an die Umsetzung und den Nachweis von entsprechenden Maßnahmen. Zu unterscheiden sind hierbei die beiden Kategorien „Energieerzeugungsanlagen“ und „Anlagen oder Systeme zur Steuerung/Bündelung elektrischer Leistung“ (sog. Aggregatoren/Virtuelle Kraftwerke). Mit dem jetzigen Referentenentwurf zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie kommen zwei neue Kategorien „besonders wichtige Einrichtung“ und „wichtige Einrichtung“ hinzu. Bei diesen geht es bei der Bestimmung der Betroffenheit nicht wie bislang um Schwellenwerte in Bezug auf die installierte Nettoleistung, sondern um eine Kombination aus Sektor- und Unternehmensgröße (Mitarbeiterzahl und Umsatz/Bilanz).\r\nVor diesem Hintergrund werden voraussichtlich weitere Mitgliedsunternehmen im BWE betroffen sein. Der BWE sieht hier Klärungsbedarf zu einer Reihe von Punkten, die in dieser Stellungnahme näher erläutert sind. Im Rahmen der Umsetzung der Richtlinie dürfen dabei keine neuen bürokratischen Hemmnisse für Betreibergesellschaften, deren Partnerunternehmen oder verbundene Unternehmen von Windenergieanlagen/Windparks entstehen, hier bedarf es klarer und praxistauglicher Regelungen. Unter anderem sollten diese mit dem KRITIS-Dachgesetz und den bestehenden Regelungen abgeglichen und gegebenenfalls angepasst werden. Weiterhin ist es zentral, dass etwaige Konkretisierungen der Regelungen in noch zu verabschiedenden Verordnungen rechtzeitig kommuniziert werden, damit die Unternehmen frühzeitig mit der Umsetzung beginnen können. Darüber hinaus sollte der Gesetzgeber klare Rahmenbedingungen hinsichtlich der vorgesehenen Rechtsverordnung zur Cybersicherheitszertifizierung festlegen.\r\nIn dieser Stellungnahme beziehen wir uns auf den Stand des NIS-2-Umsetzungs- und Cyber-sicherheitsstärkungsgesetz (NIS2UmsuCG), welches im Rahmen der Einleitung der Beteiligung von Fachkreisen und Verbänden am 07. Mai 2024 veröffentlicht wurde.\r\nBei der Umsetzung der Richtlinie in nationales Recht erachtet der BWE daher insbesondere die folgenden Punkte für wichtig:\r\n• Betroffenheit von Betreibergesellschaften, die Partnerunternehmen haben oder verbundene Unternehmen sind/ Definition der KMU\r\n• Umsetzbarkeit der unter § 30 genannten Risikomaßnahmen\r\n• Rahmenbedingungen für eine Rechtsverordnung zur Cybersicherheitszertifizierung aus § 30 Abs. 6\r\n• Anpassung und Abgleich mit dem KRITIS-Dachgesetz/ Klarstellung von Fristen zur Umsetzung und Nachweisen\r\n• Information über zu erlassende Verordnungen/ kritische Anlagen\r\n• Klarstellung der Zertifizierungsplicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI KritisV\r\n4 von 10\r\n2 Betroffenheit von Betreibergesellschaften\r\n2.1 Betreibergesellschaften mit Partnerunternehmen oder als Teil verbundener Unternehmen\r\nBetreiber von Windenergieanlagen/Windparks (Betrieb von Erzeugungsanlagen gem. § 3 Nr. 18 d EnWG) sind in Deutschland sehr heterogen aufgestellt, teilweise mit unterschiedlichen Sparten (Planung/Projektierung, Windparkmanagement u.a.), mit Partnerunternehmen oder im Unternehmensverbund. Der Betrieb der Windenergieanlagen/Windparks wird vielfach in eigene Gesellschaften ausgelagert, wobei hier vorrangig Rechtsformen wie die GmbH, die GmbH & Co. KG, die GbR oder die eingetragene Genossenschaft (e.G.) gewählt werden.\r\nNach unserer Auffassung ist bei der Bestimmung, ob ein Unternehmen in den Anwendungsbereich des BSI-Gesetzes (BSI-G) fällt, jedes Unternehmen (jede rechtlich selbständige Einheit) einzeln zu betrachten. Unter Berücksichtigung der Mitarbeiterzahlen oder der Jahresumsätze/-bilanzsummen werden daher viele Betreibergesellschaften selbst nicht unmittelbar unter die Kategorien „wichtige Einrichtungen“ oder „besonders wichtige Einrichtungen“ fallen. Dies wird voraussichtlich lediglich für Betreibergesellschaften größerer Windparks gelten.\r\nJedoch sind für den Fall, dass eine Tochtergesellschaft eine Betreibergesellschaft eines Windparks ist und die Muttergesellschaft das technische und kaufmännische Windparkmanagement übernommen hat, zwei Betrachtungen vorzunehmen.\r\nIn § 28 Abs. 1 Nr. 4 a und b und § 28 Abs. 2 Nr. 3 a und b i.V.m. § 28 Abs. 3 des Regelungsentwurfs zum BSI-G wird für die Bestimmung von Mitarbeiterzahl, Jahresumsatz und Jahresbilanzsumme auf die Empfehlung 2003/361/EG verwiesen, um festzustellen, ob ein Unternehmen unter die in § 28 des Regelungsentwurfs genannten Kategorien („besonders wichtige Einrichtungen“ und „wichtige Einrichtungen“) fällt. Diese sieht grundsätzlich vor, dass die Kennzahlen von sog. „Partnerunternehmen“ oder „verbundenen Unternehmen“ – zumindest anteilig – zugerechnet werden können. Nach dieser Berechnungsmethode würden viele Betreibergesellschaften, die Tochtergesellschaften größerer Unternehmen sind, aufgrund der Hinzurechnung der Mitarbeiterzahlen oder Jahresumsätze/-bilanzsummen mindestens unter die Kategorie „wichtige Einrichtung“, wenn nicht sogar unter die Kategorie „besonders wichtige Einrichtung“, einzuordnen sein.\r\nEingeschränkt wird dies gemäß § 28 Abs. 3 Satz 2 des Regelungsentwurfs zum BSI-G, indem die Hinzurechnung der Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen im Sinne der Empfehlung dann nicht gelten soll, wenn das Unternehmen unter Berücksichtigung der rechtlichen, wirtschaftlichen und tatsächlichen Umstände mit Blick auf die Beschaffenheit und den Betrieb der informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse unabhängig von seinem Partner oder verbundenen Unternehmen ist. Eine solche Unabhängigkeit dürfte jedoch größtenteils bei Betreibergesellschaften, die Tochtergesellschaften von größeren Unternehmen sind, nicht zutreffen. Vielmehr werden diese von der Muttergesellschaft über deren informationstechnische Systeme, Komponenten und Prozesse verwaltet. Folglich fallen Betreibergesellschaften, die Tochtergesellschaften größerer Mutterunternehmen sind, in den Anwendungsbereich des § 28 und sind somit betroffen (teilweise können sie sogar unter die Kategorie „besonders wichtige Einrichtungen“ fallen).\r\nDie Muttergesellschaft selbst könnte im Bereich des Windparkmanagements unter eine „(besonders) wichtige Einrichtung“ subsumiert werden, wenn sie Dienstleistungen anbietet, die z. B. dem Betrieb von Erzeugungsanlagen gem. § 3 Nr. 18 d EnWG zuzuordnen sind. Zudem könnte sie auch als „Betreiber kritischer Anlagen“ gelten und somit gemäß § 28 Abs. 1 Nr. 4 eine „besonders wichtige Einrichtung“ sein. Folglich könnte auch das übergeordnete Unternehmen betroffen sein.\r\n5 von 10\r\nIm Übrigen bleibt für uns die Abgrenzung, wann die „Hinzurechnung“ von Zahlen anderer Gesellschaften nach der o.g. Kommissionsempfehlung stattfinden soll und wann nicht, unklar. Denn bislang wird im deutschen Recht die Frage, welche juristische Person Adressatin der Pflichten aus dem BSI-G ist, ohnehin danach bestimmt, ob eine Gesellschaft „rechtlich, wirtschaftlich und tatsächlich“ Einfluss auf eine in der NIS-1-Richtlinie definierte Anlage hat. Ob diese Kriterien auch bei der Bestimmung der „Einrichtung“ unter NIS-2 erhalten bleiben, ist bisweilen ungeklärt. Sofern dies der Fall sein sollte, bleibt in § 28 Abs. 3 Satz 2 nur das Kriterium „Unabhängigkeit“ als substanzielles Kriterium übrig – denn wenn eine Konzerngesellschaft gar keinen eigenen „wirtschaftlichen, rechtlichen und tatsächlichen“ Einfluss hätte, käme sie ohnehin schon gar nicht als NIS-2-/BSI-G-Adressatin in Betracht. Der Begriff „Unabhängigkeit“ ist bislang allerdings so wenig konkretisiert, dass die Subsumtion, ob hinzugerechnet werden soll oder nicht, nach dem jetzigen Entwurf sehr schwerfallen wird.\r\nWeitere Abgrenzungsschwierigkeiten ergeben sich dadurch, dass der Regelungsentwurf gegenwärtig auf die Gesellschaft abstellt, „die anderen natürlichen oder juristischen Personen entgeltlich Waren oder Dienstleistungen anbieten, die einer der in Anlage 1 bestimmten Einrichtungsarten zuzuordnen ist“ (vgl. § 28 Abs. 1 Nr. 4). Dies kann jedenfalls so auszulegen sein, dass jeweils die mit dem Kunden vertragsschließende Gesellschaft als „Einrichtung“ und damit unter dem BSI-G Verpflichtete abzustellen wäre. Hierbei wird es sich aber nicht zwingend auch um diejenige Gesellschaft handeln, die „rechtlichen, wirtschaftlichen und tatsächlichen“ Einfluss auf die relevanten Anlagen hat.\r\nZusammenfassend ist Folgendes festzustellen: Sollten bei der Berechnung der Kriterien „Mitarbeiterzahl“ und „Umsatz/Bilanz“ die in § 28 genannten Schwellenwerte überschritten sein, wäre das jeweilige Unternehmen betroffen.\r\nFazit\r\nDie Einordnung von Betreibergesellschaften, die Tochtergesellschaften großer Mutterunternehmen sind, als „(besonders) wichtige Einrichtungen“ ist aus unserer Sicht unklar und so wie wir sie aktuell interpretieren nicht zielführend. Gerade ihre Abhängigkeit im Hinblick auf die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, auf die die Tochtergesellschaften keinen Einfluss haben, führt dazu, dass eine Hinzurechnung der Daten der Muttergesellschaft erfolgt – die Tochtergesellschaften somit nicht in den Genuss der Ausnahme des § 28 Abs. 3 Satz 2 kommen – und somit die Tochtergesellschaften zu einer „(besonders) wichtigen Einrichtung“ werden. Den Tochtergesellschaften werden damit Pflichten aufgebürdet, auf deren Umsetzung sie keinen Einfluss nehmen können. Sie können dies lediglich durch vertragliche Verpflichtungen an ihre Muttergesellschaft sicherstellen. Dies könnte in der Vertragsgestaltung problematisch im Hinblick auf das Über-/Unterstellungsverhältnis sein.\r\nDer von dem Gesetz gewollte Effekt läuft hier unseres Erachtens ins Leere und verpflichtet (zusätzlich) die falschen Unternehmen. Die eigentlichen Akteure, nämlich Betreiber großer Windparks sowie Windparkmanager im Rahmen der Anlagenüberwachung (falls ein Fernsteuereingriff möglich ist), fallen größtenteils unter das BSI-G und sind somit selbst verpflichtet, die Vorgaben einzuhalten.\r\nZudem stellt die Betroffenheit von Tochtergesellschaften als Betreibergesellschaften eine Ungleichbehandlung im Vergleich zu anderen selbständigen Betreibergesellschaften dar. Diese haben ebenfalls keinen Einfluss auf die IT-Sicherheit, da sie die Steuerung und Verwaltung ihrer Windenergieanlage ebenfalls in die Hände von Windparkmanagern gegeben haben. Die Verpflichtungen des BSI-G treffen sie aber nicht.\r\n6 von 10\r\nVorschlag des BWE\r\nIn der NIS-2-Richtlinie selbst findet sich keine Regelung, die der Regelung in § 28 Abs. 3 entspricht. Lediglich in Nr. 16 der Erwägungsgründe der NIS-2-Richtlinie steht die Empfehlung, die Unverhältnismäßigkeiten, die durch eine Hinzurechnung der Daten der Partner- oder verbundenen Unternehmen entstehen könnten, zu berücksichtigen. Zudem wird vorgeschlagen, wie Mitgliedstaaten dies regeln könnten. Dieser Vorschlag hat nun Einzug in § 28 Abs. 3 des Regelungsentwurfs des BSI-G gefunden.\r\nAus unserer Sicht ist es richtig, dass der Gesetzgeber der Empfehlung gefolgt ist, jedoch ist diese Regelung unvollständig und lässt diejenigen Betreibergesellschaften unberücksichtigt, die vollständig in der Abhängigkeit ihrer Muttergesellschaft stehen (da keine Mitarbeiter und Infrastruktur).\r\nHier könnte der Gesetzgeber eine weitere Regelung einfügen, um diese Unverhältnismäßigkeit zu berücksichtigen. Dies wäre auch nicht im Widerspruch zur NIS-2-Richtlinie, sondern würde der Empfehlung in Nr. 16 der Erwägungsgründe folgen.\r\n2.2 Definition der KMU\r\nBei der Bestimmung von Mitarbeiterzahl, Jahresumsatz und Jahresbilanzsumme und der Definition von „besonders wichtige Einrichtung“ und „wichtige Einrichtung“ (§ 28 Abs. 1 Nr. 4 a und b und § 28 Abs. 2 Nr. 3 a und b) verweist der Gesetzgeber auf die Kommissionsempfehlung 2003/361 EG.\r\nIn Artikel 2 der Kommissionsempfehlung 2003/361 EG – Mitarbeiterzahlen und finanzielle Schwellenwerte zur Definition der Unternehmensklassen – wird neben der Mitarbeiterzahl bei der Erreichung eines finanziellen Schwellenwertes entweder der Jahresumsatz oder die Jahresbilanzsumme herangezogen. Abweichend hierzu wird im NIS-2UmsuCG (§ 28 Abs. 1 Nr. 4 a und b und § 28 Abs. 2 Nr 3 a und b) der Jahresumsatz und die Jahresbilanzsumme zur Erreichung eines finanziellen Schwellenwertes und damit zur Bestimmung der „besonders wichtigen Einrichtung“ und „wichtigen Einrichtung“ herangezogen. Beide Schwellenwerte müssen also erreicht sein. Wiederum wird abweichend vom Artikel 2 der Kommissionsempfehlung 2003/361 EG im NIS-2UmsuCG das Kriterium der Mitarbeiteranzahl mit einem oder an die Erreichung des finanziellen Schwellenwertes von Jahresumsatz und die Jahresbilanzsumme gebunden. Dies hat zur Folge, dass die alleinige Erreichung des Schwellenwertes der Mitarbeiteranzahl oder des Jahresumsatzes und der Jahresbilanzsumme für die Bestimmung als „besonders wichtige Einrichtung“ und „wichtige Einrichtung“ ausreicht.\r\nDer deutsche Gesetzgeber weicht hier nicht nur von der Definition für kleine und mittlere Unternehmen in der Kommissionsempfehlung 2003/361 EG ab, sondern auch von den Vorgaben der NIS-2-Richtlinie, die auf diese Kommissionsempfehlung verweist. Eine bewusste Abweichung von den Vorgaben der EU-Richtlinie kann unseres Erachtens jedoch nicht gewollt und zielführend sein. Dies würde zu einer Ungleichbehandlung von Unternehmen innerhalb der EU führen, in denen die Kriterien zur Einstufung als betroffenes Unternehmen anders geregelt sind.\r\n7 von 10\r\nVorschlag des BWE\r\nWir schlagen vor den Text entsprechend der Kommissionsempfehlung 2003/361 EG anzupassen. Wird die Definition aus einer EU-Empfehlung als Kriterium herangezogen, ist diese auch 1:1 zu übernehmen.\r\n3 Umsetzbarkeit der unter § 30 genannten Risikomaßnahmen\r\nFür die betroffenen Betreibergesellschaften, die das Windparkmanagement an geeignete Dienstleister ausgelagert haben, sind die in § 30 genannten Risikomaßnahmen nicht umsetzbar, da sie keinen Einfluss auf die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse haben. Die Pflichten müssten vertraglich auf die Dienstleister übertragen werden.\r\nFür größere Unternehmen sind diese Maßnahmen unseres Erachtens umsetzbar.\r\n3.1 „Sicherheit des Personals“ aus § 30 Abs. 2 Nr. 9\r\nIn § 30 Abs. 2 Nr.9 wird als umzusetzende Maßnahme die „Sicherheit des Personals, Konzepte für die Zugriffskontrolle und Management von Anlagen“ gefordert.\r\nInsbesondere zur Sicherheit des Personals ergibt sich die Frage: Ist hiermit die Überprüfung des Personals, wie z.B. unter Punkt A.7.1 des Annexes der DIN ISO 27001 oder Nr. 56 der Konkretisierung der Anforderungen an die gemäß § 8a Abs. 1 BSIG umzusetzenden Maßnahmen gemeint?\r\n3.2 Cybersicherheitszertifizierung aus § 30 Abs. 6\r\nIn § 30 Abs. 6 heißt es: „Besonders wichtige Einrichtungen und wichtige Einrichtungen dürfen durch Rechtsverordnung nach § 58 Absatz 3 bestimmte IKT-Produkte, IKT-Dienste und IKT-Prozesse nur verwenden, wenn diese über eine Cybersicherheitszertifizierung gemäß europäischer Schemata nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/881 verfügen“. Wir verstehen § 30 Abs. 6 in Verbindung mit§ 58 Absatz 3 des Entwurfes so, dass der deutsche Gesetzgeber von der Öffnungsklausel in Art. 24 Abs. 1 der NIS-2-Richtlinie Gebrauch machen möchte und das BMI dies in einer entsprechenden Verordnung konkretisieren soll. Eine solche Zertifizierungspflicht würde betroffene Unternehmen strenger als zuvor regulieren und ihre Umsetzung würde einen gewissen Zeitvorlauf erfordern. Daher wäre es wichtig, dass betroffene Unternehmen rechtzeitig wissen, ob, wann und welche Pflichten sie zur Cybersicherheitszertifizierung treffen werden.\r\nDie in der Windenergie eingesetzten IKT-Produkte, IKT-Dienste und IKT-Prozesse sind i.d.R. branchenspezifische Produkte und speziell für den Windparkbetrieb konzipiert (SCADA-Systeme wie Windparkregler, Parkrechner, Condition Monitoring Systeme, Betriebsführungssoftware u.a.).\r\nAngesichts der Tatsache, dass noch kein Entwurf für die nach § 58 Absatz 3 geforderte Ministeriumsverordnung bekannt ist und die Schemata nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/881 nach unserem Wissen noch nicht finalisiert sind, herrscht zurzeit Unklarheit, was diese verpflichtende Cybersicherheitszertifizierung konkret für Unternehmen bedeuten würde.\r\nFür unsere Mitglieder wäre daher wichtig, über folgenden Punkte rechtzeitig informiert zu werden: Welche Produkte und Dienstleistungen plant das BMI in seiner Verordnung hier einzubeziehen? Wie genau sähe der Zertifizierungsprozess aus und wie können hierdurch Verzögerungen, beispielsweise für die Errichtung und den Betrieb von Windenergieanlagen/Windparks vermieden werden? Welche\r\n8 von 10\r\nTimeline gibt es für die Schemata und die Verordnung nach § 57 Abs. 4 des Entwurfes und wird diese zeitgleich mit dem BSI-G neu in Kraft treten oder erst später, ggf. mit einer Übergangsfrist?\r\nDiese Fragen sind insbesondere vor dem Hintergrund der voraussichtlichen finalen Verabschiedung des Net Zero Industry Act (NZIA) durch den Rat der Europäischen Union am 27. Mai 2024 von großer Relevanz: Laut NZIA müssen die EU-Mitgliedstaaten nach Inkrafttreten der Verordnung innerhalb von 18 Monaten sogenannten Präqualifikations- und Zuschlagskriterien für Ausschreibungen von Erneuerbaren Energien einführen.\r\nWenngleich die Details der Ausgestaltung dieser Kriterien noch offen sind und unter anderem mit einem Durchführungsrechtsakt der Europäischen Kommission präzisiert werden sollen, ist Cyber- und Datensicherheit als ein Präqualifikationskriterium im NZIA festgelegt.\r\nAus Sicht des BWE sollte Cybersicherheit daher auf dem risiko-basierten Ansatz wie beispielsweise der NIS2-Richtlinie beruhen und leicht überprüfbar sein. Das NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz kann dieses Ziel erreichen, wenn bestimmte Rahmenbedingungen erfüllt werden. Hersteller von Windenergieanlagen (wie auch unabhängige Serviceanbieter, Netzbetreiber, Stromvermarkter, je nach Zugriffsberechtigung auch Betriebsführer) haben die Möglichkeit aus der Ferne auf ihre Anlagen zuzugreifen und diese auch im Bedarfsfall abzuschalten. Der deutsche Gesetzgeber sollte hier mit dem Instrument des NZIA und nachgelagerten Umsetzungsgesetzen wie zur NIS-2-Richtlinie und entsprechenden Präqualifikationskriterien auf 100% der EE-Ausschreibungsvolumina für Windenergie dafür Sorge tragen, dass Akteuren aus nicht-demokratischen Ländern keine Möglichkeit des Fernzugriffs auf elementare Bestandteile der deutschen Energieversorgung gegeben wird.\r\nDie im Referentenentwurf genannte mögliche Rechtsverordnung zu einer Cybersicherheitszertifizierung von IKT-Produkten, IKT-Diensten und IKT-Prozessen sollte daher sicherstellen, dass der Datenverkehr beim Betrieb von Windenergieanlagen ausschließlich über Datenverarbeitungssysteme innerhalb der EU erfolgt.\r\n4 Anpassung und Abgleich mit dem KRITIS-Dachgesetz/ Klarstellung von Fristen zur Umsetzung und Nachweisen\r\nDie Anpassung und der Abgleich zu bestehenden Regulierungen/Gesetzen wie dem zukünftig geplanten KRITIS-Dachgesetz oder spezialrechtlichen Regelungen (z.B. Network Code on Cybersecurity, IT-Sicherheitskatalog der BNetzA) ist aus unserer Sicht dringend erforderlich. Betroffene Unternehmen können somit eindeutig identifiziert werden und geeignete branchenspezifische Maßnahmen umsetzen.\r\nDen angepassten Zeitraum von drei Jahren zum Nachweis von Cybersecurity-Maßnahmen bei kritischen Anlagen halten wir für einen realistischen und pragmatischen Ansatz, da hier sowohl BSI als auch Zertifizierungs- und Auditierung-Stellen und nicht zuletzt die Unternehmen selbst personell entlastet werden. Wir gehen davon aus, dass damit die aktuelle Gesetzeslage (§ 8b Abs. 3 BSI-G in Verbindung Anhang 1 Teil 1 Nr. 3 der KritisV) mit einer Nachweispflicht alle zwei Jahre ersetzt würde. Uns ist jedoch nicht klar, wie der Übergang unter der jetzigen KritisV zu der neu zu erlassenden Verordnung mit längeren Nachweisfristen gestaltet werden wird. Darüber wünschen wir uns nähere Informationen.\r\n9 von 10\r\n5 Information über zu erlassende Verordnungen/ kritische Anlagen\r\nDer Entwurf verweist in wichtigen Teilen auf Verordnungen, die nach der Verordnungsermächtigung in § 58 noch zu erlassen sind. In diesen Verordnungen werden für unsere Mitglieder wesentliche Pflichten konkretisiert, etwa die Frage, wer eine „kritischen Anlage“ betreibt und damit deutlich mehr Pflichten hat, oder für welche IKT-Produkte verpflichtende Cybersicherheitszertifizierungen verordnet werden (siehe dazu Abschnitt 3.2). Beispielsweise ist aus dem aktuellen BSI-G-Entwurf nicht ersichtlich, ob in der neuen Kategorie „kritische Anlagen“ die bisherigen „kritischen Infrastrukturen“ nahtlos weitergeführt werden sollen oder ob sich hier Änderungen im Vergleich zur BSI-KritisV ergeben (z.B. bei den betroffenen Anlagen in einzelnen Sektoren oder Schwellenwerten siehe auch unsere Frage zu Übergangsregelungen bezüglich des Turnus bei den Nachweispflichten). Unklar ist z.B. auch, ob es wie bislang weiterhin „gemeinsame Betreiber“ einer kritischen Anlage oder einer wichtigen/besonders wichtigen Einrichtung geben soll.\r\nDasselbe gilt für die Verordnungen, die nach § 15 des jetzigen Entwurfes des KRITIS-Dachgesetzes (Referentenwurf vom 25. Juli 2023) zu erlassen sind. Auch hier stehen die konkreten Angaben zur sachlichen Anwendung erst in einer Verordnung, über die bislang weder der Inhalt noch die geplante Timeline bekannt sind. Es besteht ein dringendes Interesse der betroffenen Unternehmen, diese wichtigen Konkretisierungen zu erfahren, um ggf. rechtzeitig mit der Umsetzung zu beginnen.\r\n6 Klarstellung der Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV\r\nDer Änderungsvorschlag in § 5c Abs. 2 EnWG-E besagt, dass Betreiber von Energieerzeugungsanlagen, die als besonders wichtige und wichtige Einrichtungen im Sinne des § 28 BSI- G zu klassifizieren sind, ebenfalls den IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Absatz 1a des EnWG einhalten und sich nach gegenwärtiger Fassung des IT-Sicherheitskatalogs auch zertifizieren lassen müssen.\r\nDa sich die Zertifizierungspflicht nicht aus dem Gesetz, sondern aus dem IT-Sicherheitskatalog)1 selbst ergibt, bitten wir um Klarstellung, dass eine Zertifizierungspflicht über den von der BNetzA erstellten IT- Sicherheitskatalog ausschließlich kritische Anlagen betrifft, die unter der aktuell gültigen BSI-KritisV hierunter klassifiziert werden.\r\n1 Bundesnetzagentur (2005): IT-Sicherheitskatalog 08 2015 Abschnitt F.I. – LINK.\r\n10 von 10\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nAdobeStock\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner\r\nStefan Grothe | Fachreferent Technik| s.grothe@wind-energie.de\r\nAutoren in alphabethischer Reihenfolge\r\nStefan Grothe | Fachreferent Technik\r\nLuca Liebe | Referent Politik Europa\r\nDatum\r\n28. Mai 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) (20. WP)","shortTitle":"BMI (20. WP)","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0003260","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung der Cybersicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4b/a6/335675/Stellungnahme-Gutachten-SG2407160001.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nNIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz\r\nReferentenentwurf des BMI vom 26.06.2024\r\nJuli 2024\r\n2 von 10\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Betroffenheit von Betreibergesellschaften mit Partnerunternehmen oder als Teil verbundener Unternehmen ........................................................................................ 4\r\n3 Umsetzbarkeit der unter § 30 genannten Risikomaßnahmen ....................................... 6\r\n3.1 „Sicherheit des Personals“ aus § 30 Abs. 2 Nr. 9 .................................................................................. 6\r\n3.2 Cybersicherheitszertifizierung aus § 30 Abs. 6 ..................................................................................... 6\r\n3.3 Schnittstelle zum Net Zero Industry Act ............................................................................................... 7\r\n4 Anpassung und Abgleich mit dem KRITIS-Dachgesetz/ Fristen zur Umsetzung und Nachweisen ................................................................................................................ 8\r\n5 Information über zu erlassende Verordnungen/ Beteiligung der Verbände .................. 8\r\n6 Klarstellung der Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV .................................................................................................................. 9\r\n3 von 10\r\n1 Einleitung\r\nDas Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) legt mit dem am 26. Juni 2024 veröffentlichten Referentenentwurf Regelungen zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie in Deutschland vor und gibt Gelegenheit zur Stellungnahme. Der Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) begrüßt die Regelungsentwürfe des BMI im vorliegenden Referentenentwurf (siehe auch Stellungnahmen zu dem im September 2023 veröffentlichen Diskussionspapier und zu dem am 07. Mai 2024 veröffentlichten Referentenentwurf), sieht jedoch weiterhin einige offene Fragen und konkreten Änderungsbedarf, auf den wir im Einzelnen in dieser Stellungnahme eingehen. Zunächst das Wichtigste in Kürze:\r\nDer BWE unterstützt:\r\n• Das Ansinnen des BMI, weitere Maßnahmen zur Stärkung der Cybersicherheit in Deutschland zu verabschieden.\r\nDer BWE kritisiert:\r\n• Bei der Klärung der Betroffenheit von Unternehmen ist der Begriff „Unabhängigkeit“ nicht konkretisiert; zudem ist die Abgrenzung, wann eine „Hinzurechnung“ der Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen erfolgen soll, unklar.\r\n• Fehlende Konkretisierung der Maßnahme zur Prüfung des Personals nach § 30 Abs. 2 Nr. 9.\r\nDer BWE regt an:\r\n• Bei der Bestimmung, ob ein Unternehmen in den Anwendungsbereich des BSI-Gesetzes fällt, ist jedes Unternehmen einzeln zu betrachten.\r\n• Vor allem braucht es eine Differenzierung für den Fall, dass eine Tochtergesellschaft eine Betreibergesellschaft eines Windparks ist und die Muttergesellschaft das technische und kaufmännische Windparkmanagement übernommen hat.\r\n• Es sollte klargestellt werden, dass die Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV gilt.\r\n• Die Unternehmen brauchen rechtzeitige Informationen, wann und welche Pflichten sie zur Cybersicherzeitszertifizierung treffen.\r\n• Es sollte die Chance genutzt werden, dass NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheits-stärkungsgesetz mit dem Net Zero Industry Act und den dazugehörigen Präqualifikationskriterien zu verbinden.\r\n• Bei der bevorstehenden Entwicklung der verschiedenen Umsetzungsverordnungen sollten in jedem Fall die Wirtschaftsverbände beteiligt werden.\r\n4 von 10\r\n2 Betroffenheit von Betreibergesellschaften mit Partnerunternehmen oder als Teil verbundener Unternehmen\r\nBetreiber von Windenergieanlagen/Windparks (Betrieb von Erzeugungsanlagen gem. § 3 Nr. 18 d EnWG) sind in Deutschland sehr heterogen aufgestellt, teilweise mit unterschiedlichen Sparten (Planung/Projektierung, Windparkmanagement u.a.), mit Partnerunternehmen oder im Unternehmensverbund. Der Betrieb der Windenergieanlagen/Windparks wird vielfach in eigene Gesellschaften ausgelagert, wobei hier vorrangig Rechtsformen wie die GmbH, die GmbH & Co. KG, die GbR oder die eingetragene Genossenschaft (e.G.) gewählt werden.\r\nNach unserer Auffassung ist bei der Bestimmung, ob ein Unternehmen in den Anwendungsbereich des BSI-Gesetzes (BSI-G) fällt, jedes Unternehmen (jede rechtlich selbständige Einheit) einzeln zu betrachten. Unter Berücksichtigung der Mitarbeiterzahlen oder der Jahresumsätze/-bilanzsummen werden daher viele Betreibergesellschaften selbst nicht unmittelbar unter die Kategorien „wichtige Einrichtungen“ oder „besonders wichtige Einrichtungen“ fallen. Dies wird voraussichtlich lediglich für Betreibergesellschaften größerer Windparks gelten.\r\nJedoch sind für den Fall, dass eine Tochtergesellschaft eine Betreibergesellschaft eines Windparks ist und die Muttergesellschaft das technische und kaufmännische Windparkmanagement übernommen hat, zwei Betrachtungen vorzunehmen.\r\nIn § 28 Abs. 1 Nr. 4 a und b und § 28 Abs. 2 Nr. 3 a und b i.V.m. § 28 Abs. 3 des Regelungsentwurfs zum BSI-G wird für die Bestimmung von Mitarbeiterzahl, Jahresumsatz und Jahresbilanzsumme auf die Empfehlung 2003/361/EG verwiesen, um festzustellen, ob ein Unternehmen unter die in § 28 des Regelungsentwurfs genannten Kategorien („besonders wichtige Einrichtungen“ und „wichtige Einrichtungen“) fällt. Diese sieht grundsätzlich vor, dass die Kennzahlen von sog. „Partnerunternehmen“ oder „verbundenen Unternehmen“ – zumindest anteilig – zugerechnet werden können. Nach dieser Berechnungsmethode würden viele Betreibergesellschaften, die Tochtergesellschaften größerer Unternehmen sind, aufgrund der Hinzurechnung der Mitarbeiterzahlen oder Jahresumsätze/-bilanzsummen mindestens unter die Kategorie „wichtige Einrichtung“, wenn nicht sogar unter die Kategorie „besonders wichtige Einrichtung“, einzuordnen sein.\r\nEingeschränkt wird dies gemäß § 28 Abs. 3 Satz 2 des Regelungsentwurfs zum BSI-G, indem die Hinzurechnung der Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen im Sinne der Empfehlung dann nicht gelten soll, wenn das Unternehmen unter Berücksichtigung der rechtlichen, wirtschaftlichen und tatsächlichen Umstände mit Blick auf die Beschaffenheit und den Betrieb der informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse unabhängig von seinem Partner oder verbundenen Unternehmen ist. Eine solche Unabhängigkeit dürfte jedoch größtenteils bei Betreibergesellschaften, die Tochtergesellschaften von größeren Unternehmen sind, nicht zutreffen. Vielmehr werden diese von der Muttergesellschaft über deren informationstechnische Systeme, Komponenten und Prozesse verwaltet. Folglich fallen Betreibergesellschaften, die Tochtergesellschaften größerer Mutterunternehmen sind, in den Anwendungsbereich des § 28 und sind somit betroffen (teilweise können sie sogar unter die Kategorie „besonders wichtige Einrichtungen“ fallen).\r\nDie Muttergesellschaft selbst könnte im Bereich des Windparkmanagements unter eine „(besonders) wichtige Einrichtung“ subsumiert werden, wenn sie Dienstleistungen anbietet, die z. B. dem Betrieb von Erzeugungsanlagen gem. § 3 Nr. 18 d EnWG zuzuordnen sind. Zudem könnte sie auch als „Betreiber\r\n5 von 10\r\nkritischer Anlagen“ gelten und somit gemäß § 28 Abs. 1 Nr. 4 eine „besonders wichtige Einrichtung“ sein. Folglich könnte auch das übergeordnete Unternehmen betroffen sein.\r\nIm Übrigen bleibt für uns die Abgrenzung, wann die „Hinzurechnung“ von Zahlen anderer Gesellschaften nach der o.g. Kommissionsempfehlung stattfinden soll und wann nicht, unklar. Denn bislang wird im deutschen Recht die Frage, welche juristische Person Adressatin der Pflichten aus dem BSI-G ist, ohnehin danach bestimmt, ob eine Gesellschaft „rechtlich, wirtschaftlich und tatsächlich“ Einfluss auf eine in der NIS-1-Richtlinie definierte Anlage hat. Ob diese Kriterien auch bei der Bestimmung der „Einrichtung“ unter NIS-2 erhalten bleiben, ist bisweilen ungeklärt. Sofern dies der Fall sein sollte, bleibt in § 28 Abs. 3 Satz 2 nur das Kriterium „Unabhängigkeit“ als substanzielles Kriterium übrig – denn wenn eine Konzerngesellschaft gar keinen eigenen „wirtschaftlichen, rechtlichen und tatsächlichen“ Einfluss hätte, käme sie ohnehin schon gar nicht als NIS-2-/BSI-G-Adressatin in Betracht. Der Begriff „Unabhängigkeit“ ist bislang allerdings so wenig konkretisiert, dass die Subsumtion, ob hinzugerechnet werden soll, nach dem jetzigen Entwurf sehr schwerfallen wird.\r\nWeitere Abgrenzungsschwierigkeiten ergeben sich dadurch, dass der Regelungsentwurf gegenwärtig auf die Gesellschaft abstellt, „die anderen natürlichen oder juristischen Personen entgeltlich Waren oder Dienstleistungen anbieten, die einer der in Anlage 1 bestimmten Einrichtungsarten zuzuordnen ist“ (vgl. § 28 Abs. 1 Nr. 4). Dies kann jedenfalls so auszulegen sein, dass jeweils die mit dem Kunden vertragsschließende Gesellschaft als „Einrichtung“ und damit unter dem BSI-G Verpflichtete abzustellen wäre. Hierbei wird es sich aber nicht zwingend auch um diejenige Gesellschaft handeln, die „rechtlichen, wirtschaftlichen und tatsächlichen“ Einfluss auf die relevanten Anlagen hat.\r\nZusammenfassend ist Folgendes festzustellen: Sollten bei der Berechnung der Kriterien „Mitarbeiterzahl“ und „Umsatz/Bilanz“ die in § 28 genannten Schwellenwerte überschritten sein, wäre das jeweilige Unternehmen betroffen.\r\nFazit\r\nDie Einordnung von Betreibergesellschaften, die Tochtergesellschaften großer Mutterunternehmen sind, als „(besonders) wichtige Einrichtungen“ ist aus unserer Sicht unklar und so, wie wir sie aktuell interpretieren, nicht zielführend. Gerade ihre Abhängigkeit im Hinblick auf die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, auf die die Tochtergesellschaften keinen Einfluss haben, führt dazu, dass eine Hinzurechnung der Daten der Muttergesellschaft erfolgt – die Tochtergesellschaften somit nicht in den Genuss der Ausnahme des § 28 Abs. 3 Satz 2 kommen – und somit die Tochtergesellschaften zu einer „(besonders) wichtigen Einrichtung“ werden. Den Tochtergesellschaften werden damit Pflichten aufgebürdet, auf deren Umsetzung sie keinen Einfluss nehmen können. Sie können dies lediglich durch vertragliche Verpflichtungen an ihre Muttergesellschaft sicherstellen. Dies könnte in der Vertragsgestaltung problematisch im Hinblick auf das Über-/Unterstellungsverhältnis sein.\r\nDer von dem Gesetz gewollte Effekt läuft hier unseres Erachtens ins Leere und verpflichtet (zusätzlich) die falschen Unternehmen. Die eigentlichen Akteure, nämlich Betreiber großer Windparks sowie Windparkmanager im Rahmen der Anlagenüberwachung (falls ein Fernsteuereingriff möglich ist), fallen größtenteils unter das BSI-G und sind somit selbst verpflichtet, die Vorgaben einzuhalten.\r\nZudem stellt die Betroffenheit von Tochtergesellschaften als Betreibergesellschaften eine Ungleichbehandlung im Vergleich zu anderen selbständigen Betreibergesellschaften dar. Diese haben ebenfalls keinen Einfluss auf die IT-Sicherheit, da sie die Steuerung und Verwaltung ihrer\r\n6 von 10\r\nWindenergieanlage ebenfalls in die Hände von Windparkmanagern gegeben haben. Die Verpflichtungen des BSI-G treffen sie aber nicht.\r\nVorschlag des BWE\r\nIn der NIS-2-Richtlinie selbst findet sich keine Regelung, die der Regelung in § 28 Abs. 3 entspricht. Lediglich in Nr. 16 der Erwägungsgründe der NIS-2-Richtlinie steht die Empfehlung, die Unverhältnismäßigkeiten, die durch eine Hinzurechnung der Daten der Partner- oder verbundenen Unternehmen entstehen könnten, zu berücksichtigen. Zudem wird vorgeschlagen, wie Mitgliedstaaten dies regeln könnten. Dieser Vorschlag hat nun Einzug in § 28 Abs. 3 des Regelungsentwurfs des BSI-G gefunden.\r\nAus unserer Sicht ist es richtig, dass der Gesetzgeber der Empfehlung gefolgt ist, jedoch ist diese Regelung unvollständig und lässt diejenigen Betreibergesellschaften unberücksichtigt, die vollständig in der Abhängigkeit ihrer Muttergesellschaft stehen (da keine Mitarbeiter und Infrastruktur).\r\nHier könnte der Gesetzgeber eine weitere Regelung einfügen, um diese Unverhältnismäßigkeit zu berücksichtigen. Dies wäre auch nicht im Widerspruch zur NIS-2-Richtlinie, sondern würde der Empfehlung in Nr. 16 der Erwägungsgründe folgen.\r\n3 Umsetzbarkeit der unter § 30 genannten Risikomaßnahmen\r\nFür die betroffenen Betreibergesellschaften, die das Windparkmanagement an geeignete Dienstleister ausgelagert haben, sind die in § 30 genannten Risikomaßnahmen nicht umsetzbar, da sie keinen Einfluss auf die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse haben. Die Pflichten müssten vertraglich auf die Dienstleister übertragen werden.\r\nFür größere Unternehmen sind diese Maßnahmen unseres Erachtens umsetzbar.\r\n3.1 „Sicherheit des Personals“ aus § 30 Abs. 2 Nr. 9\r\nIn § 30 Abs. 2 Nr. 9 wird als umzusetzende Maßnahme die „Sicherheit des Personals, Konzepte für die Zugriffskontrolle und Management von Anlagen“ gefordert.\r\nInsbesondere zur Sicherheit des Personals ergibt sich die Frage: Ist hiermit die Überprüfung des Personals, wie z.B. unter Punkt A.7.1 des Annexes der DIN ISO 27001 oder Nr. 56 der Konkretisierung der Anforderungen an die gemäß § 8a Abs. 1 BSIG umzusetzenden Maßnahmen gemeint?\r\n3.2 Cybersicherheitszertifizierung aus § 30 Abs. 6\r\nIn § 30 Abs. 6 heißt es: „Besonders wichtige Einrichtungen und wichtige Einrichtungen dürfen durch Rechtsverordnung nach § 58 Absatz 3 bestimmte IKT-Produkte, IKT-Dienste und IKT-Prozesse nur verwenden, wenn diese über eine Cybersicherheitszertifizierung gemäß europäischer Schemata nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/881 verfügen“. Wir verstehen § 30 Abs. 6 in Verbindung mit § 58 Absatz 3 des Entwurfes so, dass der deutsche Gesetzgeber von der Öffnungsklausel in Art. 24 Abs. 1 der NIS-2-Richtlinie Gebrauch machen möchte und das BMI dies in einer entsprechenden Verordnung konkretisieren soll. Eine solche Zertifizierungspflicht würde betroffene Unternehmen strenger als zuvor regulieren und ihre Umsetzung würde einen gewissen Zeitvorlauf erfordern. Daher wäre es wichtig, dass\r\n7 von 10\r\nbetroffene Unternehmen rechtzeitig wissen, ob, wann und welche Pflichten sie zur Cybersicherheitszertifizierung treffen werden.\r\nDie in der Windenergie eingesetzten IKT-Produkte, IKT-Dienste und IKT-Prozesse sind i.d.R. branchenspezifische Produkte und speziell für den Windparkbetrieb konzipiert (SCADA-Systeme wie Windparkregler, Parkrechner, Condition Monitoring Systeme, Betriebsführungssoftware u.a.).\r\nAngesichts der Tatsache, dass noch kein Entwurf für die nach § 58 Absatz 3 geforderte Ministeriumsverordnung bekannt ist und die Schemata nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/881 nach unserem Wissen noch nicht finalisiert sind, herrscht zurzeit Unklarheit, was diese verpflichtende Cybersicherheitszertifizierung konkret für Unternehmen bedeuten würde.\r\nFür unsere Mitglieder wäre daher wichtig, über folgenden Punkte rechtzeitig informiert zu werden:\r\n• Welche Produkte und Dienstleistungen plant das BMI in seiner Verordnung hier einzubeziehen?\r\n• Wie genau sähe der Zertifizierungsprozess aus und wie können hierdurch Verzögerungen, beispielsweise für die Errichtung und den Betrieb von Windenergieanlagen/Windparks vermieden werden?\r\n• Welche Timeline gibt es für die Schemata und die Verordnung nach § 57 Abs. 4 des Entwurfes und wird diese zeitgleich mit dem BSI-G neu in Kraft treten oder erst später, ggf. mit einer Übergangsfrist?\r\n3.3 Schnittstelle zum Net Zero Industry Act\r\nDiese Fragen sind insbesondere vor dem Hintergrund der voraussichtlichen finalen Verabschiedung des Net Zero Industry Act (NZIA) durch den Rat der Europäischen Union am 27. Mai 2024 von großer Relevanz: Laut NZIA müssen die EU-Mitgliedstaaten nach Inkrafttreten der Verordnung innerhalb von 18 Monaten sogenannten Präqualifikations- und Zuschlagskriterien für Ausschreibungen von Erneuerbaren Energien einführen.\r\nWenngleich die Details der Ausgestaltung dieser Kriterien noch offen sind und unter anderem mit einem Durchführungsrechtsakt der Europäischen Kommission präzisiert werden sollen, ist Cyber- und Datensicherheit als ein Präqualifikationskriterium im NZIA festgelegt.\r\nAus Sicht des BWE sollte Cybersicherheit daher auf dem risiko-basierten Ansatz wie beispielsweise der NIS2-Richtlinie beruhen und leicht überprüfbar sein. Das NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz kann dieses Ziel erreichen, wenn bestimmte Rahmenbedingungen erfüllt werden. Hersteller von Windenergieanlagen (wie auch unabhängige Serviceanbieter, Netzbetreiber, Stromvermarkter, je nach Zugriffsberechtigung auch Betriebsführer) haben die Möglichkeit aus der Ferne auf ihre Anlagen zuzugreifen und diese auch im Bedarfsfall abzuschalten. Der deutsche Gesetzgeber sollte hier mit dem Instrument des NZIA und nachgelagerten Umsetzungsgesetzen wie zur NIS-2-Richtlinie und entsprechenden Präqualifikationskriterien auf 100% der EE-Ausschreibungsvolumina für Windenergie dafür Sorge tragen, dass Akteuren aus nicht-demokratischen Ländern keine Möglichkeit des Fernzugriffs auf elementare Bestandteile der deutschen Energieversorgung gegeben wird.\r\nDie im Referentenentwurf genannte mögliche Rechtsverordnung zu einer Cybersicherheitszertifizierung von IKT-Produkten, IKT-Diensten und IKT-Prozessen sollte daher sicherstellen, dass der Datenverkehr\r\n8 von 10\r\nbeim Betrieb von Windenergieanlagen ausschließlich über Datenverarbeitungssysteme innerhalb der EU erfolgt.\r\n4 Anpassung und Abgleich mit dem KRITIS-Dachgesetz/ Fristen zur Umsetzung und Nachweisen\r\nDie Anpassung und der Abgleich zu bestehenden Regulierungen/Gesetzen wie dem zukünftig geplanten KRITIS-Dachgesetz oder spezialrechtlichen Regelungen (z.B. Network Code on Cybersecurity, IT-Sicherheitskatalog der BNetzA) ist aus unserer Sicht dringend erforderlich. Betroffene Unternehmen können somit eindeutig identifiziert werden und geeignete branchenspezifische Maßnahmen umsetzen.\r\nDen angepassten Zeitraum von drei Jahren zum Nachweis von Cybersecurity-Maßnahmen bei kritischen Anlagen halten wir für einen realistischen und pragmatischen Ansatz, da hier sowohl BSI als auch Zertifizierungs- und Auditierung-Stellen und nicht zuletzt die Unternehmen selbst personell entlastet werden. Wir gehen davon aus, dass damit die aktuelle Gesetzeslage (§ 8b Abs. 3 BSI-G in Verbindung Anhang 1 Teil 1 Nr. 3 der KritisV) mit einer Nachweispflicht alle zwei Jahre ersetzt würde.\r\n5 Information über zu erlassende Verordnungen/ Beteiligung der Verbände\r\nDer Entwurf verweist in wichtigen Teilen auf Verordnungen, die nach der Verordnungsermächtigung in § 58 noch zu erlassen sind. In diesen Verordnungen werden für unsere Mitglieder wesentliche Pflichten konkretisiert, etwa die Frage, wer eine „kritischen Anlage“ betreibt und damit deutlich mehr Pflichten hat, oder für welche IKT-Produkte verpflichtende Cybersicherheitszertifizierungen verordnet werden (siehe dazu Abschnitt 3.2). Eine Anhörung von Vertretern der Wissenschaft, der betroffenen Einrichtungen und der betroffenen Wirtschaftsverbände ist aus unserer Sicht dringend erforderlich.\r\nDasselbe gilt für die Verordnungen, die nach § 15 des jetzigen Entwurfes des KRITIS-Dachgesetzes (Referentenwurf vom 25. Juli 2023) zu erlassen sind. Auch hier stehen die konkreten Angaben zur sachlichen Anwendung erst in einer Verordnung, über die bislang weder der Inhalt noch die geplante Timeline bekannt sind. Es besteht ein dringendes Interesse der betroffenen Unternehmen, diese wichtigen Konkretisierungen zu erfahren, um ggf. rechtzeitig mit der Umsetzung zu beginnen.\r\n9 von 10\r\n6 Klarstellung der Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV\r\nDer Änderungsvorschlag in § 5c Abs. 2 EnWG-E besagt, dass Betreiber von Energieerzeugungsanlagen, die als besonders wichtige und wichtige Einrichtungen im Sinne des § 28 BSI- G zu klassifizieren sind, ebenfalls den IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Absatz 1a des EnWG einhalten und sich nach gegenwärtiger Fassung des IT-Sicherheitskatalogs auch zertifizieren lassen müssen.\r\nDa sich die Zertifizierungspflicht nicht aus dem Gesetz, sondern aus dem IT-Sicherheitskatalog)1 selbst ergibt, bitten wir um Klarstellung, dass eine Zertifizierungspflicht über den von der BNetzA erstellten IT- Sicherheitskatalog ausschließlich kritische Anlagen betrifft, die unter der aktuell gültigen BSI-KritisV hierunter klassifiziert werden.\r\n1 Bundesnetzagentur (2005): IT-Sicherheitskatalog 08 2015 Abschnitt F.I. – LINK.\r\n10 von 10\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nAdobeStock\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner\r\nStefan Grothe | Fachreferent Technik| s.grothe@wind-energie.de\r\nAutor*innen\r\nStefan Grothe | Fachreferent Technik\r\nLuca Liebe | Referent Politik Europa\r\nKristina Hermann | Leiterin Facharbeit Windenergie\r\nDatum\r\n03. Juli 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) (20. WP)","shortTitle":"BMI (20. WP)","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011103","regulatoryProjectTitle":"Standardisierung von Störungsverbot und Fledermausschutz ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b5/19/335677/Stellungnahme-Gutachten-SG2407160004.pdf","pdfPageCount":30,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Informationspapier\r\nLandesregelungen zum Natur- und Artenschutz\r\nMit einem Fokus auf das Störungsverbot und den Fledermausschutz\r\nJuli 2024\r\n2 von 30\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Gegenüberstellung verschiedener Regelungen ............................................................ 4\r\n3 Baden-Württemberg ................................................................................................... 5\r\n4 Bayern ........................................................................................................................ 8\r\n5 Brandenburg ............................................................................................................ 10\r\n6 Hessen ...................................................................................................................... 12\r\n7 Mecklenburg-Vorpommern ...................................................................................... 15\r\n8 Niedersachsen .......................................................................................................... 17\r\n9 Nordrhein-Westfalen ................................................................................................ 19\r\n10 Rheinland-Pfalz......................................................................................................... 21\r\n11 Saarland ................................................................................................................... 23\r\n12 Sachsen .................................................................................................................... 24\r\n13 Sachsen-Anhalt ......................................................................................................... 25\r\n14 Schleswig-Holstein .................................................................................................... 26\r\n15 Thüringen ................................................................................................................. 28\r\n3 von 30\r\n1 Einleitung\r\nMit der 4. Novelle des Bundesnaturschutzgesetzes, die 2022 in Kraft trat, strebte der Gesetzgeber an, das Handlungsfeld Artenschutz und Windenergie bundeseinheitlich zu regeln. Der Flickenteppich der unterschiedlichen Länderregelungen sollte durch eine Bundesregelung ersetzt werden. Mit diesem Instrument der Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung sollte der Ausbau der erneuerbaren Energien wirksam vorangebracht werden, um damit der Klimakrise, aber auch den Folgen des Krieges in der Ukraine zu begegnen.\r\nIn diesem Sinne wurden bundeseinheitliche Standards geschaffen, die auf folgende Regelungen fokussierten: die artenschutzrechtliche Prüfung, der Signifikanzprüfung, die Ausnahmeerteilung sowie die Einführung von nationalen Artenhilfsprogrammen. Das war ein enorm wichtiger Schritt. In der letzten Konsequenz erreichte er aber nicht die bundeseinheitliche Regelung von Artenschutz und Windenergie.\r\nSo umfasste die beschriebene Novelle nicht die enorm wichtigen Bereiche des Störungsverbots und des Fledermausschutzes – hier bleibt somit die Unterschiedlichkeit der Landesregelungen erhalten. Zudem ist die Umsetzung des neuen Bundesgesetzes auch zwei Jahre nach seiner Verabschiedung in den Bundesländern auf keinem einheitlichen Stand. Manche Länder haben ihre Leitfäden bereits angepasst und geben damit ihren Behörden wichtige Hinweise zum Geltungsbereich und der Anwendung der Bundes- bzw. Länderregelungen. Bei anderen Ländern muss dies noch erfolgen. Das Ergebnis ist ein kleinteiliges Mosaik aus (Teil-)Umsetzungen von Bundesrecht und geltendem, teilweise dringend aktialisierungsbedürftigem Landesrecht.\r\nDer BWE regt an, in einer nächsten Novelle des Bundesnaturschutzgesetzes (BNatSchG) das Störungsverbot und den Fledermausschutz zu standardisieren. Es gilt darüber hinaus, Klarstellungen und Korrekturen vorzunehmen.1 Solange der Bundesgesetzgeber diese Aufgabe nicht angeht, behalten die unterschiedlichen Leitfäden der Länder in Teilen Gültigkeit.\r\nDas vorliegende Informationspapier des BWE dokumentiert Bundesland für Bundesland die enorme Breite der verschiedenen Regelungen. Dies soll den Zugang zu den jeweiligen Länderleitfäden und Erlassen vereinfachen und Orientierung geben.\r\nDer BWE strebt mit der Auflistung in diesem Informationspapier eine umfassende Darstellung an, erhebt aber keinen Anspruch auf Vollständigkeit. Um auch die künftige Landesgesetzgebung abzubilden, wird der BWE diese Übersicht in regelmäßigen Abständen aktualisieren.\r\n1 BWE (2023): Ergänzungen und Korrekturen im BNatSchG für den beschleunigten Ausbau der Windenergie – LINK.\r\n4 von 30\r\n2 Gegenüberstellung verschiedener Regelungen\r\n2.1 Regelungen zum Fledermausschutz\r\nDurch die fehlende Standardisierung auf Bundesebene erlassen die Länder eigene Regelungen. So hat zum aktuellen Zeitpunkt (Juli 2024) jedes Bundesland einen eigenen Fledermausleitfaden. Dabei liegen die Erstellungszeiträume deutlich auseinander: Die jüngste Regelung erfolgte 2024 in Sachsen, die älteste 2012 in Rheinland-Pfalz.\r\nBemerkenswert ist außerdem, dass sich die Landesvorgaben in mehreren fachlichen Aspekten unterscheiden, u.a. im Schwellenwert, ab dem das Tötungsverbot greift. Während die meisten Bundesländer diesen pauschal bei 2 Tieren pro Anlage und Jahr ansetzen, veranschlagt Thüringen eine Grenze von unter einem Tier pro Anlage und Jahr. Brandenburg und das Saarland wiederum stellen artenspezifische Regeln auf.\r\nAbb. 1: Bundesländer mit Fledermaus-Leitfäden und Veröffentlichungsdatum\r\n2.2 Regelungen zum Störungsverbot\r\nDas BundesnaturschutzgesetDas Bundesnaturschutzgesetz z verbietetverbietet es in es in § 44 Abs. 1 § 44 Abs. 1 Nr. 2Nr. 2 „wild lebende Tiere der streng geschützten Arten „wild lebende Tiere der streng geschützten Arten und der europäisund der europäischen Vogelarten“ „erheblich“ zu stören. chen Vogelarten“ „erheblich“ zu stören. Im Zusammenhang mit Windenergie kann dIm Zusammenhang mit Windenergie kann dieserieser Tatbestand durch Lärm undTatbestand durch Lärm und Schattenwurf eintreten. Schattenwurf eintreten.\r\nProblematisch\r\nProblematisch an der fehlenden Standardisierungan der fehlenden Standardisierung sind sind insbesondere die Diskrepanzen zwischen Länderregeinsbesondere die Diskrepanzen zwischen Länderrege--lungen und BNatlungen und BNatSSchG. So werden in chG. So werden in fünffünf Bundesländern Bundesländern (BB, MV, NDS, SL, LSA) (BB, MV, NDS, SL, LSA) kollisionsgefährdete Brutvogelkollisionsgefährdete Brutvogel--arten als arten als störungsempfindlich betrachtet störungsempfindlich betrachtet undund mit mit landesspezifischen Prüflandesspezifischen Prüf-- und Abstandsradien belegt und Abstandsradien belegt –– entgegen deentgegen der r GesetzesbegründungGesetzesbegründung des BNatdes BNatSSchGchG..\r\nDie jüngsten Veröffentlichungen\r\nDie jüngsten Veröffentlichungen finden sich in finden sich in NordrheinNordrhein--Westfalen, Brandenburg und Bayern (2023Westfalen, Brandenburg und Bayern (2023--2024). Am ältesten ist erneut der Leitfaden 2024). Am ältesten ist erneut der Leitfaden in Rheinlandin Rheinland--PfalzPfalz (20(201122).).\r\nAbb. 2: Bundesländer mit Regelungen zu störungsempfind-lichen Brutvögeln und Veröffentlichungsdatum\r\n5 von 30\r\n3 Baden-Württemberg 3.1 Artenschutzhinweise Vögel\r\nVollständiger Name\r\nHinweise zur Erfassung und Bewertung von Vogelvorkommen\r\nbei der Genehmigung von Windenergieanlagen\r\nLink\r\nHinweise\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\nFebruar 2021\r\nInhalt\r\nDurch die BNatSchG-Novelle nur noch in Teilen gültig; eine Überarbeitung soll erst nach der Veröffentlichung der HPA-Verordnung geschehen (Info); Hinweise für Bauleitplanung sollen folgen (Info)\r\nNicht-windkraftempfindliche Brutvögel\r\n• „Alle regelmäßig in Baden-Württemberg auftretenden Vogelarten“, „können vor allem baubedingt an ihren Fortpflanzungs- und Ruhestätten durch WEA betroffen sein“\r\n• Fortpflanzungsstätten: Untersuchungsraum sind die vom Bau betroffenen Flächen inkl. Puffer von 75 Meter\r\n• Liste mit Ausgleichs- und CEF-Maßnahmen\r\n• Klarstellung: CEF-Maßnahmen „können ebenso als FCS-Maßnahmen umgesetzt werden“\r\nDichtezentren\r\n• „Erhöhte Brutpaardichten“ können Anlass zu mehreren Schutzmaßnahmen geben\r\nDatengrundlage\r\n• Landesanstalt für Umwelt stellt Karten mit Vorkommen von Rotmilan, Schwarzmilan, Wiesenweihe, Schwarzstorch, Uhu, Wanderfalke, Weißstorch und Fledermäusen zur Verfügung\r\n• Vögel: Die ältesten Daten stammen von 2018, die jüngsten von 2022; Fledermäuse: veraltet, jüngste Daten von 2019\r\nStörungsempfindliche Vögel\r\n• 11 Vogelarten gelten als störungsempfindlich\r\n• Leitfaden gibt Anwendung der HPA in Bezug auf störungssensible Arten vor, inkl. pauschaler Prüfbereiche – bundesgesetzlich ist die HPA jedoch nicht als Instrument für störungssensible Arten vorgesehen\r\nRastvögel\r\n• Untersuchungsraum: 10-faches der Nabenhöhe, mind. 1 km\r\n• Liegt WEA auf Rastgebiet: CEF- und FCS-Maßnahmen\r\n6 von 30\r\nZugvögel\r\n• Gesonderte Erfassungen des Vogelzugs sind in der Regel nicht nötig\r\n• „Zugkonzentrationskorridore“, in denen seT oder „erhebliche Scheuchwirkung“ vorliegt, sind von einer Bebauung grundsätzlich auszunehmen\r\n• Liste mit Vermeidungs-, CEF- und FCS-Maßnahmen, u.a. „Kranichabschaltung“\r\nAllgemeines\r\n• Enthält Klarstellungen\r\no Erfüllung der Verbotstatbestände ist keine automatischer Versagungsgrund; Ausnahme bei Windenergie kann aufgrund von „Interessen der öffentlichen Sicherheit“ oder „überwiegendem öffentlichen Interesse“ erfolgen\r\no Ein Nullrisiko bei kollisionsgefährdeten Arten ist nicht notwendig.\r\n3.2 Artenschutzhinweise Fledermäuse\r\nVollständiger Name\r\nHinweise zur Untersuchung von Fledermausarten\r\nbei Bauleitplanung und Genehmigung für Windenergieanlagen\r\nLink\r\nHinweise\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n1. Februar 2014\r\nInhalt\r\nUntersuchungsrahmen\r\n• Bei fachgutachterlichen Einschätzungen auf Basis von Datenrecherche (nicht älter als 5 Jahre): keine Kartierung erforderlich\r\nFortpflanzungs- und Ruhestätten\r\n• Abschätzung, ob Tatbestand erfüllt ist, erfolgt ebenfalls anhand eines datengestützten Fachgutachtens\r\n• Bei drei Arten ist auch auf essenzielle Jagdreviere zu prüfen\r\n• Ggf. Vermeidungs- und CEF-Maßnahmen\r\n• Voruntersuchung\r\n• Werden „bedeutende Fledermausvorkommen“ festgestellt oder liegen „begründete Verdachtshinweise auf Zugkonzentrationskorridore“ vor, sind akustische Voruntersuchungen erforderlich\r\n• Gondelmonitoring\r\n• 2 Jahre Gondelmonitoring\r\n• Erstes Betriebsjahr: Abschaltalgorithmus: Windgeschwindigkeiten < 6 m/s und Temperatur von mindestens 10 °C in Gondelhöhe, 1. April bis 31. Oktober; Anpassung im zweiten Betriebsjahr; Festlegung des anlagenspezifischen Algorithmus im dritten Betriebsjahr\r\n• Schwellenwert: 2 Tiere pro Jahr und WEA\r\n7 von 30\r\n• Allgemeine Übertragbarkeit auf Waldstandorte nicht gegeben: „Die für WEA im Offenland entwickelten Abschaltalgorithmen sind an Waldstandorten ggf. unter Anwendung des Vorsorgeprinzips zu spezifizieren, eine direkte Übertragung kann im Einzelfall unzureichend sein.“ 3.3 Schreiben des Umweltministeriums an die Vollzugsbehörden\r\nLink\r\nWebsite\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nInhalt\r\n• Themenportal Windenergie listet alle Schreiben des UM an die Vollzugsbehörden, darunter Hinweise zur Novellierung des BNatSchG und zur nationalen Umsetzung der EU-Notfallverordnung\r\nIn einer Synopse von März 2023 heißt es „zentraler Prüfbereich: seT durch HPA oder Schutzmaßnahmen widerlegbar“; im zP bestehen laut BNatSchG lediglich Anhaltspunkte für ein seT\r\n8 von 30\r\n4 Bayern 4.1 Genehmigungshinweise Naturschutz\r\nVollständiger Name\r\nBayMBl. 2023 Nr. 430, Hinweise zur Genehmigung von Windenergieanlagen für den Bereich Naturschutz\r\nLink\r\nHinweise\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n1. September 2023\r\nInhalt\r\n• Gibt im Wesentlichen die Regeln des WindBG und des BNatSchG wieder\r\n• Klarstellung: „Vorübergehend bleiben […] auch Teile des Windenergie-Erlasses (BayWEE) vom 19. Juli 2016 weiterhin anwendbar“\r\nEingriffsregelung\r\n• Leitfaden gibt BNatSchG wieder\r\nAnsammlungen und störungssensible Arten\r\n• Liste mit Prüfbereichen für 13 störungssensible Arten, dabei keine Überschneidung zu Anlage 1 des BNatSchG; bei einer Art muss auch auf Rastgebiete geprüft werden\r\nFledermäuse\r\n• 10 kollisionsgefährdete Fledermausarten\r\n• Zweijähriges Gondelmonitoring und Abschaltalgorithmus vom 15. März bis 15. November\r\n4.2 Schreiben des Umweltministeriums an die Vollzugsbehörden\r\nLink\r\nWebsite\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nInhalt\r\nThemenplattform Windenergie listet alle Schreiben des UM an die Vollzugsbehörden, darunter Hinweise zur BNatSchG-Novelle, der EU-Notfallverordnung und dem § 6 WindBG\r\n9 von 30\r\n4.3 Windenergie-Erlass\r\nVollständiger Name\r\nHinweise zur Planung und Genehmigung von Windenergieanlagen (WEA)\r\n(Windenergie-Erlass – BayWEE)\r\nLink\r\nErlass\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n19. Juli 2016\r\nInhalt\r\n• Enthält naturschutzrechtliche Hinweise für die Planungsebene\r\n• Klarstellung: In „FFH-Gebieten ist die Errichtung von WEA möglich, soweit die Erhaltungsziele nicht erheblich beeinträchtigt werden.“ 4.4 Arbeitshilfen Fledermausschutz\r\nVollständiger Name\r\nFledermausschutz und Windkraft -Teil 1: Fragen und Antworten - Arbeitshilfe │ Fledermausschutz und Windkraft - Teil 2: Verringerung des Kollisionsrisikos - Arbeitshilfe\r\nFledermausschutz und Windkraft - Teil 3: Schlussfolgerungen aus dem Gondelmonitoring - Arbeitshilfe\r\nLink\r\nArbeitshilfen\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\nMärz 2017 │ Mai 2017 [inhaltlich unveränderter Stand Februar 2013] │ Mai 2017\r\nInhalt\r\n• Arbeitshilfen des LfU zum Windenergie-Erlass\r\n• Schwellenwert: 2 Tiere pro Anlage und Jahr\r\n• Abschaltparameter: Abschaltung bei Windgeschwindigkeit < 6 m/s, Niederschlag 0,2 mm/Stunde, ab 10°C Temperatur, 1. bis 15. November sowie 01. April bis 30. September: Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang, 01. bis 31. Oktober: 1 h vor Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang\r\n10 von 30\r\n5 Brandenburg 5.1 Artenschutzerlass\r\nVollständiger Name\r\nErlass zum Artenschutz in Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen\r\n(AGW Erlass)\r\nAnwendung der §§ 45b bis 45d Bundesnaturschutzgesetz sowie Maßgaben für die artenschutzrechtliche Prüfung in Bezug auf Vögel und Fledermäuse in Genehmigungsverfahren von Windenergieanlagen\r\nLink\r\nErlass\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nBeschlossen am\r\n8. Juni 2023\r\nInhalt\r\nDer Erlass gibt die Novelle des BNatSchG wieder.\r\nAnlage 1 Erläuterungen zu den störungsgefährdeten Vogelarten und kollisionsgefährdeten Brutvogelarten in Brandenburg) widerspricht dem BNatSchG\r\n• Der Schreiadler gilt im Erlass als tötungsgefährdet und störungsempfindlich im zentralen Prüfbereich von 3 km; laut Gesetzesbegründung des BNatSchG: Es ist davon auszugehen, dass außerhalb des Nahbereichs (Schreiadler: 1,5 km) keine erhebliche Störung vorliegt\r\nAnlage 2 Avifaunistische Untersuchungen) widerspricht dem BNatSchG\r\n• Schreibt für Weißstorch und Weihen größere Kartierungsradien vor als in Anlage 1 vorgesehen („Erfassung der Reviere im 1.200 Meter-Radius\")\r\nAnlage 3 Anforderungen an den Umgang mit Fledermäusen im Rahmen von Planungs- und Genehmigungsvorhaben zu Errichtung und Betrieb von Windenergieanlagen im Bundesland Brandenburg (Fledermäuse und WEA)\r\n• Gondelmonitoring über 2 Jahre mit anschließender Anpassung des Abschaltalgorithmus; in Funktionsräumen von besonderer Bedeutung muss jede WEA Monitoring unterzogen werden; in Funktionsräumen allgemeiner Bedeutung muss jede zweite WEA Monitoring unterzogen werden\r\n• Abschaltzeitraum: 01. April bis 31. Oktober in Funktionsräumen besonderer Bedeutung; vom 11. April bis 31. Mai und vom 01. Juli bis 15. Oktober in Funktionsräumen allgemeiner Bedeutung\r\n• Schwellenwert: 2 Tiere pro WEA und Jahr\r\n• Abschaltparameter: Stunde vor Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang, Windgeschwindigkeit ≤ 6 Meter / Sek; Lufttemperatur ≥ 10°C, Niederschlag ≤ 0,2 mm/h\r\n11 von 30\r\n5.2 Niststätten-Erlass\r\nVollständiger Name\r\nAngaben zum Schutz der Fortpflanzungs- und Ruhestätten der in Brandenburg heimischen europäischen Vogelarten\r\nLink\r\nErlass\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n2. Oktober 2018\r\nInhalt\r\nListe mit Vogelarten, deren Brutverhalten und-zeiten und den artenspezifischen Fristen, die nach Aufgabe ihrer Fortpflanzungsstätten einzuhalten sind. 5.3 Erlass: AKS für Seeadler\r\nVollständiger Name\r\nAnerkennung des Kamerasystems IdentiFlight für den Seeadler\r\nLink\r\nOnline nicht verfügbar\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n4. September 2023\r\nInhalt\r\n• IdentiFlight erfüllt die vom KNE aufgestellten Anforderungen an ein AKS und wird somit als Schutzmaßnahme nach § 45b Absatz 6 BNatSchG fachlich anerkannt.\r\n• „Antragsteller sollten auf die Möglichkeit des Einsatzes des IDF-Systems als Alternative zur phänologiebedingten Abschaltung hingewiesen werden.“\r\n12 von 30\r\n6 Hessen 6.1 Erlass Naturschutz/Windenergie\r\nVollständiger Name\r\nGemeinsamer Runderlass des Hessischen Ministeriums für Umwelt, Klimaschutz, Landwirtschaft und Verbraucherschutz und des Hessischen Ministeriums für Wirtschaft, Energie, Verkehr und Wohnen; Verwaltungsvorschrift (VwV) „Naturschutz/Windenergie“ (HMUKLV/HMWEVW 2020)\r\nLink\r\nErlass\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n1. Januar 2021\r\nInhalt\r\n• Durch BNatschG-Novelle nur noch in Teilen gültig.\r\nStörungssensible Arten\r\n• Anlage listet 5 Arten mit Prüfbereichen und Abstandsempfehlungen; keine der Arten ist durch Anlage 1 BNatSchG erfasst\r\n• „Keine erhebliche Beeinträchtigung der Lokalpopulation“ ist zu erwarten, wenn WEA nicht \"auf den regelmäßig genutzten Flugrouten oder in essenziellen Nahrungshabitaten in den Prüfbereichen\" steht\r\nFortpflanzungs- und Ruhestätten\r\n• „Erhebliche Beeinträchtigungen von Fortpflanzungs- und Ruhestätten“ kann durch CEF-Maßnahmen vermieden werden\r\nFledermäuse\r\n• Anlage mit Liste der „WEA-sensiblen Fledermausarten“ (Tötungs- und Eingriffsverbot)\r\n• CEF-Maßnahmen während des Baus (z.B. Anlegen von Ausweichhabitaten)\r\n• Anlage zu Abschaltalgorithmus und Gondelmonitoring; dieser ist im ersten Jahr pauschal, wird im zweiten angepasst und im dritten evaluiert; die Zeiträume variieren je nach Fledermausart\r\n• Abschaltparameter: 1. April bis 31.Oktober, „0,5 h vor Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang; Abschaltung bei Windgeschwindigkeit < 6 m/s und ab 10°C Temperatur in Gondelhöhe sowie ab einem Niederschlag von < 0,2 mm/h“\r\n13 von 30\r\n6.2 Windenergieerlass\r\nVollständiger Name\r\nGemeinsamer Erlass\r\nNeuregelungen zur Beschleunigung des Windenergieausbaus\r\n(u.a. Oster- und Sommerpaket, EU-NotfallVO)\r\nLink\r\nErlass\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n1. September 2023\r\nInhalt\r\n• Der Erlass trägt die Neuerungen zusammen, die sich im Zusammenhang mit der EU-Notfallverordnung und den Erleichterungen im Bereich des Natur- und Immissionsschutzrechts sowie im Bauplanungs- und Raumordnungsrechts ergeben haben. 6.3 Verwaltungsvorschrift\r\nVollständiger Name\r\nVerwaltungsvorschrift (VwV) Naturschutz/Windenergie\r\nLink\r\nVerwaltungsvorschrift\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n4. Januar 2021\r\nInhalt\r\nDurch BNatSchG-Novelle nur noch in Teilen gültig.\r\nVogel-Ansammlungen\r\n• Kein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko bei 200-Meter-Abstand zwischen lokal bedeutsamen Ansammlungen von Brut- und Gastvögeln und WEA; oder bei Ausweichmöglichkeiten der Individuen im räumlichen Zusammenhang; oder bei „artspezifische[m] Mindestabstand zu traditionell genutzten, lokal bedeutsamen Gemeinschafts-Schlafplätzen kollisionsempfindlicher Arten“\r\nStörungssensible Arten\r\n• Hinweise zur „Prüfung einer erheblichen Störung der Lokalpopulation“\r\nFortpflanzungs- und Ruhestätten\r\n• Hinweise zur „Prüfung einer Zerstörung von Fortpflanzungs- und Ruhestätten“\r\nVermeidungs- und Kompensationsmaßnahmen\r\n• Einschließlich CEF- und FCS-Maßnahmen\r\n• Auflistung von Vermeidungs- und Kompensationsmaßnahmen für „WEA-empfindliche Vogelarten“ und Fledermausarten; inklusive Hinweisen zu phänologischen Abschaltungen (z.B. für den Rotmilan)\r\n14 von 30\r\n6.4. Arbeitsgrundlage zum Umgang mit ubiquitären Arten\r\nVollständiger Name\r\nArtenschutz an Windenergieanlagen: Ökologische Baubegleitung und Standard-Schutzmaßnahmen (Dokument der Obersten Naturschutzbehörde)\r\nLink\r\nOnline nicht verfügbar\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\nJanuar 2024\r\nInhalt\r\n• Die Rodungszeiten gem. §39 BNatSchG werden als wirksam für Vögel und Fledermäuse bestätigt.\r\n• Für die Vergrämung von Haselmäusen und Reptilien sind Flächenfreistellungen im Oktober noch als wirksame Maßnahmen anzuwenden.\r\n• Die bisher üblichen Maßnahmen für Haselmausvorkommen (Etappenrodung) wurden ebenfalls als abschließend bestätigt.\r\n15 von 30\r\n7 Mecklenburg-Vorpommern 7.1 Regelung der naturschutzrechtlichen Zuständigkeiten\r\nVollständiger Name\r\nGesetz zur Regelung der naturschutzrechtlichen Zuständigkeit zur Beschleunigung des Ausbaus der Windenergie in Mecklenburg-Vorpommern\r\nLink\r\nGesetz\r\nNorm\r\nParlamentsgesetz\r\nBeschlossen\r\n25. Januar 2023\r\nInhalt\r\nZuständigkeit für arten- und naturschutzrechtlichen Prüfungen liegt nicht mehr bei den unteren Naturschutzbehörden, sondern bei den Naturschutzbehörden des Landes. 7.2 Artenschutzleitfäden\r\nVollständiger Name\r\nArtenschutzrechtliche Arbeits- und Beurteilungshilfe für die Errichtung und den Betrieb von Windenergieanlagen\r\nLink\r\nLeitfaden Vögel; Leitfaden Fledermäuse\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n2016\r\nInhalt\r\nVogel-Leitfaden\r\n• Durch BNatSchG-Novelle nur noch in Teilen gültig.\r\nBrutvögel\r\n• Auflistung der „Beurteilungshilfen“ für relevante Vogelarten\r\n• Differenzierung nach „Tötungsverbot“ [hinfällig], „Störungsverbot“, „Schädigungsverbot“, „Vermeidungsmaßnahmen“, „Untersuchungsmethoden“\r\n• Widerspruch zum BNatSchG: Schreiadler gilt als störungs- und kollisionsgefährdet; „Verstoß gegen Störungsverbot bei WEA, die im 3 bis 6 km-Radius um Schreiadler-Schutzareale bzw. Waldschutzareale […] errichtet werden, soweit keine geeigneten Vermeidungsmaßnahmen realisiert werden.“; Anlage 1 des BNatSchG sieht Nahbereich von 1,5 km vor.\r\nBrutkolonien\r\n• „Im Umfeld von Möwen- und Seeschwalben-Kolonien muss ein 1 km Ausschlussbereich um diese Kolonien“ eingehalten werden.\r\n• Liste mit Arten\r\n16 von 30\r\nSchwerpunktgebiete bedrohter, störungssensibler Vogelarten\r\n• „Um eine Schädigung der Fortpflanzungsstätte zu vermeiden, ist ein 1 km Ausschlussbereich zu solchen fundiert (unter Einbeziehung aller relevanten Funktionsräume) abzugrenzenden Gebieten einzuhalten.“\r\n• Liste mit Arten\r\nGebiete mit erhöhter Vogelzugdichte (Vogelzugleitlinien)\r\n• Unterteilung in drei Gebietskategorien mit unterschiedlichen Vogelzugdichten\r\n• Ausschluss der Gebietskategorie A: 10-fache Dichte gegenüber Vogelzug in „Normallandschaft“\r\nRast- und Überwinterungsgebiete\r\n• Schlafplätze und Tagesruhegewässer: Abstand von 500 Meter oder 3 km (je nach Vogelkonzentration)\r\n• Nahrungsflächen: Nahrungsflächen mit „sehr hoher Bedeutung“ und dazugehörige Flugkorridore sind von Bebauung ausgeschlossen\r\nFCS-Maßnahmen\r\n• Verweis auf Leitfaden von 2010\r\nFledermäuse\r\n• Pauschaler Abschaltalgorithmus im ersten Jahr im Umfeld bedeutender Fledermauslebensräume:\r\n• 01. Mai bis 30. September\r\n• 1 Stunde vor Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang\r\n• bei < 6,5 m/s Windgeschwindigkeit in Gondelhöhe\r\n• bei Niederschlag < 2 mm/h\r\n• Pauschaler Abschaltalgorithmus an allen anderen Standorten:\r\n• 10. Juli bis 30. September\r\n• 1 Stunde vor Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang\r\n• bei < 6,5 m/s Windgeschwindigkeit in Gondelhöhe\r\n• bei Niederschlag < 2 mm/h\r\n• Anpassung nach einjährigem Gondelmonitoring; Festlegung im dritten Jahr\r\n7.3 Handout naturschutzfachliche Prüfunterlagen\r\nLink\r\nHandout\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nStand\r\nMärz 2024\r\nInhalt\r\nBeschreibt die Neuerungen des § 6 WindBG und der BNatSchG-Novelle\r\n17 von 30\r\n8 Niedersachsen 8.1 Artenschutzleitfaden\r\nVollständiger Name\r\nLeitfaden Umsetzung des Artenschutzes bei der Planung und Genehmigung von Windenergieanlagen in Niedersachsen\r\nLink\r\nLeitfaden\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n2016\r\nInhalt\r\nDurch BNatSchG-Novelle nur noch in Teilen gültig.\r\nFortpflanzungs- und Ruhestätten\r\n• Klarstellung: Betrifft keine potenziellen Lebensstätten und keine Jagd- und Nahrungsbereiche\r\n• Hinweise zu „Artspezifische Vermeidungs- und Schadensbegrenzungsmaßnahmen/ vorgezogenen artenschutzrechtliche Ausgleichsmaßnahmen“\r\nStörungssensible Vogelarten\r\n• Tabelle mit 21 störungssensiblen Arten und Untersuchungsradien\r\n• Widerspruch zum BNatSchG: Fischadler gilt als störungs- und kollisionsgefährdet, „erweitertes Prüfungsgebiet“ beträgt laut Leitfaden 4 km; Anlage 1 BNatSchG: Nahbereich 500 Meter, erweiterter Prüfbereich 3 km\r\n• „Die Erheblichkeitsschwelle ist überschritten, wenn die Beeinträchtigung durch Scheuchwirkung eine derart ins Gewicht fallende Störung bedeutet, dass nicht genügend Raum für ungestörte Brutplätze der geschützten Art verbleibt“\r\n• Klarstellung: Davon sind Rastvögel außerhalb ihrer Rastplätze „in der Regel“ nicht betroffen\r\nFledermäuse\r\n• Tabelle mit insgesamt 12 Arten; differenziert nach kollisionsgefährdet, „je nach lokalem Vorkommen/Verbreitung“ kollisionsgefährdet, möglicher Betroffenheit von Zerstörungen von Ruhe- und Fortpflanzungsstätten/ maßgeblicher Störung von Funktionsbeziehungen und Nahrungshabitaten\r\n• Abschaltalgorithmus und Gondelmonitoring\r\n• „Abschaltung von WEA in Nächten mit geringen Windgeschwindigkeiten (v 6 m/sec) in Gondelhöhe, Temperaturen w 10° C und keinem Regen\"; 1. April bis 31. Oktober\r\n18 von 30\r\n8.2 Ministeriumserlass\r\nVollständiger Name\r\nKlarstellungen und Anpassungen in Bezug auf den Umfang avifaunistischer Untersuchungen im Zusammenhang mit der Genehmigung von Windenergieanlagen\r\nLink\r\nOnline nicht verfügbar\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\nMärz 2024\r\nInhalt\r\nKlarstellung\r\n• Anlage 1 des BNatSchG regelt die kollisionsgefährdeten Arten abschließend\r\n• Eine RNA erfolgt nur auf Wunsch der Antragstellenden\r\n• Untersuchungen zum allgemeinen Vogelzuggeschehen sind nicht erforderlich 8.3 Hinweise der Servicestelle Erneuerbare Energien (SEE)\r\nVollständiger Name\r\nHinweise für die Genehmigung von Windenergieanlagen an Land in Niedersachsen\r\nLink\r\nHinweise\r\nNorm\r\nNicht behördenverbindlich\r\nVeröffentlicht\r\nMai 2024\r\nInhalt\r\n• Handreichung für Behörden\r\n• Erläutert die Regeln des BNatSchG und des WindBG\r\n• Klarstellung: Nahrungs- und Jagdbereiche sind keine Fortpflanzungs- und Ruhestätten nach § 44 Abs. 1 Nr. 3 BNatSchG\r\n19 von 30\r\n9 Nordrhein-Westfalen 9.1 Artenschutzleitfaden\r\nVollständiger Name\r\nLeitfaden „Umsetzung des Arten- und Habitatschutzes bei der\r\nPlanung und Genehmigung von Windenergieanlagen in NRW – Modul A“\r\nLink\r\nLeitfaden\r\nNorm\r\nLeitfaden für Behörden (nicht rechtlich bindend)\r\nIn Kraft getreten\r\n12. April 2024\r\nInhalt\r\nAllgemein\r\nVorliegendes Modul A bezieht sich auf Vorhaben außerhalb planerisch gesicherter Gebiete. Modul B wird derzeit erarbeitet. Hierunter werden Vorhaben auf positiv ausgewiesenen Flächen fallen. Da für diese jeweils Umweltprüfungen vorliegen, werden die Fachbeiträge nach derzeitiger Planung software-gestützt innerhalb weniger Sekunden erstellt werden können.\r\nEnthalten sind u.a. eine Erläuterung der ASP, die Definition windenergiesensibler Vogel-/Fledermausarten, Hinweise für Planungs-/Genehmigungspraxis sowie Vereinfachungen für Repowering.\r\nBrutvögel\r\n• Liste mit „WEA-empfindlichen“ Brutvögeln, differenziert nach kollisions- und störungsgefährdet\r\n• Kollisionsgefährdete Arten\r\n• Wiedergabe der Tabelle 1 des BNatSchG\r\n• Für zwei Schwalben- und diverse Möwenarten gilt: „Kollisionsrisiko im Umfeld von Brutkolonien“\r\n• Grauammer: „Kollisionsrisiko durch Mastanflüge“\r\n• Störungsempfindliche Arten: 22 Arten gelistet; Störungsempfindlichkeit ist teilweise nicht WEA-spezifisch begründet, sondern: „Analogie zum Straßenlärm“, Analogie zu anderen Vogelarten\r\nBrutkolonien, Rast- und Zugvögel\r\n• Liste mit 27 Arten und Prüfradien, darunter Schlafplätze des Rot- und Schwarzmilans\r\n• Untersuchungsradius für Nordische Wildgänse wird von 1.000 auf 200 Meter abgesenkt\r\nCEF-/Vorgezogene Ausgleichsmaßnahmen\r\n• Liste mit „vorgezogenen Ausgleichsmaßnahmen“, spezifisch für jede Art\r\n20 von 30\r\nFledermäuse\r\n• Abschaltalgorithmus und Gondelmonitoring\r\n• Umfassendes Abschaltszenario im ersten Jahr: Vom 01.April – 31. Oktober zwischen Sonnenuntergang und Sonnenaufgang, bei Temperaturen > 10 °C und Windgeschwindigkeiten < 6m/s (im 10-Minuten-Mittel) in Gondelhöhe\r\n• Artenspezifisches Abschaltszenario (im ersten Jahr): Nur möglich nach „detaillierte[n] Fledermausuntersuchungen im Vorfeld der Genehmigung“\r\n• Anpassung des Algorithmus im zweiten Jahr, Festlegung im dritten\r\n• „Die Festlegung des Abschalt-Algorithmus muss berücksichtigen, dass betriebsbedingte Tötungen auf unvermeidbare Verluste von Einzelindividuen begrenzt werden.“\r\n• Ergebnisse auf Waldstandorte übertragbar\r\n9.2 Hinweis des Ministeriums zur EU-Notfallverordnung\r\nVollständiger Name\r\nEU-Notfallverordnung (VO (EU) 2022/2577). Unmittelbare Wirkung sowie nationale Umsetzung durch § 6 WindBG\r\nLink\r\nHinweis\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nVeröffentlicht\r\n2023\r\nInhalt\r\nBeschreibt die Neuerungen des § 6 WindBG und der BNatSchG-Novelle\r\n21 von 30\r\n10 Rheinland-Pfalz 10.1 Fachbeitrag Artenschutz\r\nVollständiger Name\r\nFachbeitrag Artenschutz für die Ausweisung von Windenergiegebieten in Rheinland-Pfalz\r\nLink\r\nFachbeitrag\r\nNorm\r\nRechtlich nicht bindend\r\nIn Kraft getreten\r\n7. Dezember 2023\r\nInhalt\r\n• Der Fachbeitrag dient als „Abwägungsgrundlage“.\r\n• Ein Leitfaden wurde für demnächst angekündigt (Stand: Juni 2024).\r\nInhalt\r\n• Empfehlung: Vorgelagerte Planungsebene soll populationsbezogene Dichtezentren und Schwerpunkträume beachten\r\n• Empfohlene/Genutzte Methode: Habitatmodellierung; Wahrscheinlichkeit eines Vorkommens wird anhand von Lebensraumeignung berechnet\r\n• Kategorie I\r\n• Zielflächen mit sehr hoher Bedeutung für den Schutz windenergiesensibler Arten in RLP: 40 Vogelrastgebiete (mit Puffer nach Helgoländer Papier), 103 FFH-Gebiete, 56 EU-Vogelschutzgebiete\r\n• Empfehlung: Keine Bebauung\r\n• Kategorie II\r\n• Flächen mit sehr hohem Habitatpotenzial für Fledermäuse und Rotmilan\r\n• Empfehlung: keine Bebauung\r\n• Anhang mit Schutz- und Minderungsmaßnahmen für Vögel und Fledermäuse\r\n10.2 Anwendungshinweise BNatSchG\r\nVollständiger Name\r\nViertes Gesetz zur Änderung des Bundesnaturschutzgesetzes;\r\nhier: Anwendungshinweise\r\nLink\r\nAnwendungshinweise\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n25. Januar 2023\r\nInhalt\r\nGibt die Novelle des BNatSchG wieder. 10.3 Artenschutzleitfaden\r\nVollständiger Name\r\nNaturschutzfachlicher Rahmen zum Ausbau der Windenergienutzung in Rheinland-Pfalz\r\n22 von 30\r\nLink\r\nLeitfaden\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n13. September 2012\r\nInhalt\r\nKollisionsgefährdete Vogelarten\r\nVier Arten von Koloniebrütern gelten als kollisionsgefährdet.\r\nStörungssensible Vogelarten\r\nListe mit 5 Arten und Angaben zu Mindestabständen und Prüfbereich\r\n„Besonders schützenswert sind auch den [sic!] überregional bedeutenden Rast-, Sammel-, Schlaf- und Mauserplätze sowie die damit korrespondierenden, essentiell bedeutenden Nahrungsflächen sowie Flugkorridore störungsempfindlicher Rastvogelarten.“\r\nZug- und Rastvögel\r\nAufzählung von Maßnahmen: kleinräumige Optimierung der Standortwahl, „Kranichabschaltungen“\r\nVermeidungs-, Minimierungs- und CEF- und FCS-Maßnahmen\r\n„Steckbriefe“ für alle „windkraftempfindlichen“ Vogelarten mit den jeweils geeigneten Maßnahmen\r\nFledermäuse\r\nListe mit 16 „windkraftempfindlichen“ Fledermausarten\r\n„Steckbriefe“ für alle Fledermausarten mit den jeweils geeigneten Vermeidungs-, Minimierungs- und CEF- und FCS-Maßnahmen\r\n01.04.–31.08. 1 h vor Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang\r\n01.09.–31.10. 3 h vor Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang\r\nRegelfall: Abschaltung bei Windgeschwindigkeit < 6 m/s und ab 10 °C Temperatur (in Gondelhöhe)\r\nSchwellenwert: zwei Individuen pro Anlage und Jahr\r\n23 von 30\r\n11 Saarland 11.1 Artenschutzleitfaden\r\nVollständiger Name\r\nLeitfaden zur Beachtung artenschutzrechtlicher Belange beim Ausbau der Windenergienutzung im Saarland betreffend die besonders relevanten Artengruppen der Vögel und Fledermäuse\r\nLink\r\nLeitfaden\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n2013\r\nInhalt\r\nDurch BNatSchG-Novelle nur noch in Teilen gültig.\r\nStörungsempfindliche Vögel\r\n• Liste: 13 Arten sowie alle Gänse- und alle Entenarten gelten als „besonders störungsempfindlich“\r\n• Abstandsempfehlungen: teilweise 1.000 - 3.000 Meter; teilweise 10-faches der Anlagenhöhe\r\n• Widerspruch zu Anlage 1 BNatSchG: Kornweihe gilt als störungs- und kollisionsgefährdet; Leitfaden schreibt Abstand von 3.000 Meter und Prüfbereich von 6.000 Meter vor, Anlage 1: Nahbereich beträgt 400 Meter und eP beträgt 2.500 Meter\r\nBrutvögel\r\n• „Steckbriefe\" für Brutvogelarten mit „Vermeidungs- und Minimierungsmaßnahmen“, „Kompensation / FCS- und CEF-Maßnahmen“\r\nZugvögel\r\n• Leitfaden schreibt „Kranichabschaltung“ vor\r\nFledermäuse\r\n• Liste mit 18 „windenergie-relevanten“ Fledermausarten\r\n• Pauschaler Abschaltalgorithmus und Gondelmonitoring im ersten Betriebsjahr; Zeitraum: Anfang April bis Ende Oktober\r\n• Zweites Betriebsjahr: Anpassung des Algorithmus; drittes Betriebsjahr: endgültige Festlegung\r\n• Einzelfallentscheidung: bei häufig vorkommenden Arten liegt der Schwellenwert für das signifikant erhöhte Tötungsrisiko bei 2 Tieren pro WEA pro Jahr; bei seltenen Arten „kann“ er bei einem Tier pro WEA pro Jahr liegen\r\n• „Steckbriefe“ für Fledermausarten mit „Vermeidungs- und Minimierungsmaßnahmen“, „Kompensation / FCS- und CEF-Maßnahmen“\r\n24 von 30\r\n12 Sachsen 12.1 Fledermaus-Leitfaden\r\nVollständiger Name\r\nLeitfaden Fledermausschutz an Windenergieanlagen\r\nLink\r\nLeitfaden\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n19. Januar 2024\r\nInhalt\r\n• Leitfaden sieht Schutz aller Fledermausarten vor, unabhängig vom Tötungsrisiko\r\n• Pauschale Abstände, diese können unterschritten werden, aber nur mit erheblichem Begründungsaufwand\r\n• Leitfaden stützt sich auf Daten von 8 WEA, teils aus Brandenburg\r\n• Abschaltalgorithmus\r\no März bis November, Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang\r\no Temperaturen über/gleich 10 Grad Celsius und kein Niederschlag\r\no Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit von Nabenhöhe und Monat; liegt zwischen 5 und 7 m/s\r\no Zweijähriges Gondelmonitoring, danach Anpassung des Algorithmus\r\no Signifikanzschwelle: 2 Tiere/Jahr und WEA\r\n12.2 Artenschutzleitfaden Vögel\r\nVollständiger Name\r\nLeitfaden Vogelschutz an Windenergieanlagen im Freistaat Sachsen\r\nLink\r\nLeitfaden\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n3. November 2022\r\nInhalt\r\n• Gibt die Novelle des BNatSchG wieder\r\n• Liste mit 11 störungsempfindlichen Arten und Prüfungsradien sowie Angaben zur „Abgrenzung der Lokalpopulation“\r\n• Hinweise zu CEF- und FCS-Maßnahmen\r\nFortschreibung des Leitfadens (in Kraft getreten am 7. März 2024)\r\n• Prüfungsradien bei Brut-, Zug- und Rastvögeln werden verkleinert\r\n• „Methode/Maßstab für die Bewertung der Zug- und Rastvögel“ ist der „Thüringer Leitfaden“\r\n25 von 30\r\n13 Sachsen-Anhalt 13.1 Artenschutzleitfaden\r\nVollständiger Name\r\nLeitfaden Artenschutz an Windenergieanlagen in Sachsen-Anhalt\r\nLink\r\nLeitfaden\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n2018\r\nInhalt\r\nVögel\r\n• Durch BNatSchG-Novelle nur noch in Teilen gültig.\r\n• 27 Arten sowie alle Gänsearten gelten als „WEA-empfindlichen Brut- und Rastvogelarten“\r\n• Liste nennt Abstandsradien, Differenzierung nach störungs- und kollisionsgefährdet\r\n• Widerspruch zum BNatSchG: Schreiadler und Rotmilan gelten als störungsgefährdet und kollisionsgefährdet; beim Schreiadler wird ein Prüfradius von 6 km vorgegeben, beim Rotmilan wird ein Prüfradius von 4 km vorgegeben, BNatSchG sieht im Nahbereich 500 Meter und im eP 3,5 km vor\r\n• Liste mit „Vermeidungs- und Minimierungsmaßnahmen“ während des Baus und Betriebs (Mahdabschaltung); unspezifisch hinsichtlich der dazugehörigen Vogelarten\r\nFledermäuse\r\n• Abschaltparameter: 01. April bis 31. Oktober eines Jahres in der Zeit von 1 Stunde vor Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang, geringe Windgeschwindigkeiten (< 6,5 m/sec) in Gondelhöhe und Temperaturen ≥ 10°C. „Die Abschaltung kann entfallen bei Starkniederschlag (mehr als 5 mm Niederschlag in 5 Minuten) und bei Dauerregen. Dauerregen ist gegeben, wenn über einen Zeitraum von 6 Stunden ununterbrochen mehr als 0,5 mm Niederschlag je Stunde gefallen sind.“\r\n• Zweijähriges Gondelmonitoring, Anpassung nach dem ersten und abschließende Evaluation nach dem zweiten Jahr\r\n26 von 30\r\n14 Schleswig-Holstein 14.1 Artenschutzleitfaden\r\nVollständiger Name\r\nStandardisierung des Vollzugs artenschutzrechtlicher Vorschriften bei der\r\nZulassung von Windenergieanlagen für ausgewählte Brutvogelarten │\r\nAnforderungen an die Bestandserfassung und Konfliktbewertung im Hinblick auf\r\ndas Tötungsverbot bei der Errichtung von Windenergieanlagen (WEA) mit einem\r\nunteren Rotordurchgang kleiner als 30 m und einem Rotordurchmesser größer als\r\n100 m\r\nLink\r\nArbeitshilfe │ Leitfaden niedrige WEA\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n2021 │ 2020\r\nInhalt\r\nVögel\r\n• Kollisionsgefährdete Arten: Der Leitfaden ist hinfällig, da alle sieben, in S-H als kollisionsgefährdet geltenden Arten auch durch die Anlage 1 des BNatSchG erfasst sind\r\n• Hinweise zu den Schutzmaßnahmen während des Betriebs; u.a. Verweis darauf, dass Ablenkflächen und Mahdabschaltungen im Fall des Seeadlers nur stark eingeschränkte bzw. keine Wirkung haben\r\n• Liste mit FCS-Maßnahmen für Rotmilan, Schwarzmilan, Rohrweihe und Weißstorch\r\n• Keine Liste mit störungssensiblen Arten\r\nFledermäuse\r\n• Es gelten spezifische Regelungen für WEA „mit einem unteren Rotordurchgang < 30 m und einem Rotordurchmesser > 100 m“; diese werden hier zusammengetragen\r\n14.2 Merkblatt Haselmaus\r\nVollständiger Name\r\nMerkblatt zur Berücksichtigung der artenschutzrechtlichen Bestimmungen\r\nzum Schutz der Haselmaus bei Vorhaben in Schleswig-Holstein\r\nLink\r\nMerkblatt\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n2018\r\nInhalt\r\nAuflistung von „Maßnahmen zur Vermeidung von Zugriffsverboten (Bauzeiten,\r\nVorgaben für Rodungen, Vergrämung, Umsiedlung und CEF-Maßnahmen)“\r\n27 von 30\r\n14.3 Ministeriumserlass zur Behördenzuständigkeit\r\nVollständiger Name\r\nBeteiligung von Naturschutzbehörden bei immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsverfahren und vorbereitenden Bauleitplanverfahren zur Errichtung und zum Betrieb von Windenergieanlagen an Land - Änderung der Naturschutzzuständigkeitsverordnung mit Wirkung zum 1. November 2023 sowie daraus folgender geänderter Beteiligungen der Naturschutzbehörden.\r\nLink\r\nOnline nicht verfügbar\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n23. Oktober 2023\r\nInhalt\r\nAb dem 1. November 2023 ist das Landesamt für Umwelt als oberste Naturschutz-behörde „bei Verfahren zur Errichtung und zum Betrieb von Windenergieanlagen für die Abgabe artenschutzrechtlicher und -fachlicher Stellungnahmen nach § 10 Absatz 5 Bundes-Immissionsschutzgesetz und nach § 4 Baugesetzbuch zuständig.“ 14.4 Fachliche Methode zur Ermittlung von Niststätten\r\nVollständiger Name\r\nFachliche Methode zur Ermittlung von Niststätten relevanter Groß- und Greifvögel mit besonderem Fokus auf kollisionsgefährdete Brutvogelarten an Windenergie-anlagen (WEA) nach Anlage 1 zu § 45b BNatSchG in Schleswig-Holstein\r\nLink\r\nHinweise\r\nIn Kraft getreten\r\n21. Februar 2023\r\nInhalt\r\nHinweise zur Kartierungspraxis\r\n28 von 30\r\n15 Thüringen 15.1 Artenschutzleitfaden\r\nVollständiger Name\r\nAvifaunistischer Fachbeitrag zur Genehmigung von Windenergieanlagen (WEA) in Thüringen\r\nArbeitshilfe Fledermäuse und Windkraft\r\nLinks\r\nAvifaunistischer Fachbeitrag (2017); Arbeitshilfe Fledermäuse (2015)\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n2017; 2015\r\nInhalt\r\nAvifaunistischer Fachbeitrag von 2017\r\n• Größtenteils hinfällig durch die Novelle des BNatSchG; wird aktuell überarbeitet (2024)\r\nKollisions- und störungsgefährdete Brutvögel\r\n• Liste mit 26 „windenergie-sensiblen“ Vogelarten (keine Differenzierung nach störungs- und kollisionsgefährdet) und dazugehörigen „Betrachtungsräumen“ sowie „empfohlenen Mindestabständen“\r\n• Darunter 9 Arten aus Anlage 1 BNatSchG; angegebene Abstands- und Prüfradien sind somit hinfällig\r\n• Hinweise zur Kartierungspraxis, zur HPA und RNA\r\nZug- und Rastvögel\r\n• Hinweise zur Erfassungsmethode\r\n• Tabelle mit Rast- und Zugvogelarten, darunter 9 Arten aus Anlage 1 BNatSchG\r\n• Artenspezifische „Schwellenwerte\" für Individuenanzahl pro „Untersuchungsgebiet“\r\n• Untersuchungsgebiet mit Rastgewässer: Überschreitung des Schwellenwertes bei max. 5 Arten, um artenschutzrechtlichen Konflikt auszuschließen\r\n• Untersuchungsgebiet ohne Rastgewässer: Artenschutzrechtlicher Konflikt ist auszuschließen, wenn bei keiner Begehung die Schwellenwerte für die angetroffenen Arten überschritten werden\r\n• Bei Überschreitung „ist fachgutachtlich darzulegen, dass sich der Vorhabenstandort nicht im Bereich bevorzugter Flugrouten (Konzentrationsbereiche) befindet und ausreichend weit von Rastplätzen entfernt ist“.\r\nFledermaus-Leitfaden 2015\r\n• Liste mit 20 in Thüringen lebenden, „windenergie-relevanten“ Fledermausarten\r\n• Pauschale „fledermausfreundliche Betriebszeiten“ im Zeitraum vom 15. März bis 31. Oktober; optionales zweijähriges Gondelmonitoring mit anschließender Anpassung\r\n• Abschaltparameter: „1 h vor Sonnenuntergang bis 1 h nach Sonnenaufgang und bei Temperaturen ab 10 °C und Windgeschwindigkeiten ≤ 6 m/sec“\r\n29 von 30\r\n• Schwellenwert: Der durch Gondelmonitoring ermittelte „Betriebszeitenalgorithmus ist so auszurichten, dass im Regelfall die Zahl der verunglückten Tiere bei unter einem Tier pro Anlage und Jahr liegt. “\r\n• Liste mit Abstandsempfehlungen zu Fledermausquartieren sowie zu „Laub- und Laubmischwäldern ab Alter ≥ 100 Jahre\", „größeren Stillgewässern ab 0,5 ha, Flussläufen“, „Waldrand, linienförmige Gehölzreihen“\r\n15.2 Ministeriumserlass zu BNatSchG-Novelle und § 6 WindBG\r\nVollständiger Name\r\nAusbau erneuerbarer Energien und Naturschutzrecht,\r\nHinweise zum vierten Gesetz zur Änderung des Bundesnaturschutzgesetzes,\r\nzur EU-Notfallverordnung 2022/2577 und\r\nzum Vorrang des § 6 Windenergieflächenbedarfsgesetz\r\nLink\r\nOnline nicht verfügbar\r\nNorm\r\nBehördenverbindlich\r\nIn Kraft getreten\r\n31. August 2023\r\n30 von 30\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartnerin\r\nDr. Janna Hilger | Fachreferentin Planung, Genehmigung, Länderkoordination | j.hilger@wind-energie.de\r\nAutorinnen\r\nDr. Janna Hilger | Fachreferentin Planung, Genehmigung, Länderkoordination\r\nCornelia Uschtrin | Fachreferentin Politik\r\nKristina Hermann | Leiterin Facharbeit Windenergie\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nBWE-Gesamtvorstand\r\nAlle Landesverbände des BWE und BEE\r\nDatum\r\n10. Juni 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012189","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung der Netzintegration von Windenergieanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9e/d8/356511/Stellungnahme-Gutachten-SG2409230018.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nNetzintegration von WEA\r\nBewertung der BMWK-Fokusagenda – Standardisierung und Digitalisierung als Schlüssel zur Beschleunigung von Netzanschlüssen\r\nSeptember 2024\r\n2 von 18\r\nInhalt\r\nEinleitung ......................................................................................................................... 3\r\n1 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 4\r\n2 Herausforderungen beim Netzanschluss ..................................................................... 5\r\n2.1 Handlungsdruck durch den beschleunigten EE-Ausbau ....................................................................... 5\r\n2.2 Herausforderungen im Netzanschlussprozess ..................................................................................... 6\r\n3 Fokusagenda zur Beschleunigung von Netzanschlüssen ............................................... 9\r\n3.1 Inhalt und Ziele der Fokusagenda ........................................................................................................ 9\r\n3.2 Anschlussbedingungen vereinheitlichen ............................................................................................ 10\r\n3.3 Anschlussverfahren vereinfachen ...................................................................................................... 12\r\n3.4 Netzkapazitäten für Anschluss besser nutzbar machen ..................................................................... 13\r\n4 Schlüssel zur Verbesserung des Netzanschlusses ....................................................... 16\r\n4.1 Standardisierung ................................................................................................................................ 16\r\n4.2 Digitalisierung ..................................................................................................................................... 16\r\n4.3 Automatisierung ................................................................................................................................. 16\r\n4.4 Fazit .................................................................................................................................................... 17\r\n3 von 18\r\nEinleitung\r\nIm Jahr 2023 wurden mit 272 Terawattstunden so viel erneuerbarer Strom erzeugt wie noch nie – wodurch mehr als die Hälfte des Bruttostromverbrauchs mit einem Anteil von 51,8 % gedeckt wurde. Die Dezentralität der Energiewende sowie hohe Anschlussleistungen in unteren Spannungsebenen führen jedoch dazu, dass das Verteilnetz immer weiter an die technischen Grenzen gebracht wird. Die deutlich sichtbare Folge: Bestehende Prozesse können dem erhöhtem Anfragevolumen nicht standhalten. Hinzu kommt, dass der Netzausbau deutlich langsamer ist als der erfolgreich beschleunigte Ausbau der Erneuerbaren, weshalb sich Netzanschlüsse in den letzten Jahren zum Nadelöhr der Energiewende entwickelt haben.\r\nDie intelligente Nutzung der vorhandenen Infrastrukturen und die Standardisierung und Entbürokratisierung der Netzanschlussprozesse und -infrastruktur werden deshalb eine der wichtigsten Hebel der nächsten Jahre sein – so auch in der Fokusagenda (November 2023) des Branchendialogs Beschleunigung von Netzanschlüssen (BraBeNa) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) aufgeführt.\r\nDer BraBeNa und seine Fokusagenda priorisieren und strukturieren die Vorhaben zur Beschleunigung der Netzanschlüsse und bieten der Branche die Möglichkeit, praktische Erfahrung in die Ausgestaltung der neuen Prozesse einzubinden. Aus diesem Grund hat der Bundesverband WindEnergie (BWE) eine Umfrage in der Mitgliedschaft durchgeführt, um die Kernprobleme und Zeitfresser beim Anschluss von Windenergieanlagen (WEA) in der Mittel- bis Höchstspannung aufzuführen und Lösungsvorschläge – im Rahmen der bestehenden Fokusagenda des BMWK – anzubringen.\r\nDie Umfrage, an der die relevanten Akteure aus der Projektentwicklung mit über 80 Fallbeschreibungen teilgenommen haben, zeichnet ein klares Bild: Standardisierung, Automatisierung und Digitalisierung werden als die größten Hebel für eine Beschleunigung im Netzanschlussprozess gesehen. Diese Prioritäten spiegeln sich auch in der Fokusagenda wider, was der BWE ausdrücklich begrüßt und unterstützt.\r\nHierbei ist der Blick auf die unterschiedlichen Spannungsebenen von hoher Relevanz, da Anschlüsse ab der Mittelspannungsebene einen deutlich höheren Abstimmungsbedarf haben, wodurch eine Automatisierung der Prozesse nur mit einem hohen Maß an Standardisierung umsetzbar ist. 1 Deshalb ist es umso wichtiger, das Massengeschäft in der Niederspannungsebene und die professionalisierte Projektentwicklung auf den höheren Spannungsebenen differenziert zu betrachten, um dem höheren Abstimmungsbedarf zwischen Projektierern und Verteilnetzbetreibern (VNB) gerecht zu werden. Der Anschlussprozess bietet ein hohes Maß an Optimierungspotenzial, jedoch bleibt die Grundvoraussetzung ein weiterhin stattfindender und beschleunigter Netzausbau, um den Ausbauzielen gerecht zu werden.\r\n1BEE 2024: Stellungnahme zur Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussverfahrens. LINK, abgerufen am 21.08.2024\r\n4 von 18\r\n1 Das Wichtigste in Kürze\r\nDer BWE begrüßt:\r\n•\r\ndie Durchführung des Branchendialogs „Beschleunigung von Netzanschlüssen“ unter Einbeziehung aller wichtigen Akteure auf Seiten der Stromproduktion und des Netzbetriebs\r\n•\r\ndie Harmonisierung des Netzanschlussprozesses\r\no\r\ndie avisierte Vereinheitlichung der Technischen Anschlussbedingungen (TAB)\r\no\r\ndie angestrebte Einführung universeller Fristen im Anschlussverfahren\r\no\r\ndie Implementierung eines bundesweiten Reservierungsmechanismus für Netzkapazitäten\r\nDer BWE kritisiert:\r\n•\r\ndie absehbare Verspätung bei der Veröffentlichung des neuen Netzreservierungs-mechanismus, welcher ursprünglich für den 1. Januar 2025 geplant war und von der Branche dringend gebraucht wird.\r\nDer BWE empfiehlt:\r\n•\r\ndie flexible Ausgestaltung des Netzreservierungsmechanismus unter Beachtung regionaler und technologiespezifischer Unterschiede,\r\n•\r\ndie Einbeziehung von Speichern und weiteren Flexibilitäten bei der Festlegung neuer Fristen und Prozesse im Anschlussverfahren,\r\n•\r\ndie Digitalisierung von Informations- und Datenflüssen,\r\n•\r\ndie Automatisierung des Netzanschlussverfahrens „Bottom-Up“.\r\n5 von 18\r\n2 Herausforderungen beim Netzanschluss\r\n2.1 Handlungsdruck durch den beschleunigten EE-Ausbau\r\nMit dem weiterhin hohen Tempo beim Ausbau der Erneuerbaren, um die gesetzten Ausbauziele der Bundesregierung erfüllen zu können, ist auch in Zukunft mit einer Erhöhung der Netzanschlussanfragen zu rechnen. Zusätzlich rückt der Ausbau von Flexibilitäten2 in den Fokus.\r\nAbbildung 1: Realer und gesetzlicher Ausbaupfad Windenergie bis 2030 (Deutsche Windguard GmbH3, eigene Darstellung)\r\nIn Abbildung 1 ist die installierte Windenergieleistung und die notwendige Zubaurate4 in GW über die letzten 7 Jahre und für die kommenden 6 Jahre dargestellt. Zu erkennen ist ein notwendiger Anstieg der Zubaurate von ca. 2-3 GW auf ca. 7-8 GW pro Jahr, um 2030 115 GW Windenergieleistung und damit das Erreichen der Klimaziele zu gewähren. Es handelt sich also um eine Verdopplung bis Verdreifachung der aktuellen Zubaugeschwindigkeit – bzw. das Übertreffen des besten Zubaujahres 2017 (5,3 GW).\r\n2 Flexibilisierung der Stromerzeugung bezeichnet die Fähigkeit, Stromproduktion und -verbrauch flexibel an die Fluktuation Erneuerbarer Energien anzupassen, um die Systemstabilität zu gewährleisten.\r\n3 BWE 2024: https://www.wind-energie.de/themen/zahlen-und-fakten/deutschland/, abgerufen am 21.08.2024.\r\n4 Notwendiger Zubau in GW zum Erreichen des gesetzlichen Ausbaupfades – respektive des Folgejahres. 0\r\n1\r\n2\r\n3\r\n4\r\n5\r\n6\r\n7\r\n8\r\n9\r\n0\r\n20\r\n40\r\n60\r\n80\r\n100\r\n120\r\n140\r\n2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029\r\nZubaurate in GW\r\nInstallierte Windenergieleistung in [GW]\r\nJahre\r\n6 von 18\r\n2.2 Herausforderungen im Netzanschlussprozess\r\nDer Netzanschlussprozess für Erneuerbare Energien (EE) ist ein zentraler Bestandteil der Energiewende. Jedoch ist die Integration von Strom aus Photovoltaik (PV) und Windenergie sowie von Speichersystemen in das bestehende Stromnetz mit vielen prozessualen und technischen Herausforderungen verbunden. Aufgrund der technischen und organisatorischen Komplexität dieses Prozesses bedarf es einer detaillierten Bearbeitung der einzelnen Schritte, um eine reibungslose und effiziente Anbindung zu gewährleisten – da dies die Grundlage zur Systemstabilität in Deutschland bzw. zur gesamten europäischen Versorgungssicherheit des Verbundnetzes darstellt.\r\nDer Netzanschluss von EE-Anlagen ist im Erneuerbaren-Energie-Gesetz (EEG) als Sonderregelung (§ 8 EEG5) geregelt. Dieser muss unverzüglich – also ohne schuldhaftes Verzögern der VNB – an das Netz erfolgen. Da sich dieses Papier auch an fachferne Leser*innen richtet, sind in der folgenden Übersicht die wichtigsten Punkte des Netzanschlussprozesses in Abbildung 2 dargestellt:\r\n1. Anfrage und Vorprüfung\r\n✓ Einreichen der Netzanschlussanfrage beim zuständigen Netzbetreiber\r\n✓ Erste Prüfung der Anfrage auf Vollständigkeit und grundsätzliche Machbarkeit\r\n2. Kapazitätsprüfung\r\n✓ Bewertung der verfügbaren Netzkapazitäten am gewünschten Netzanschlusspunkt\r\n✓ Durchführung einer Netzverträglichkeitsprüfung, um die technische Machbarkeit zu bestätigen\r\n3. Angebotserstellung\r\n✓ Erstellung eines verbindlichen Angebots für den Netzanschluss durch den Netzbetreiber\r\n✓ Detaillierte Kostenaufstellung und Zeitplan für die Umsetzung des Netzanschlusses\r\n4. Vertragsabschluss\r\n✓ Festlegung der vertraglichen Rahmenbedingungen, einschließlich technischer Spezifikationen und Zeitpläne\r\n5. Detailplanung und Genehmigungen\r\n✓ Erstellung detaillierter Planungsunterlagen für den Netzanschluss\r\n✓ Einholung notwendiger Genehmigungen und Zustimmung durch Behörden und Grundstückseigentümer\r\n6. Bau und Installation\r\n✓ Bau der Netzanschlussinfrastruktur, einschließlich der erforderlichen Leitungen und Umspannstationen\r\n✓ Installation und Inbetriebnahme der Erzeugungsanlage durch den Anlagenbetreiber\r\n7. Inbetriebnahme und Abnahme\r\n✓ Durchführung von Tests und Prüfungen zur Sicherstellung der technischen Anforderungen\r\n✓ Offizielle Abnahme des Netzanschlusses durch den Netzbetreiber und den Anlagenbetreiber unter Hinzunahme eines akkreditieren Zertifizierers\r\n5 Anschlusspflicht für EE-Anlagen.\r\n7 von 18\r\n8. Betrieb und Überwachung\r\n✓ Überwachung und Wartung des Netzanschlusses und der Erzeugungsanlage im laufenden Betrieb\r\n✓ Regelmäßige Überprüfung der Netzstabilität und Einhaltung der technischen Standards\r\nAbbildung 2: Der Netzanschlussprozess mit den eingebundenen Akteuren und deren Aufgaben\r\nFür eine weiterführende Betrachtung des gesamten Netzanschlussprozesses für EE-Anlagen hat der VDE FNN 2021 ein Hinweispapier zur „Ermittlung NVP für Anlagen nach EEG/KWKG“6 veröffentlicht, in dem auch Beispiele und Vorschläge zur Optimierung der Prozesse dargelegt wurden.\r\n2.2.1 Fehlende Rückmeldungen vom VNB und mangelnde Transparenz\r\nEines der Kernprobleme im derzeitigen Netzanschlussprozess ist der gestiegene Bearbeitungsaufwand bei den VNB aufgrund des hohen Anfragevolumens. Zusätzlich berichten VNB, dass zum Teil weniger als ein Fünftel der angefragten PV-Projekte schlussendlich realisiert werden. Jede dieser Anfragen erhöht den Bearbeitungsaufwand des jeweiligen VNB zusätzlich. Dadurch entstehen Kommunikationsschleifen zur Abstimmung und Reservierung der Netzkapazitäten, die bis hin zu ausbleibenden Rückmeldungen oder fehlender Nennung von Ansprechpartnern reichen. Fast alle Unternehmen berichten, dass es bei einigen VNB bereits bei der ersten Netzanschlussanfrage weit über die 8-wöchige Rückmeldefrist gemäß § 8 Abs. 6 EEG dauert, bis erste Informationen zur weiteren Absprache geteilt werden. Deswegen sind einheitliche Kriterien für die Reservierung von Netzkapazitäten von größter Relevanz, um die Umsetzungsrate von Projekten zu erhöhen (siehe Kapitel 3.4) und den prozessualen Aufwand für die VNB zu reduzieren.\r\nInsbesondere in den höheren Spannungsebenen ist der Abstimmungsbedarf bei der Wahl des gesamtwirtschaftlich7 günstigsten Netzanschlusspunkts hoch. Die Wahrnehmung ist hier, dass aufgrund des hohen Aufwands Verhandlungen über den Netzverknüpfungspunkt (NVP) – auch auf Grundlage veränderter Ausgangslagen – von den VNB grundsätzlich abgelehnt werden. Dies macht die Auswahl des Anschlusspunkts oft nicht nachvollziehbar, da meist auch keine weiteren Informationen (Wirtschaftlichkeitsberechnung, alternative Netzverknüpfungspunkte etc.) geteilt werden. In vielen Fällen führt dies dazu, dass der juristische Weg eingeschlagen werden muss, um letztendlich den gesamtwirtschaftlich günstigsten Netzanschlusspunkt identifizieren und nutzen zu können.\r\nDieser Prozess stellt eine erhebliche Belastung für alle Beteiligten dar und zeigt die dringende Notwendigkeit für eine effizientere und transparentere Bearbeitung der Netzanschlussanfragen und Reservierung der Kapazitäten. Die Einführung verbindlicher digitaler Kommunikationskanäle, klar definierter Ansprechpartner und verbindlicher Fristen könnte hier Abhilfe schaffen und die Bearbeitungszeit deutlich verkürzen.\r\n6 VDE FNN 2021: FNN Hinweis Ermittlung Netzanschlusspunkt für Anlagen nach EEG/KWKG. LINK, abgerufen am 21.08.2024.\r\n7 Gesamtwirtschaftlichster Netzanschlusspunkt: In Summe (Kosten des VNB und Betreibers) der günstigste Anschlusspunkt – wirtschaftlicher Variantenvergleich mehrerer Anschlussmöglichkeiten.\r\n8 von 18\r\n2.2.2 Standardisierungsbedarf beim Netzanschluss von EE-Anlagen und Flexibilitäten\r\nFehlende Rückmeldungen und redundante Kommunikationsschleifen, die durch das erhöhte Anfragevolumen entstehen, sind ein deutliches Symptom mangelnder Standardisierung. Um Prozesse effizienter gestalten oder sogar automatisieren zu können, ist ein gewisses Maß an Standardisierung unerlässlich, wie auch die Umfrageergebnisse zeigen. Während einige VNB mittlerweile Online-Portale nutzen, sind bei anderen VNB Anfragen lediglich per Post oder E-Mail möglich. Die Zugänglichkeit und Zuverlässigkeit der bereits bestehenden Portale variieren stark und bieten kaum Spielraum für innovative Anlagenkonzepte und Speicherlösungen.\r\nDer Bundesverband ErneuerbareEnergien (BEE) hat in seiner Studie zur „gemeinsamen Nutzung von Netzverknüpfungspunkten“ (NVP-Studie)8 verdeutlicht, dass das Potenzial der bestehenden Anschlusskapazitäten durch die Kombination von Anlagen (z. B. PV, Wind und Speicher) besser genutzt werden kann (siehe Kapitel 3.4). Dieses Potenzial muss sich auch in den Prozessen beim Netzanschluss widerspiegeln. Eine Standardisierung der Prozesse, die zugleich Raum für Innovation und Effizienz lässt, sollte hierbei der angestrebte Weg sein. Durch eine einheitliche und transparente Vorgehensweise können die Netzanschlussverfahren erheblich verbessert und die Integration neuer, kombinierter Anlagenkonzepte erleichtert werden.\r\nEin weiteres Thema ist die Flexibilisierung des Stromsystems und der wachsende Bedarf an Regelenergie zur Gewährleistung der Systemstabilität. Konventionelle Kraftwerke mit großen Synchrongeneratoren bieten durch ihre Rotationsträgheit die sogenannte Momentanreserve9, also eine Dämpfung von Leistungssprüngen in der Stromerzeugung und -verteilung. Dies muss nun durch die Dekarbonisierung und den Wegfall von vielen Synchrongeneratoren aus z.B. Kohlekraftwerken vermehrt durch EE-Anlagen und innovative Konzepte10 bereitgestellt werden. Diese Kombinationen sind zum aktuellen Zeitpunkt meist nur mit Speichersystemen umsetzbar. Zusätzlich fehlt es noch an Geschäftsmodellen, um mehr Tempo und Anreize in die Flexibilisierung zu generieren.\r\nTrotzdem nimmt das Thema Speicher und Hybrid-Parks – also die Kombination aus Wind, PV und Speichersystemen – seit mehreren Jahren an Fahrt auf, da die international aufgestellten Unternehmen in vielen europäischen Ländern heute schon großflächig Speicher an das Stromnetz anschließen. Einige Mitglieder konnten auch schon erfolgreich Wind-PV-Speicher-Projekte in Deutschland ans Netz bringen, jedoch immer nur mit sehr hohem Kommunikations- und Investitionsaufwand. Diese „Vorläuferprojekte“ in Deutschland, aber auch in anderen europäischen Ländern wie England und den Niederlanden, müssen zukünftig als Paradebeispiele für eine Weiterentwicklung und Neuetablierung von Standardprozessen und Anreizen werden. Grundsätzlich müssen innovative Anschlusskonzepte schneller an das Netz gebracht werden, um dem laufenden Wandel und den Anforderungen des Stromnetzes gerecht zu werden. Dies kann nur mit einem gemeinsamen Verständnis für solche Konzepte und einem klaren Pfad erreicht werden.\r\n8 BEE 2024: BEE-Studie zu Netzverknüpfungspunkten. LINK, abgerufen am 21.08.2024.\r\n9 Die Momentanreserve bezeichnet die schnell verfügbare elektrische Leistung, die in einem Stromnetz bereitgestellt wird, um kurzfristige Schwankungen auszugleichen und die Netzstabilität zu gewährleisten.\r\n10 Zum Beispiel die Nutzung von netzbildenden Wechselrichtern – „grid forming“.\r\n9 von 18\r\n3 Fokusagenda zur Beschleunigung von Netzanschlüssen\r\n3.1 Inhalt und Ziele der Fokusagenda\r\nIm Folgenden sollen die ersten drei Prozesspunkte der Fokusagenda näher betrachtet werden, da sich diese in den Umfrageergebnissen als Hauptthemen herausgestellt haben. Ziel der Agenda ist es, durch gezielte Maßnahmen die Effizienz und Transparenz der Netzanschlussverfahren weiter zu steigern und den Anforderungen und Bedarfen der VNB sowie der Anlagenbetreiber gerecht zu werden.\r\nAbbildung 3: BMWK-Fokusagenda\r\nHierzu hat das BMWK am 6. Mai 2024 Regelungsentwürfe zur Beschleunigung von Netzanschlüssen im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und EEG der Branche zur Konsultation gestellt. Diese beinhalten klare Vorschläge für universelle Fristen für Netzanschlussanfragen, einen Mechanismus zur Reservierung von Netzkapazitäten und die Pflicht für Netzbetreiber, digitale Plattformen für unverbindliche Auskünfte über Netzkapazität und Anschlusspunkte bereitzustellen. Die Regelungen basieren auf Vorschlägen aus dem BraBeNa und zielen auf eine Optimierung des Netzanschlussprozesses durch Standardisierungen, Vereinfachungen und neuen Mechanismen ab. Der BWE hat hier zusammen mit dem BEE eine Stellungnahme11 veröffentlicht, welche vor allem die folgenden Kapitel 3.3 und 3.4 ergänzen.\r\n11 BEE 2024: Stellungnahme zu den Regelungsentwürfen aus Abteilung III des BMWK zur Beschleunigung von Netzanschlüssen. LINK, abgerufen am 21.08.2024.\r\n10 von 18\r\n3.2 Anschlussbedingungen vereinheitlichen\r\n3.2.1 Grundlegendes\r\nDie Technischen Anschlussregeln (TAR) und die Technischen Anschlussbedingungen (TAB) sind Vorschriften, welche regeln, wie eine Erzeugungsanlage an das Stromnetz angeschlossen werden darf. TAR: Die Anschlussregeln sind bundesweit einheitliche Vorgaben, die sicherstellen, dass alle Anlagen, die Strom erzeugen und ins Netz einspeisen, den gleichen technischen Standards entsprechen. Diese Regeln sorgen dafür, dass das Stromnetz stabil bleibt und keine Gefahr für andere besteht. Sie decken ca. 90 % der Anforderungen zum Anschluss ab. TAB: Diese Bedingungen legt der örtliche VNB fest und sie beschreiben, welche technischen Voraussetzungen erfüllt sein müssen, damit eine Anlage sicher und ordnungsgemäß Strom in das örtliche Stromnetz einspeisen kann. Das umfasst Dinge wie die Art der Zähler, die Installation von Sicherungen und die Anforderungen an die Leitungen. Die TAB decken die letzten ca. 10 % der an die anzuschließende Anlage gestellten Anforderungen ab – variieren jedoch stark zwischen den Netzgebieten und -betreibern. Zusammengefasst legen TAR und TAB sicherheitsrelevante und technische Standards fest, die sowohl beim Anschluss an das Stromnetz als auch bei der Einspeisung von Strom eingehalten werden müssen. Problematik: 850 VNB ergeben mehrere 100 TAB, welche alle gleichermaßen berücksichtigt werden müssen, und oft nicht nachvollziehbare Anforderungen aufweisen.\r\nDie Einhaltung der TAB/TAR ist von größter Relevanz zur Wahrung der Netzstabilität und Systemsicherheit; jedoch führen insbesondere stark variierende TAB und die Heterogenität in den Anforderungen zu einem hohen Aufwand für den Projektier. Dies führt zu unterschiedlichen technischen Anforderungen an das Anschluss- und Sicherheitskonzept, welche oftmals nicht nachvollziehbar sind und schon beim „Nachbar-Netzbetreiber“ ggf. nicht mehr notwendig sein können. Deswegen hat das BMWK die Vision die TAB deutschlandweit zu vereinheitlichen, mit dem Leitsatz „so weit wie möglich“. Wir haben in Deutschland mehr als 850 VNB, mit unterschiedlichen Unternehmensstrukturen und -größen, aber auch variierenden technischen Grundvoraussetzungen in der Netztopologie und IT-Infrastruktur. Hier einen hunderprozentigen Standard zu entwickeln, würde einen jahrelangen und unnötig aufwendigen Prozess mit sich ziehen und ist ggf. technisch gar nicht umsetzbar.\r\nNeben der Vereinheitlichung sollen auch die Informationen und Pflichten, die mit den TAB einhergehen, leichter verfügbar sein. Hier ist positiv zu erwähnen, dass die meisten VNB dieser Pflicht schon präventiv nachgekommen sind und ihre TAB und vor allem auch Änderungen in den TAB auf ihren Webseiten veröffentlichen.\r\n11 von 18\r\n3.2.2 Erreichtes und laufende Umsetzungen\r\nAuf der Niederspannungsebene wurden einige Umsetzungsschritte schon erreicht. So konnte ein Musterwortlaut für die TAB-Niederspannung erstellt werden, welcher vereinheitlicht für die VNB zur Verfügung gestellt wurde und somit übernommen werden kann.\r\nDer Wegfall der Zertifizierungspflicht für Anlagen unter 500 kW durch das Solarpaket I12 auf Mittel- und Hochspannungsebene ist als sinnvolle Ergänzung etabliert worden. Somit benötigen Anlagen mit einer Leistung von 500 kW und einer Einspeiseleistung von 270 kW kein Anlagenzertifikat mehr, um an das Netz angeschlossen zu werden. Zusätzlich wurde am 8. April 2024 das sogenannte ZEREZ (Zentrales Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate) ins Leben gerufen, um Dokumente von Herstellerseite für den Netzanschlussprozess zur Verfügung zu stellen.\r\nDes Weiteren wurden Anwendungshilfen für den Netzanschluss von Ladesäulen in der TAB- Mittelspannung festgelegt. Hierfür wurden Vereinheitlichungspotenziale ermittelt, wo es aus technischer Sicht möglich und sinnvoll ist.\r\nZurzeit sind weitere Maßnahmen in Bearbeitung, sowie Anwendungshilfen für den Netzanschluss weiterer Technologien, eine Regelung zur zentralen TAB-Veröffentlichung und eine Regelung zur Reduktion von netzbetreiberindividuellen TAB-Ergänzungen geplant. Final sollen mit diesen Maßnahmen eine weitestgehende Vereinheitlichung der TAB möglich gemacht werden und Abweichungen der TAB von den TAR transparenter dargestellt werden.\r\n3.2.3 Position BWE\r\nMehrere hundert Standards und Anforderungen machen es insbesondere für bundesweit aufgestellte Projektierer und WEA-Hersteller schwer, diesen Anforderungen gerecht zu werden. Zumal sich diese Standards fortlaufend weiterentwickeln. Deshalb sieht der BWE mit der Vereinheitlichung der TAB einen großen Hebel zur Harmonisierung des Netzanschlusses, da oft kleinste technische Unterschiede den Gesamtprozess stark verzögern, Mehrkosten entstehen lassen oder Projekte sogar keine Freigabe durch den VNB erhalten. Jedoch bleibt bei der Harmonisierung immer der obligatorische Blick auf die Netzstabilität und die individuellen Anforderungen bestimmter Netzgebiete – sofern diese Individualisierung nachvollziehbar und zu begründen ist.\r\nDes Weiteren begrüßt der BWE die nach § 19 Absatz 1 EnWG eingeführte Verpflichtung, die TAB im Internet zu veröffentlichen. Insbesondere bei Anpassungen und Änderungen müssen die Dokumente schnell zur Verfügung stehen, um diese für den Anschluss zu berücksichtigen.\r\n12 BMWK 2024: Übersicht - Das Solarpaket I im Überblick. LINK, abgerufen am 21.08.2024.\r\n12 von 18\r\n3.3 Anschlussverfahren vereinfachen\r\n3.3.1 Grundlegendes\r\nDas Anschlussverfahren verläuft derzeit sehr heterogen, da die VNB unterschiedliche Handhabungen in der Prozessdurchführung haben. So werden Anschlussanfragen teilweise über unterschiedlichste Portale ohne einheitliche Standards umgesetzt, aber auch reine Abfragen über E-Mail und Postverkehr durchgeführt. Dies führt vor allem bei bundesweit agierenden Projektierern zu einem erheblichen Aufwand und zu signifikanten Projektverzögerungen.\r\nZusätzlich stellt sich die Kommunikation mit dem VNB, schon ab der ersten Kontaktaufnahme, als große Hürde für den Prozess dar. So wird die achtwöchige Rückmeldefrist – nach § 8 Abs. 6 EEG zwingend – in einigen Fällen nicht eingehalten, oder die Qualität der Rückmeldung erfolgt nur im geringen Maß – was zu weiteren Kommunikationsschleifen führt. Dies führt zum nachträglichen Einfordern relevanter Dokumente und weiteren Einzelprüfungen des Netzanschlusses.\r\nZiel des BMWK ist es, Netzanschlussbegehren nur noch über bundesweite einheitliche Portale durchzuführen, dabei die Prozessschritte zu vereinheitlichen und zu vereinfachen – bei einem hohen Automatisierungsgrad. Auch dies soll deutlich transparenter erfolgen und im Rahmen verbindlicher Fristen.\r\n3.3.2 Erreichtes und laufende Umsetzungen\r\nDa das PV-Massengeschäft vornehmlich auf der Niederspannungsebene erfolgt und zu den größten „Zeitfressern“ für VNB zählt, wurde wieder der Bottom-Up-Ansatz gewählt. Somit erfolgten bereits Maßnahmen zur digitalen Beauftragung von Netzanschlüssen auf der Niederspannungsebene. Hiermit sollen Arbeitslasten, welche durch das erhöhte Anfragenvolumen entstehen – besser koordiniert und mit geringerem Personalaufwand bearbeitet werden. Zusätzlich soll es die Zugänglichkeit für fachferne Unternehmen für den Netzanschluss von z.B. PV-Aufdachanlagen verbessern und vereinfachen. Des Weiteren nimmt die Komplexität in den höheren Spannungsebenen deutlich zu, weshalb zum Beispiel vermehrt auf die Komptabilität der einzelnen Schnittstellen und Datenpakete geachtet werden muss. Dies benötigt mehr Vorlauf in der Ausgestaltung der Digitalisierungsschritte.\r\nZurzeit werden auch universelle Fristen im Netzanschlussverfahren diskutiert. Im Rahmen des Branchendialoges wurde sich im dritten Quartal 2023 zu dem Thema schon ausgetauscht. Der Ansatz ist es, die Acht-Wochen-Frist obligatorisch zu machen. Somit sollen alle Anlagen in allen Spannungsebenen spätestens nach acht Wochen durch den VNB geprüft und rückgemeldet werden. Wie sich auch in den Umfrageergebnissen gezeigt hat, ist dies ein universelles und bundesweites Problem, welches oft durch die hohen Anfragevolumen bei den VNB ausgelöst wird, aber auch durch geringe Digitalisierung und Automatisierung der Anschlussprozesse in den jeweiligen Unternehmen begründet ist.\r\nDes Weiteren ist eine Analyse des Netzanschlussprozesses hinsichtlich einer Standardisierung und Digitalisierung über die Niederspannung hinaus in Bearbeitung und eine Diskussion für eine angemessene Personalausstattung für beschleunigte Netzanschlussverfahren und für Digitalisierungsprojekte in Planung.\r\n13 von 18\r\n3.3.3 Position BWE\r\nDer BWE begrüßt grundsätzlich die Einführung von universellen Fristen. Somit unterstützt der BWE die oben genannten Punkte, da diese die rechtliche Verbindlichkeit stärken, die Planungssicherheit verbessern und den VNB in die Pflicht nimmt, unbegründete Wartezeiten einzukürzen. Der Informationsfluss sollte digital über Portale zur Beantragung des Netzanschlussbegehrens erfolgen. Somit könnten fehlende und angeforderte Dokumente digital nachgereicht werden, um Kommunikationsschleifen zu optimieren – mit dem Ziel, die Prozesse weitestgehend zu automatisieren und den Bearbeitungsaufwand zu reduzieren.\r\nZusätzlich sollten im Rahmen der Diskussion Speicheranlagen mitberücksichtigt werden, da zukünftig Hybridanlagen vermehrt ans Netz angeschlossen werden – um auch künftigen Stabilitätskriterien gerecht werden zu können und Netzkapazitäten besser nutzbar zu machen.\r\nDes Weiteren sollten Pönalen beim Nichteinhalten der vorgegebenen Rückmeldefristen für VNB eingeführt werden, um der Regelung auch Nachdruck zu verleihen. Dies wurde im Regelungsentwurf des BMWK im § 21a Abs. 3 Nr. 5 EnWG berücksichtigt, was der BWE stark begrüßt. Relevant ist nur, dass das Nichteinhalten und die daraus resultierende Sanktionierung des VNB auf einem zentralen Weg gemeldet werden kann, z.B. bei der Bundesnetzagentur, da sonst Klageverfahren oder andere Prozesse zur Klärung des Sachverhaltes zu signifikanten Verzögerungen führen.\r\n3.4 Netzkapazitäten für Anschluss besser nutzbar machen\r\n3.4.1 Grundlegendes\r\nNetzkapazitäten werden in den meisten Fällen für den Projektierer erst nach Stellen einer Netzanschlussanfrage sichtbar. Um schon in frühen Planungsphasen optimale Standorte zu ermitteln, ist in vielen Fällen das Antizipieren von freien Kapazitäten notwendig. Hinzu kommt, dass Kapazitäten zu großen Teilen belegt erscheinen, jedoch Projekte bzw. Kapazitäten vorgehalten werden, welche schlussendlich nicht realisiert werden. So berichten viele VNB, vor allem im nordostdeutschen Raum, dass die Realisierungsrate von angefragten PV-Projekten oft unter einem Fünftel liegt – in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg zum Teil sogar weit unter einem Fünftel. Dies führt zu unbeantworteten Rückmeldungen bei der Netzanschlussanfrage, Fehleinschätzungen bei der Ermittlung freier Kapazitäten in Ballungsgebieten und einer signifikanten Belastung bei der Bearbeitung der Anfragen durch die VNB. Reservierungsmechanismen bzw. sogenannte „Ernsthaftigkeitsnachweise“ wurden durch VNB in Ballungsgebieten etabliert, um die Realisierungsrate von neuen Projekten zu erhöhen. Jedoch ist dies auf eigene Initiative, also ohne Abstimmung unter den VNB und somit in unterschiedlicher Ausführung bundesweit geschehen. Manche dieser Nachweise waren in der vorgegebenen Zeit nicht zu erbringen, was zu einem Wegfall der Reservierung führte.\r\nDes Weiteren werden EE-Technologien meist separat über Netzverknüpfungspunkte an das Stromnetz angeschlossen und dabei die reine Nennleistung der Anlage angenommen. Dabei werden in vielen Fällen die Gleichzeitigkeiten13 von PV-Wind oft nicht berücksichtigt und somit Netzkapazitäten nicht\r\n13 Zusammenspiel der Stromerzeugung aus PV- und Windanlagen, welche in der zeitlichen Überlagerung beider Energieträger eine bessere Nutzung des Netzverknüpfungspunkts ermöglichen.\r\n14 von 18\r\nausgewiesen, obwohl diese ggf. überbaut14 werden könnten. Deshalb müssen oft Kabelstrecken von mehr als 10 km verlegt werden, um den nächstmöglichen Netzverknüpfungspunkt erreichen zu können. Neben den dadurch steigenden Kosten eines Projektes steigt die kapazitive Blindleistung des Gesamtsystems, deren Ausgleich meist mit weiteren massiven Kostensteigerungen verbunden ist. Der BEE hat hierzu eine Studie vorgelegt, welche die Gleichzeitigkeiten und dabei die Möglichkeit zur Überbauung bis zu 200 % der NVP-Leistung darstellt und aufzeigt, welche Möglichkeiten in welchen Netzgebieten bestehen.\r\n3.4.2 Erreichtes und laufende Umsetzungen\r\nDas BMWK plant, durch eine unverbindliche Netzanschlussauskunft, innovative Netzanschlusskonzepte und einen standardisierten Reservierungsmechanismus die Transparenz über verfügbare Netzkapazitäten zu erhöhen und den Reservierungsablauf zu vereinheitlichen. Diese Maßnahmen sollen die Flexibilisierung der Netzanschlussleistung verbessern und sicherstellen, dass durch standardisierte Reservierungsverfahren mehr Investitionssicherheit für neue Projekte geschaffen wird, ohne Kapazitäten unnötig zu blockieren. Ziel ist es, den Zugang zum Netz effizienter und planbarer zu gestalten. Ende 2023 und 2024 fanden hierzu Workshops statt, in denen zum Beispiel das Onlineportal NiNa (NiederspannungsNetzanfragen) und das Snap-Tool (Schnelle Netzanschlussprüfung) vorgestellt wurden, welche aber aktuell nur für die Niederspannung oder kleinere Anlagen bis 10 MW ausgelegt sind.\r\nZusätzlich hat der E.ON-Konzern die sogenannte Netzampel veröffentlicht. Die Netzampel ist ein System, das zur Visualisierung und Überwachung der Stabilität des Stromnetzes verwendet wird, um rechtzeitig Maßnahmen zu ergreifen und Stromausfälle zu vermeiden. Der Satz könnte folgendermaßen richtiggestellt werden:\r\nDas Tool ermöglicht es, Netzengpässe zu visualisieren, wodurch Ballungsgebiete mit geringer Last identifiziert werden können – und somit einen positiven Einfluss auf die Standortwahl für neue Projekte hat.\r\nIn Planung ist noch die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Baumaßnahmen.\r\n3.4.3 Position BWE\r\nDer BWE begrüßt die bestehenden Bemühungen, durch eine unverbindliche Netzauskunft und einen standardisierten Reservierungsmechanismus an zwei grundlegenden Potenzialen zur Beschleunigung des Netzanschlusses anzusetzen.\r\nDer durch das BMWK eingebrachte Vorschlag einer unverbindlichen Netzanschlussauskunft soll über die neu einzuführenden § 17a EnWG und § 14e Abs. 2a EnWG umgesetzt werden. VNB sollen zwei Jahre nach Inkrafttreten des Gesetzes verpflichtet werden, Online-Tools zur Verfügung zu stellen, die eine schnelle und unverbindliche Auskunft zu Netzverknüpfungspunkten ermöglichen. Der BWE begrüßt diese Möglichkeit einer unverbindlichen Voranfrage und hält das Verfahren grundsätzlich für sachgerecht, betont jedoch die Notwendigkeit einer frühzeitigeren Umsetzung und einer Standardisierung der Netzanschlussanfragen, um das bundesweite Projektgeschäft zu erleichtern. In der\r\n14 Anschluss von mehr als 100 % der angeben Netzkapazität am NVP, auf Grundlage einer zeitlichen Überlagerung der Einspeisung.\r\n15 von 18\r\naktuellen Ausgestaltung wird allerdings keine lenkende Wirkung entfaltet, weil nur auf Projektebene eine Aussage zum Netzanschluss getätigt wird. Der dahinter liegende Datensatz würde aber auch eine lenkende Wirkung ermöglichen, indem Regionen mit freien Kapazitäten sichtbar gemacht werden. Der BWE begrüßt die Idee eines einheitlichen, verpflichtenden Mechanismus zur Reservierung von Netzanschlusskapazitäten, der den Anschlussbegehrenden mehr Planungs- und Investitionssicherheit bieten soll. Einheitliche Vorgaben bei den VNB könnten den Ausbau beschleunigen und zum Erreichen der Ausbauziele beitragen. Allerdings kritisiert der BWE den derzeit geplanten Zeitrahmen der Umsetzung, der hinter den ursprünglichen Plänen des BMWK zurückbleibt, und fordert eine schnellere Einführung des Mechanismus zum 01.01.2025, wie ursprünglich im BraBeNa vorgesehen.\r\nDer BWE weist zudem auf die regionalen Unterschiede in Genehmigungsprozessen und der unterschiedlichen EE-Technologien hin und schlägt vor, bei der Ausgestaltung des Reservierungs-mechanismus genügend Flexibilität zu ermöglichen und die Prozesse alle sechs Monate zu überprüfen. Kritisch betrachtet der BWE die Untergrenze des Reservierungszeitraums von sechs Monaten, da diese in Einzelfällen, etwa bei der Errichtung eines Umspannwerks, zu kurz sein könnte. Der BWE plädiert daher für ein Recht auf Fristverlängerung bei nachweisbaren und nicht selbstverschuldeten Verzögerungen. Für eine detaillierte Bewertung hat der BWE/BEE eine Stellungnahme zum Thema Reservierungsmechanismus verfasst.15\r\nHinsichtlich innovativer Konzepte für Netzanschlüsse bietet die NVP-Studie des BEE einen Vorschlag, der vollumfänglich durch den BWE begleitet und unterstützt wird. So zeigt die Studie, dass mit einer Überbauung von PV und Wind ungenutzte Potenziale ausgeschöpft werden können. Die Studie zeigt, dass mehr als zwei Drittel des Netzeinspeisepotenzials bei Windenergie und über 80 % bei PV-Anlagen nicht genutzt werden. Durch eine gemeinschaftliche Nutzung und Überbauung von Netzverknüpfungspunkten können nicht nur diese Potenziale besser ausgeschöpft werden, sondern auch Anlagen schneller an das Netz gebracht werden.\r\n15 BEE 2024: Stellungnahme zum Reservierungsmechanismus Netzkapazität. LINK, abgerufen am 21.08.2024.\r\n16 von 18\r\n4 Schlüssel zur Verbesserung des Netzanschlusses\r\nDie Standardisierung, Digitalisierung und Automatisierung von Prozessen sind zentrale Elemente der modernen Unternehmensentwicklung – aber auch für die Entwicklung ganzer Systeme. Zuerst sollte die Standardisierung angegangen werden, da sie die Grundlage für eine reibungslose Digitalisierung und spätere Automatisierung bildet. Durch die Vereinheitlichung von Prozessen und Abläufen werden klare Strukturen geschaffen, die die Implementierung digitaler Systeme vereinfachen. Anschließend kann die Digitalisierung erfolgen, indem bestehende Prozesse digital erfasst und optimiert werden. Auf dieser Basis ermöglicht die Automatisierung dann, wiederkehrende Aufgaben effizient und ohne manuelle Eingriffe durchzuführen, was die Produktivität und Fehlerfreiheit erheblich steigert. Standardisierung und Digitalisierung sind somit die unverzichtbaren Grundbausteine für eine erfolgreiche Automatisierung.\r\n4.1 Standardisierung\r\nDie Standardisierung der TAB stellt einen wesentlichen Schritt dar, um den Netzanschlussprozess zu harmonisieren und damit die Effizienz und Transparenz zu erhöhen. Die bisherigen Unterschiede in den Anforderungen der über 850 VNB führten zu einem erheblichen Mehraufwand für Projektierer und Anlagenbetreiber. Durch die angestrebte Vereinheitlichung wird erwartet, dass technische Hürden reduziert und der Gesamtprozess beschleunigt wird.\r\nBesonders die Möglichkeit zur Schaffung eines einheitlichen Vorgehens für Netzanschlussanfragen könnte die Planungssicherheit verbessern und die Projektrealisierung vereinfachen. Der Erfolg dieser Maßnahmen hängt jedoch davon ab, wie weitreichend und zügig diese Standardisierungen umgesetzt werden können, da eine 100-prozentige Einheitlichkeit angesichts der unterschiedlichen Netzstrukturen und IT-Infrastrukturen als schwer erreichbar angesehen wird.\r\n4.2 Digitalisierung\r\nDie Digitalisierung der Netzanschlussverfahren ist ein weiterer zentraler Aspekt der Beschleunigung des Gesamtprozesses. Die Einführung einheitlicher digitaler Plattformen für die Abwicklung von Netzanschlussanfragen und die unverbindliche Netzanschlussauskunft sollen die Kommunikationsprozesse zwischen den Parteien deutlich verbessern. Besonders die Digitalisierung der Informations- und Dokumentenflüsse wird als essenziell angesehen, um die derzeitigen Kommunikationsschleifen zu minimieren und die Prozessdurchlaufzeiten zu verkürzen. Gleichzeitig bietet die Standardisierung und die Digitalisierung die Grundlage für die Automatisierung weiterer Prozessschritte, um eine bundesweite Harmonisierung zu ermöglichen und so die Abläufe sowohl für die VNB als auch für die Anlagenbetreiber transparenter und zugänglicher zu gestalten.\r\n4.3 Automatisierung\r\nAls letzten Schritt sollte die Automatisierung der Netzanschlussverfahren – respektive der erfolgten Digitalisierung – betrachtet werden. Die Automatisierung der Prozessschritte soll dazu beitragen, den hohen Arbeitsaufwand, der durch die steigende Anzahl von Anfragen entsteht, zu reduzieren. Insbesondere im Bereich der Niederspannung, wo ein Großteil der Anfragen für PV-Anlagen stattfindet, ist eine erhöhte Automatisierung bereits in der Umsetzung. Automatisierte Prozesse sollen nicht nur die\r\n17 von 18\r\nBearbeitungszeit verkürzen, sondern auch die Konsistenz und Qualität der Rückmeldungen verbessern. Zudem könnte die Automatisierung von Standardprozessen den Personalbedarf senken und den Netzbetreibern ermöglichen, sich stärker auf komplexere und individuellere Anfragen zu konzentrieren. Der BWE sieht in der Einführung verbindlicher Fristen und der grundsätzlichen Automatisierung einen wichtigen Schritt, um den Netzanschlussprozess insgesamt effizienter und schneller zu gestalten. Hierbei bleibt jedoch weiterhin zu beachten, dass die Komplexität und Individualität in den höheren Spannungsebenen das Automatisierungspotenzial stark beschränken.\r\n4.4 Fazit\r\nInsgesamt wird deutlich, dass die angestrebten Maßnahmen das Potenzial haben, den Ausbau Erneuerbarer Energien bzw. den Anschluss der EE-Anlagen zu beschleunigen, indem sie die Hürden beim Netzanschluss senken und die Zusammenarbeit zwischen VNB und Projektierern verbessern. Allerdings bleibt der Erfolg der Maßnahmen stark von einer konsequenten und zügigen Umsetzung abhängig, um die ambitionierten Ausbauziele für Erneuerbare Energien rechtzeitig zu erreichen. Auch die effizientesten Anschlussbegehren können den notwendigen Netzausbau nur dann beschleunigen, wenn gleichzeitig Netzausbaumaßnahmen effizienter gestaltet und Flexibilitäten schneller genutzt werden, da das isolierte Angehen einzelner Aspekte nicht ausreichend ist. Elementar ist auch die verbesserte Zusammenarbeit der beteiligten und betroffenen Parteien aus der Energieerzeugung und -verteilung, also den Projektierern, Anlagenbetreibern, Dienstleistern und VNB. So müssen die Prozesse für alle Beteiligten einfacher, transparenter und effizienter gestaltet werden, jedoch unter der Berücksichtigung der individuellen Bedarfe und final der bundesweiten Systemstabilität.\r\n18 von 18\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAutor\r\nKevin Hamann | Fachreferent Netzintegration\r\nAnsprechpartner\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze | T.Stengel@wind-energie.de\r\nMax Hermus | Referent Politik | M.Hermus@wind-energie.de\r\nBeteiligte Gremien\r\nGesamtvorstand\r\nArbeitskreis Netze\r\nPlanerbeirat\r\nJuristische Arbeitsgruppe Netze\r\nDatum\r\n1. September 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012190","regulatoryProjectTitle":"Erleichterungen der Prospektpflicht für Bürgerenergiegesellschaften","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b2/3e/356513/Stellungnahme-Gutachten-SG2409230019.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nZukunftsfinanzierungsgesetz II\r\nVorschläge zur Erleichterungen der Prospektpflicht für Bürgerenergiegesellschaften\r\nim Rahmen des BMF-Referentenentwurfs eines Zweiten\r\nZukunftsfinanzierungsgesetzes (ZuFinG II) vom 27.08.2024\r\nSeptember\r\n2024\r\n2 von 8\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Vorschlag zu Änderungen des Vermögensanlagengesetzes.......................................... 4\r\n2.1 § 2 Absatz 1 Nummer 3a VermAnlG – Ausnahmen für einzelne Arten von Vermögensanlagen .......... 4\r\n2.2 § 2a VermAnlG – Befreiungen für Schwarmfinanzierungen ................................................................. 5\r\n2.3 §§ 2d, 2e VermAnlG – Befreiungen für Bürgerenergiegesellschaften .................................................. 6\r\n3 von 8\r\n1 Einleitung\r\nDer Ausbau Erneuerbarer Energien ist ein zentrales Anliegen unserer Zeit, das sowohl im Interesse des\r\nKlimaschutzes als auch zur Energieunabhängigkeit vorangetrieben werden muss. Wer in diesem\r\nZusammenhang Kapital für Projekte wie Bürgerenergiegesellschaften einwirbt, sieht sich mit einer\r\nVielzahl an Transparenz- und Informationspflichten konfrontiert. Insbesondere die Prospektpflicht, wie\r\nsie durch den Gesetzgeber im Rahmen des Anlegerschutzes definiert ist, stellt trotz ihrer wichtigen\r\nFunktion eine erhebliche Hürde dar. Aktuell regelt die Prospektpflicht, dass Vermögensanlagen nur dann\r\nöffentlich angeboten werden dürfen, wenn ein von der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht\r\n(BaFin) genehmigter Verkaufsprospekt vorliegt. Während diese Vorschrift dem Schutz der Anleger dient,\r\nerweist sich ihre Umsetzung in der Praxis oft als aufwendig und kostspielig. Für viele kleinere Projekte,\r\ninsbesondere im Bereich der Bürgerenergie und Erneuerbaren Energien, stellt dies eine kaum zu\r\nbewältigende Belastung dar.\r\nEs zeigt sich, dass die derzeitige Gesetzeslage den öffentlichen Vertrieb von Anteilen an\r\nBürgerenergieprojekten erheblich erschwert, was nicht selten dazu führt, dass solche Projekte\r\nentweder zurückgestellt oder erst gar nicht erst realisiert werden. Dies steht auch in Konflikt mit den\r\nZielen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), das speziell Bürgerenergiegesellschaften fördern\r\nmöchte. Vor diesem Hintergrund nehmen wir im Rahmen der Verbändekonsultation zum\r\nReferentenentwurf des Zukunftsfinanzierungsgesetzes II des Bundesfinanzministeriums Stellung und\r\nknüfen an die Anpassungen des Vermögensanlagengesetzes (VermAnlG) in Artikel 23 des\r\nReferentenentwurfs aus dem Bundesfinanzminiterium an. Der BWE reicht einen Initativvorschlaf zur\r\nErleichterung der Prospektpflich für Bürgerenergiegesellschaften ein.\r\nUnsere politische Initiative setzt sich dafür ein, eine rechtliche Grundlage zu schaffen, die einerseits den\r\nAnlegerschutz gewährleistet, andererseits aber bürgernahe und lokal verankerte Projektplanung im\r\nBereich der Erneuerbaren Energien entlastet. Wir plädieren für Bereichsausnahmen von der\r\nProspektpflicht, um bürokratische Hürden abzubauen und den Ausbau der Windenergie sowie anderer\r\nErneuerbarer-Energien-Projekte zu fördern. Ziel ist es, die finanziellen und administrativen Belastungen\r\nfür solche Vorhaben spürbar zu reduzieren und den Weg für eine bürgergetragene Energiewende zu\r\nebnen.\r\n4 von 8\r\n2 Vorschlag zu Änderungen des Vermögensanlagengesetzes\r\n2.1 § 2 Absatz 1 Nummer 3a VermAnlG – Ausnahmen für einzelne Arten von\r\nVermögensanlagen\r\n§ 2 Absatz 1 Nr. 3b des VermAnlG sieht derzeit vor, dass der zulässige Verkaufspreis für Anteile, die\r\ninnerhalb von 12 Monaten angeboten werden, 100.000 Euro betragen darf.\r\nDiese Regelung hat sich in der Praxis als unzureichend erwiesen, insbesondere für Projekte im Bereich\r\nder erneuerbaren Energien, die auf eine größere Flexibilität bei der Kapitalbeschaffung angewiesen sind.\r\nIm Falle von Bürgerenergiegesellschaften verhindert die finanzielle Grenze von 100.000 Euro eine\r\neffizientere Kapitalbeschaffung.\r\nDer BWE regt somit an, die finanzielle Grenze von 100.000 Euro auf 400.000 Euro zu erhöhen. Diese\r\nneue Obergrenze von 400.000 Euro würde erhebliche Erleichterungen schaffen. In Fällen, in denen ein\r\nProjektierer ein oder zwei Windenergieanlagen zur Verfügung stellt, ermöglicht diese Regelung eine\r\ndeutlich effizientere Kapitalbeschaffung, ohne dass die aufwendige Erstellung eines Verkaufsprospekts\r\nnotwendig ist. Dies trägt zur Entlastung von bürokratischen Hürden bei und erleichtert insbesondere\r\nlokalen, bürgerschaftlich organisierten Projekten den Zugang zu Kapital.\r\nDie Anhebung der Grenze ist somit ein wichtiger Schritt, um die Finanzierung von\r\nBürgerenergieprojekten zu unterstützen und gleichzeitig den Ausbau von Windenergieanlagen zu\r\nfördern. Sie leistet einen Beitrag zur Beschleunigung der Energiewende, indem sie bürgergetragene\r\nProjekte stärkt und deren wirtschaftliche Tragfähigkeit verbessert. Zudem schafft die Erhöhung neue\r\nMöglichkeiten für eine gezieltere Strukturierung der Eigenkapitalbasis, insbesondere bei kleineren\r\nProjekten mit einer Laufzeit von fünf bis sechs Jahren.\r\nKonkret: Der BWE regt an § 2 Absatz 1 Nr. 3 b Vermögensanlagengesetz wie folgt zu ändern\r\n(neuer Text in fett):\r\n(1) Die §§ 5a bis 26 mit Ausnahme von § 18 Absatz 2 und 3 sowie § 19 Absatz 1 Nummer 3 und 4\r\ndieses Gesetzes sind nicht anzuwenden auf\r\n3. Angebote, bei denen\r\nb) der Verkaufspreis der im Zeitraum von zwölf Monaten angebotenen Anteile einer\r\nVermögensanlage im Sinne von § 1 Absatz 2 insgesamt 100 000 400 000 Euro nicht\r\nübersteigt oder (…)\r\n5 von 8\r\n2.2 § 2a VermAnlG – Befreiungen für Schwarmfinanzierungen\r\nIn der Branche ist derzeit eine erhebliche Kostensteigerung bei der Realisierung von Projekten zu\r\nbeobachten, die sich in einem Anstieg der Projektkosten von ca. 30 bis 40 % widerspiegelt. Diese\r\nEntwicklung ist auf verschiedene Faktoren zurückzuführen, darunter steigende Rohstoffpreise, höhere\r\nBau- und Materialkosten sowie wachsende Anforderungen an die Infrastruktur. Angesichts dieser\r\ngestiegenen Kosten ist die im § 2a Absatz 1 VermAnlG festgelegte Grenze zur Befreiung von\r\nSchwarmfinanzierungen in Höhe von 6 Millionen Euro nicht mehr zeitgemäß. Sie reicht in vielen Fällen\r\nnicht aus, um Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien, insbesondere Windenergieanlagen,\r\nangemessen zu finanzieren.\r\nUm sicherzustellen, dass Projekte weiterhin realisierbar bleiben und nicht an unzureichender\r\nFinanzierung scheitern, regt der BWE eine Anhebung der Schwarmfinanzierungsgrenze auf 8 Millionen\r\nEuro an. Dies würde den gestiegenen Projektkosten Rechnung tragen und den Investoren mehr\r\nFlexibilität bei der Kapitalbeschaffung bieten. Eine solche Anpassung wäre ein wichtiger Schritt, um die\r\nwirtschaftliche Tragfähigkeit gerade von Bürgerenergieprojekten zu sichern und den Ausbau\r\nerneuerbarer Energien nicht zu bremsen.\r\nDurch diese Erhöhung des Emissionsvolumens auf 8 Millionen Euro könnten mehr Projekte ohne\r\nzusätzliche bürokratische Hürden realisiert werden, was langfristig zur Beschleunigung der\r\nEnergiewende und zur Erreichung der Klimaziele beiträgt.\r\nKonkret: Der BWE regt an § 2a Absatz 1 Vermögensanlagengesetz wie folgt zu ändern\r\n(neuer Text in fett):\r\n(1) Die §§ 5a, 6 bis 11a, 12 Absatz 1, § 14 Absatz 1 Satz 1 und Absatz 3 Satz 1, die §§ 15a, 17\r\nAbsatz 1 und 2, § 18 Absatz 1 Nummer 2 bis 6, § 19 Absatz 1 Nummer 2, die §§ 20, 21, 23 Absatz\r\n2 Nummer 2 und 4, § 24 Absatz 5 bis 8 und § 25 sind nicht anzuwenden auf Vermögensanlagen\r\nim Sinne von § 1 Absatz 2 Nummer 3 bis 5 und 7, wenn der Verkaufspreis sämtlicher in einem\r\nZeitraum von zwölf Monaten angebotenen Vermögensanlagen desselben Emittenten 6 Millionen\r\n8 Millionen Euro nicht übersteigt; nicht verkaufte oder vollständig getilgte Vermögensanlagen\r\nwerden nicht angerechnet.\r\n6 von 8\r\n2.3 §§ 2d, 2e VermAnlG – Befreiungen für Bürgerenergiegesellschaften\r\nDie bestehenden Befreiungen und Widerrufsrechte von der Prospektpflicht gemäß §§ 2b, 2c und 2d\r\nVermAnlG, die beispielsweise für soziale und gemeinnützige Projekte gelten, bieten bereits wichtige\r\nErleichterungen. An diese Regelungen knüpfen unsere Anregungen für Bürgerenergiegesellschaften an.\r\nDa diese im Bereich der Erneuerbaren Energien eine zentrale Rolle spielen, sollten sie ebenfalls von\r\ndiesen Erleichterungen profitieren, um weiterhin die Akteursvielfalt zu erhalten\r\nDerzeit bestehen deutliche Unstimmigkeiten zwischen den kapitalmarktaufsichtsrechtlichen\r\nBestimmungen des VermAnlG und den energierechtlichen Regelungen des § 3 Nummer 15 EEG. Diese\r\nDiskrepanz liegt insbesondere in der Anforderung, dass Bürgerenergiegesellschaften den Nachweis über\r\neinen Gesellschafterkreis von 50 Personen erbringen müssen. Der § 2 Absatz 1 Nummer. 3 lit. a)\r\nVermAnlG, der bisher für Vermögensanlagen eine Ausnahme vorsah, wenn nicht mehr als 20 Anteile\r\nangeboten wurden, verliert durch die Anhebung der Personenanzahl im EEG von 10 auf 50 Personen\r\nseine Anwendbarkeit für Bürgerenergiegesellschaften.\r\nUm diese Herausforderungen zu erleichtern, schlägt der BWE eine Neuregelung in Form eines neuen\r\n§ 2e des VermAnlG vor, der speziell auf Bürgerenergiegesellschaften nach § 3 Nr. 15 EEG zugeschnitten\r\nist. Gemäß der vorgeschlagenen Regelung sollen nur bestimmte Vorschriften des\r\nVermögensanlagegesetz, vergleichsweise § 2b (Befreiungen für soziale Projekte) und § 2c (Befreiungen\r\nfür gemeinnützige Projekte und Religionsgemeinschaften), für Bürgerenergiegesellschaften gelten,\r\nwährend der Zeitpunkt zur verpflichtenden Veröffentlichung eines Verkaufsprospekts (§ 6 VermAnlG)\r\npraxistauglich verschoben werden soll. Mit der Neuregelung des § 2e soll dem Umstand Rechnung\r\ngetragen werden, dass die kapitalmarktaufsichtsrechtlichen und energierechtlichen Bestimmungen\r\nbislang nicht optimal aufeinander abgestimmt sind. Diese Anpassung ist notwendig, um den\r\nbürokratischen Aufwand für Bürgerenergiegesellschaften zu verringern, diese überhaupt möglich zu\r\nmachen und die e effiziente Umsetzung von Fördermaßnahmen sicherzustellen.\r\nKonkret: Der BWE regt somit einen neuen § 2e VermAnlG an:\r\n§ 2e VermAnlG - Befreiungen für Bürgerenergiegesellschaften:\r\n(1) Auf Vermögensanlagen im Sinne von § 1 Absatz 2 sind die §§ 6 bis 11a, 12 Absatz 1, § 14 Absatz\r\n1 Satz 1 und Absatz 3 Satz 1, die §§ 15a, 17, 18 Absatz 1, § 19 Absatz 1 Nummer 2, die §§ 20, 21,\r\n23 Absatz 2 Nummer 2 und 4, § 24 Absatz 5 bis 8 und § 25 nicht anzuwenden, wenn es sich beim\r\nEmittenten um eine Bürgerenergiegesellschaft gem. § 3 Nr. 15 EEG 2023 handelt. § 2a Absatz 2\r\ngilt entsprechend.\r\n(2) Handelt es sich bei dem Emittenten um eine Bürgerenergiegesellschaft gem. § 3 Nr. 15 EEG\r\n2023, so gilt als öffentliches Angebot im Sinne des § 6, der Zeitpunkt, zu dem der Anleger erstmals\r\nverpflichtet ist, an den Emittenten Zahlungen zu leisten oder sonstige Leistungen zu erbringen.\r\nAbsatz 1 besagt, dass bestimmte Vorschriften des Vermögensanlagengesetzes nicht auf\r\nVermögensanlagen angewendet werden, wenn der Emittent eine Bürgerenergiegesellschaft gemäß § 3\r\nNr. 15 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2023 ist. Die genannten Vorschriften umfassen unter\r\nanderem Regelungen zur Transparenz, Informationspflichten und andere Anforderungen, die\r\n7 von 8\r\nnormalerweise für Vermögensanlagen gelten. Diese Befreiungen sollen die administrative Belastung für\r\nBürgerenergiegesellschaften reduzieren.\r\nAbsatz 2 definiert, was als öffentliches Angebot im Sinne des § 6 VermAnlG gilt, wenn der Emittent eine\r\nBürgerenergiegesellschaft ist. Als Beginn des öffentlichen Angebots gilt der Zeitpunkt, an dem der\r\nAnleger erstmals verpflichtet ist, Zahlungen an die Bürgerenergiegesellschaft zu leisten oder andere\r\nLeistungen zu erbringen\r\nFolgende Anpassungen werden notwendig:\r\nDie Sonderregelung des Zeitpunkts des öffentlichen Angebots bei Bürgerenergiegesellschaften wird\r\nauch beim Beginn der Widerrufsfrist entsprechend berücksichtigt (§ 2d Absatz 2 Satz 5 neu).\r\nKonkret: Der BWE regt an nach § 2d Absatz 3 Satz 4 folgenden Satz 5 anzufügen:\r\nIn Fällen des § 2e VermAnlG (neu) tritt an die Stelle des Vertragsschlusses der Zeitpunkt, zu dem\r\nder Anleger das Vermögensanlagen-Informationsblatt erhalten hat.\r\n8 von 8\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und\r\nzusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen\r\nist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAutorinnen und Ansprechpartnerinnen\r\nChristina Hasse | Fachreferentin Planung und Projektierung | c.hasse@wind-energie.de\r\nJuliane Karst| Justiziarin | j.karst@wind-energie.de\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nArbeitskreis Beteiligung\r\nBürgerwindbeirat\r\nDatum\r\n13. September 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012191","regulatoryProjectTitle":"Änderung des EnWG und EEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/22/a3/356515/Stellungnahme-Gutachten-SG2409230020.pdf","pdfPageCount":30,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nNovellierung EnWG/EEG\r\nGesetzentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung vom 27.08.2024\r\nSeptember 2024\r\n2 von 30\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 4\r\n3 Netzanschluss ............................................................................................................. 5\r\n3.1 Stellungnahme zu den Änderungen in EnWG und EEG ....................................................................... 5\r\n3.2 Über den Gesetzentwurf hinaus: Vorschlag zur Überbauung von Netzverknüpfungspunkten ........ 10\r\n4 Energy Sharing .......................................................................................................... 11\r\n4.1 Stellungnahme zum § 42c EnWG (neu) (Ref-E) .................................................................................. 11\r\n4.2 Änderungsvorschläge zur Integration der Windenergie durch Energy Sharing ................................. 12\r\n5 Beteiligung und Bürgerenergie .................................................................................. 16\r\n5.1 Stellungnahme zur Streichung fiktiver Strommengen in § 6 EEG (Ref-E) .......................................... 16\r\n5.2 Stellungnahme zur Beteiligung von Gemeinden und Bürgern nach § 22b EEG Abs. 6 (Ref-E) ......... 17\r\n5.3 Über den Gesetzvorschlag hinaus: Vorschläge zu Bürgerenergie und zu Transparenz ..................... 18\r\n6 Planung .................................................................................................................... 20\r\n6.1 § 99a EEG (Ref-E) – Fortschrittsbericht zu Nutzungskonkurrenzen ................................................... 20\r\n6.2 Duldungspflichten brauchbar machen ............................................................................................... 21\r\n7 Anlagenbetrieb ......................................................................................................... 23\r\n7.1 Stellungnahme zur Redispatch-Regelung in §§ 13a, 14 EnWG .......................................................... 23\r\n7.2 Über den Gesetzentwurf hinaus: Vorschlag zur Entschärfung der BNK-Problematik im EEG ........... 23\r\n8 Geschäftsmodelle und Vergütung ............................................................................. 26\r\n8.1 Stellungnahme zur Anpassung des Vergütungsbeginns nach § 36i EEG (Ref-E) ............................... 26\r\n8.2 Über den Gesetzentwurf hinaus: Vorschläge zur Stromdirektbelieferung und zum Umgang mit negativen Strompreisen .............................................................................................................. 26\r\n8.3 Stromdirektbelieferungen häufiger ermöglichen .............................................................................. 26\r\n3 von 30\r\n1 Einleitung\r\nDas erfolgreiche Voranschreiten der Energiewende bringt an vielen Stellen neue technische Herausfor-derungen zutage, die einen kurzfristigen legislativen Anpassungsbedarf nach sich ziehen. Besonders das Thema Netze hat sich zu einem zentralen Handlungsfeld entwickelt, das neue Lösungen erfordert – ins-besondere in Bezug auf Verwaltungsprozesse, um der Dynamik des Ausbaus nicht nur der Windenergie, sondern aller Erneuerbaren Energien gerecht zu werden.\r\nVor diesem Hintergrund ist der Bundesverband WindEnergie (BWE) dankbar, dass das Bundesministe-rium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) mit dem vorliegenden Referentenentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulie-rung insbesondere dem Thema Netzanschlüsse Aufmerksamkeit widmet, aber auch zahlreiche beste-hende Herausforderungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mit zielführenden Anpassungen adressiert. Diese Vereinfachungen, Vereinheitlichungen und Korrekturen verbessern die Planbarkeit für projektierende Unternehmen sowie Netzbetreiber und treiben den Ausbau der Erneuerbaren weiter voran. Der BWE möchte den vorliegenden Entwurf daher ausdrücklich loben.\r\nPositiv hervorzuheben sind im vorliegenden Entwurf insbesondere die Beschleunigung der Netzan-schlussverfahren durch Digitalisierung sowie mehr Transparenz und Verbindlichkeit im Prozess. Die Ein-führung eines Kapazitätsreservierungsmechanismus ist ein wichtiger Schritt in die richtige Richtung. Al-lerdings sollten dabei auch Speicher und weitere Flexibilitäten umfassend berücksichtigt werden. Ge-wünscht hätte sich der BWE auch ein Aufgreifen der konkreten Vorschläge des Bundesverbandes Er-neuerbare Energien (BEE) zur Überbauung der Kapazität von Netzverknüpfungspunkten, die noch im Rahmen dieser Novellierung des EnWG/EEG adressiert werden sollten. Aufgrund der kurzfristigen Be-schleunigungswirkung sollte der Vorschlag vor Kabinettsbeschluss eingearbeitet werden oder dem Bun-destag zu einem späteren Zeitpunkt in Form einer Formulierungshilfe vorgelegt werden.\r\nDer BWE begrüßt zudem den geplanten Rahmen für die Länderöffnungsklausel zur finanziellen Beteili-gung von Kommunen und Bürger*innen, der mit einem Cap von 0,3 ct/kWh einem finanziellen Bench-marking unterliegen soll. Dies ermöglicht einen fairen Wettbewerb innerhalb der Ausschreibungen und kann zu einer schrittweisen Vereinheitlichung der Beteiligungsgesetze führen.\r\nÜber den bestehenden Entwurf hinaus regt der BWE kurzfristige Anpassungen im EEG an, um Direktbe-lieferungen für die Industrie zu ermöglichen und eine Transparenzpflicht bei der kommunalen Beteili-gung nach § 6 EEG einzuführen. Beide Vorschläge sind zukunftsorientiert und ohne Belastung öffentli-cher Haushalte kurzfristig umsetzbar. Formulierungshilfen hat der BWE vorgelegt.\r\nIn Bezug auf das im Rahmen der im August beschlossenen Wachstumsinitiative für Deutschland vorge-zogene Ende der Vergütung von negativen Strompreisen („4-Stunden-Regel“), für die im EEG bereits ein schrittweises Auslaufen gesetzlich verankert war, bittet der BWE um eine Neubewertung. Von einer Aufnahme in den vorliegenden Gesetzentwurf sollte abgesehen werden. Solche kurzfristigen Anpassun-gen, die reale finanzielle Auswirkungen auf Windenergieanlagen in der Projektierung oder im Bau haben können, unterminieren das Vertrauen in einen stabilen gesetzlichen Rahmen, der für Unternehmen un-erlässlich ist.\r\nVor einem Kabinettsbeschluss sollten daher noch Nachbesserungen erfolgen. Auf diese Punkte gehen wir im Einzelnen in dieser Stellungnahme ein.\r\n4 von 30\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\nDer BWE begrüßt:\r\n•\r\nDie angestrebte Beschleunigung der Netzanschlussverfahren durch mehr Transparenz und Verbindlichkeit im Prozess.\r\n•\r\nDie Anpassung des Vergütungsbeginns von EE-Anlagen an ihre Realisierungsfristen.\r\n•\r\nDie Möglichkeit eines Wahlrechts bei der Beteiligung von Gemeinden und Bürger*innen sowie die konkrete Ausgestaltung dieser Option, insbesondere die Festlegung einer Benchmark sowie die Bezugnahme auf § 6 EEG.\r\nDer BWE kritisiert:\r\n•\r\nDie absehbare Verspätung bei der Veröffentlichung des neuen Kapazitätsreservierungs-mechanismus, welcher ursprünglich für den 1. Januar 2025 geplant war und von der Branche dringend gebraucht wird.\r\n•\r\nDie geplante Abschaffung des Fortschrittsberichts.\r\nDer BWE empfiehlt:\r\n•\r\nStromdirektbelieferungen häufiger zu ermöglichen, durch die Abschaffung des Kriteriums der räumlichen Nähe.\r\n•\r\nDas wirksame Anreizen von Flexibilitäten, vor allem von Speichern und Elektrolyseuren, wie auch die Umstellung auf ein mengenbasiertes Fördersystem, um mit diesen beiden Maßnahmen Phasen negativer Spotmarktpreise zu minimieren.\r\n•\r\nDie Anpassung der Energy Sharing-Regelung, damit auch die Windenergiebranche an diesem wichtigen Modell partizipieren kann.\r\n•\r\nDie Aufnahme von Hubschraubertiefflugstrecken und Radarführungsmindesthöhen als militärische Nutzungskonkurrenzen in den Fortschrittsbericht.\r\n•\r\nDie Einführung einer Transparenzregelung, die Gemeinden dazu verpflichtet, den Umfang erhaltener Zahlungen nach § 6 EEG zu veröffentlichen.\r\n•\r\nDie Schaffung gesetzlicher Rahmenbedingungen für die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten.\r\n5 von 30\r\n3 Netzanschluss\r\n3.1 Stellungnahme zu den Änderungen in EnWG und EEG\r\n3.1.1 Grundsätzliche Bewertung der formulierten Regelungen\r\nDer BWE begrüßt die Vorschläge des BMWK zur Beschleunigung des Netzanschlusses. Mittels Standar-disierung und Digitalisierung können hier wesentliche Fortschritte erzielt werden.\r\nViele Punkte des Referentenentwurfs (Ref-E), auf den wir hier Bezug nehmen, sind im Vergleich zu dem am 6. Mai 2024 veröffentlichten Regelungsentwurf unverändert. Daher verweisen wir an dieser Stelle auf die gemeinsame Stellungnahme des BEE1 wie auch auf das Positionspapier zur Netzanschlussbe-schleunigung aus dem BWE2.\r\nDarüber hinaus werden an dieser Stelle die Vorschläge zur unverbindlichen Netzanschlussauskunft, zu den verbindlichen Fristen im Auskunftsverfahren, zur Plattform sowie zum Kapazitätsreservierungsme-chanismus im Detail bewertet.\r\n3.1.2 § 17a EnWG (Ref-E) – Einführung einer unverbindlichen Netzanschlussauskunft\r\nDer durch das BMWK im Branchendialog zur Beschleunigung von Netzanschlüssen (BraBeNa) einge-brachte Vorschlag einer unverbindlichen Netzanschlussauskunft soll über den neu einzuführenden § 17a EnWG und den neu einzusetzenden § 14e Absatz 2a EnWG realisiert werden. So sollen Verteil-netzbetreiber (VNB) mit Inkrafttreten des Gesetzes verpflichtet werden, Online-Tools bereitzustellen, die eine schnelle und rechtlich unverbindliche Auskunft zu Netzverknüpfungspunkten (NVP) ermögli-chen. Wirkungsbeginn ist zwei Jahre nach Inkrafttreten des Gesetzes. Weiter soll über eine gemeinsame Internetplattform der VNB auf die Internetseite des jeweils zuständigen Netzbetreibers geleitet werden.\r\nDie bisherige Praxis sieht i. d. R. ein vollständiges Netzanschlussbegehren vor, um mögliche NVP sowie die mit dem Anschluss einhergehenden Kosten zu ermitteln. Jedoch stehen gerade bei Vorhabenbeginn entscheidende Parameter wie eine wirtschaftlich optimale Anlagengröße oder der Standort noch nicht fest. Die rechtlich unverbindliche Auskunft gibt den VNB mehr Raum für transparente Netzdaten, die Netzanschlussprozesse insgesamt beschleunigen können.\r\nDer BWE begrüßt die hier vorgeschlagene Möglichkeit einer standardisierten unverbindlichen Voran-frage und schätzt das Verfahren grundsätzlich als sachgerecht ein. Notwendig sind hier aber erneut eine frühzeitige Umsetzung sowie eine Standardisierung der Art und Weise, wie die Netzanschlussbegehren bei den Netzbetreibern gestellt werden können, um insbesondere das bundesweite Projektgeschäft zu vereinfachen.\r\n1 BEE (2024): Stellungnahme zur Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussverfahrens. LINK. Abgerufen am 10.09.2024.\r\n2 BWE (2024): Netzintegration von Windenergieanlagen. LINK. Abgerufen am 10.09.2024.\r\n6 von 30\r\nZu § 17a Abs. 1 EnWG (Ref-E) – Veröffentlichung von Netzanschlusskapazitäten\r\nDie digitale Veröffentlichung von verfügbaren und reservierten Netzanschlusskapazitäten durch die VNB kann die Transparenz über bestehende Netzanschlussmöglichkeiten erhöhen und insbesondere in Kom-bination mit dem neu eingeführten einheitlichen Mechanismus zur Kapazitätsreservierung die Pla-nungsprozesse von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) erleichtern. Der BWE begrüßt das Vor-haben, betont jedoch die Notwendigkeit einer einheitlichen standardisierten Programmierschnittstelle (API) – nicht nur für die unverbindliche Netzauskunft nach Absatz 2, sondern auch für die Veröffentli-chung der Kapazitäten. Der BWE empfiehlt außerdem, zur Klarstellung nicht nur die Umspannebenen, sondern auch die Hochspannungsebene und Mittelspannungsebene explizit in Absatz 1 aufzuführen.\r\nZu § 17a Abs. 2 EnWG (Ref-E) – Unverbindliche Netzanschlussauskunft\r\nDie Einführung schneller und juristisch unverbindlicher Netzanschlussauskünfte sieht der BWE sehr po-sitiv, betont jedoch die Notwendigkeit einer frühzeitigen Umsetzung und einer Standardisierung der Netzanschlussanfragen, um das bundesweite Projektgeschäft zu erleichtern. Weiterhin wird als positiv bewertet, von den Netzbetreibern Informationen über nahe gelegene und weiter entfernte NVP einer geeigneten Spannungsebene zu erhalten. Der BWE merkt an, dass neben der „geeigneten Spannungs-ebene“, in der Praxis meist die Mittelspannungsebene, auch Auskünfte über die nächsthöheren Span-nungsebenen sinnvoll sind. Im Sinne transparenter Netzdaten erlaubt dies den Anschlusspetenten eine präzise Einschätzung des gesamtwirtschaftlich günstigsten NVP und trägt so zu der effizienten Nutzung der Stromverteilnetze und dem beschleunigten Netzanschluss von EE-Anlagen bei. Weiterhin begrüßen wir, dass durch den § 17a EnWG (Ref-E) auch geregelt wird, dass Netzbetreiber die voraussichtlichen Kosten für die jeweilige Anbindungsleitung schätzen und die Daten in dem Online-Tool monatlich aktu-alisiert werden müssen.\r\nZu § 17a Abs. 3 bis 5 EnWG (Ref-E) – API zur Datenübertragung\r\nDer BWE begrüßt die Implementierung einer API zur Übermittlung der in Absatz 2 definierten Angaben. Insbesondere für bundesweit tätige Anschlussbegehrende bringt die nahtlose Integration der Daten in ihre IT-Infrastruktur eine beträchtliche Zeit- und Kostenersparnis. Dafür ist es empfehlenswert, ein zent-rales Online-Tool einzuführen, um den Prozess von Beginn an zu vereinheitlichen. Dieses Online-Tool könnte auf der zentralen Internetplattform nach § 20b EnWG platziert werden. Im Hinblick auf die Ent-wicklung von einheitlichen Inhalten und Formaten der Prognose, der Kostenschätzung sowie der Pro-grammierschnittstellen empfiehlt der BWE, Branchenverbände der Erneuerbaren Energien miteinzube-ziehen.\r\n3.1.3 § 17 Abs. 5 bis 7 und § 21a EnWG (Ref-E) – Verbindliche Fristen im Netzanschlussverfahren\r\nUm das Netzanschlussverfahren zu vereinheitlichen und zu vereinfachen, sieht der Entwurf des BMWK universelle und verbindliche Fristen im Netzanschlussverfahren vor. Diese sollen durch eine Erweiterung des EnWG qua Anpassung der §§ 17 Absatz 5 bis 7, 18 Absatz 4 sowie 21a Absatz 3 Satz 3 Nummer 5 EnWG und des EEG durch § 8 EEG umgesetzt werden.\r\nBisher gibt es nur partiell gesetzliche Fristen zur Übermittlung von Netzanschlusszusagen. So zum Bei-spiel für EE-Anlagen in § 8 EEG, die durch die starke Zunahme der Anschlussbegehren oftmals nicht von den zuständigen VNB eingehalten werden können. Fehlende Rückmeldungen der VNB und redundante\r\n7 von 30\r\nKommunikationsschleifen verzögern die Netzanschlussprozesse von EE-Anlagen unnötigerweise. Sie sind ein deutliches Symptom mangelnder Standardisierung und Verbindlichkeit. Außerdem bleibt das Nichteinhalten von Fristen ein zentrales Problem beim Netzanschlussprozess, da es meist folgenlos für die Netzbetreiber bleibt und zulasten der Anschlusspetenten geht.\r\nDer BWE bewertet die Initiative des BMWK daher als überwiegend sachgerecht und positiv. Universelle Fristen im Netzanschlussverfahren, die Digitalisierung und Standardisierung der Netzanschlussbegehren und Transparenz über deren Bearbeitungsstand können den Netzanschluss von EE-Anlagen deutlich be-schleunigen. Der BWE begrüßt die in § 21a Absatz 3 Satz 3 Nummer 5 (Ref-E) vorgesehenen Möglich-keiten, die Nichteinhaltung von Prozessen und Fristen zu sanktionieren, und betont die Wichtigkeit, die Sanktionierungsmöglichkeiten der Bundesnetzagentur (BNetzA) konkreter auszugestalten, um den ge-wünschten Anreiz zu schaffen.\r\nZu § 17 Abs. 5 EnWG (Ref-E) – Mehr Transparenz im Verfahren\r\nDie Verpflichtung der Netzbetreiber zu mehr Transparenz über den Bearbeitungsstand des Anschluss-begehrens wird als positiv bewertet. Der BWE empfiehlt, die regelmäßige Aktualisierung des Anschluss-begehrens nach Absatz 5 über die Übergangsfrist hinaus auf die Regelung nach Absatz 6 auszuweiten. (Aktuell bis 01.01.2026, wenn Absatz 6 in Kraft tritt.)\r\nZu § 17 Abs. 6 EnWG (Ref-E) – Einheitliches Verfahren zur Stellung von Netzanschlussverfahren\r\nDer BWE begrüßt die Einführung eines einheitlichen Verfahrens zur Stellung von Netzanschlussverfah-ren. Es ist positiv zu bewerten, dass durch die Verfahrensvereinheitlichung der Prozess des Netzan-schlussverfahrens insgesamt beschleunigt werden soll. Diese Beschleunigung funktioniert jedoch nur, wenn Netzbetreiber und Anschlusspetenten von demselben transparenten Fristbeginn ausgehen. Die nach § 17 Absatz 6 Satz 1 und 2 EnWG (Ref-E) verlangten Angaben sollten so umfassend, detailliert und spezifisch wie möglich ausgestaltet und veröffentlicht werden, damit Anschlussbegehrende den Anfor-derungsumfang an Netzanschlussbegehren eindeutig nachvollziehen können. Auf diese Weise können sie die benötigten Unterlagen vollständig einreichen und vermeidbare Kommunikationsschleifen kön-nen reduziert werden, was den gesamten Prozess beschleunigen und beide Seiten entlasten kann.\r\nAuch die klaren Fristen zur Einforderung und Nachreichung von fehlenden Dokumenten beim Netzan-schlussbegehren sind positiv zu bewerten. Die Verpflichtung zur umfangreichen Information im Falle einer Ablehnung des Netzanschlusses ist zu begrüßen, sollte jedoch um die Angabe einer verfügbaren, eventuell geringeren Netzanschlusskapazität erweitert werden, um zum Beispiel eine flexible Einspei-sung zu ermöglichen. Der BWE weist darauf hin, dass dies mit der Umsetzung der EU-Richtlinie 2024/1711 (Änderungen der Richtlinie [EU] 2019/944 Artikel 6a Flexible Netzanschlussverträge) verein-bar wäre.\r\nZu § 21a Abs. 3 Satz 3 Nr. 5 EnWG (Ref-E) – Qualitätsvorgaben der BNetzA\r\nDer BWE begrüßt insbesondere, dass die BNetzA Qualitätsvorgaben für Netzbetreiber festlegen kann, die bei der Nichteinhaltung von Fristen und Prozessen zu Abschlägen führen können, da fehlende Kon-sequenzen bei der Vernachlässigung von Fristen, die zulasten der Anschlusspetenten gehen, ein zentra-les Problem bei Netzanschlussprozessen darstellen. Der BWE merkt jedoch an, dass dieser Paragraf wei-terer Ausgestaltung bedarf. So sollte der Gesetzentwurf beinhalten, dass die BNetzA eine zentrale Stelle zur Meldung von Fristverstößen benennt und veröffentlicht, an die sich Anschlussbegehrende bei\r\n8 von 30\r\nPflichtverstößen der VNB wenden können. Zudem müssen Kriterien bestimmt werden, wann und wie hoch die Sanktionierung bei welchen Vergehen anfällt. Dies führt zu Transparenz und einer erfolgrei-chen Umsetzung der Regelung in § 21a Absatz 3 Satz 3 Nummer 5 EnWG (Ref-E). Die Sanktionierungen sollten in einer derartigen Höhe gestaltet werden, dass starke Anreize für die Fristeinhaltung entstehen und sich die positive Lenkungswirkung des gesamten Gesetzespakets so entfalten kann.\r\n3.1.4 § 20b EnWG (Ref-E) – Zentrale Internetplattform für Datenaustausch beim Netzanschluss\r\nDer Entwurf des BMWK zielt darauf ab, eine gemeinsame und bundesweit einheitliche, zentrale Inter-netplattform für den Datenaustausch im Zusammenhang mit der Abwicklung des Netzzugangs zu etablieren. Die Verpflichtung der VNB zur Entwicklung und zum Betrieb dieser Internetplattform sowie konkrete Anforderungen an bereitzustellende Daten, Informationen und Anwendungsbeispiele sind im neu einzuführenden § 20b EnWG aufgeführt. Dieser sieht die Errichtung und Betreibung einer bundes-weit einheitlichen Internetplattform ab 1. Juli 2025 vor, sodass der Zugang für diverse Endnutzer spä-testens ab 1. Juli 2026 gewährleistet wird.\r\nDer BWE begrüßt die Schaffung einer bundesweit einheitlichen Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs ausdrücklich, da sie im Sinne von Standardisierung, Digitalisierung und Automatisie-rung zur notwendigen Beschleunigung von Netzanschlussprozessen beiträgt. Einige Aspekte aus der Ge-setzesbegründung sind besonders zu begrüßen. So soll die Internetplattform auch eine automatisier-bare Zugangsmöglichkeit, beispielsweise über eine standardisierte Programmierschnittstelle (API), bie-ten. Außerdem wird eine Schnittstelle in den Raum gestellt, die die gemeinsame Nutzung der Internet-plattform „mit den Plattformen der Netzbetreiber zur Übermittlung von Netzanschlussbegehren (Netz-anschlussportalen) ermöglicht“. Diese Initiative begrüßt der BWE sehr, da so Doppelstrukturen vermie-den werden. Zudem trägt sie dazu bei, die Vereinheitlichung und Digitalisierung vom Netzanschlusspro-zess insgesamt deutlich zu beschleunigen, und führt zu einer langfristigen Entlastung der VNB und der Anschlussbegehrenden. An dieser Stelle empfiehlt der BWE, Netzanschlussbegehren in die (bisher exemplarischen) Anwendungsbeispiele nach Absatz 2 aufzunehmen.\r\n3.1.5 § 8a EEG (neu) (Ref-E) – Kapazitätsreservierungsmechanismus\r\nBewertung eines standardisierten Kapazitätsreservierungsmechanismus\r\nDas BMWK schlägt in dem neu einzuführenden § 8a EEG (Ref-E) und zu erweiternden § 85 Absatz 1 Nummer 3 EEG (Ref-E) einen standardisierten Kapazitätsreservierungsmechanismus vor, um die Trans-parenz über verfügbare Netzkapazitäten zu erhöhen und den Reservierungsablauf zu vereinheitlichen.\r\nInsgesamt begrüßt der BWE die Einführung und Standardisierung des Kapazitätsreservierungsmecha-nismus sehr. Derzeit sind Netzbetreiber dazu verpflichtet, alle Netzanschlussanfragen einzeln zu prüfen. Das führt zu einer erheblichen Überlastung der Netzbetreiber. Ein geregelter Mechanismus kann Abhilfe schaffen und trägt erheblich zur Planungs- und Investitionssicherheit bei, ohne Kapazitäten unnötig durch unkonkrete Projekte zu blockieren. Flankiert durch die unverbindliche Netzauskunft und verbind-liche Fristen im Netzanschlussverfahren können die Umsetzungsrate von Projekten deutlich erhöht und der prozessuale Aufwand für VNB und Anschlussbegehrende reduziert werden. Der BWE empfiehlt die-sen sinnvollen Reservierungsmechanismus, bereits bis zum 1. Januar 2025 umzusetzen – in Überein-\r\n9 von 30\r\nstimmung mit den Ergebnissen aus dem BraBeNa. Außerdem weist der BWE darauf hin, die heteroge-nen Genehmigungs- und Nachweisprozesse im Sinne einer flexiblen und technologieoffenen Umsetzung des Reservierungsmechanismus zu beachten.\r\nZu § 8a Abs. 1 EEG (Ref-E) – Verbindliches Vorhalten von Netzanschlusskapazität\r\nDas verbindliche Vorhalten von angefragter Netzanschlusskapazität in Abhängigkeit von nachgewiese-nen Projektfortschritten sowie die Einführung einzelner Reservierungsabschnitte entspricht den Ausar-beitungen aus dem BraBeNa und wirkt konsistent.\r\nZu § 8a Abs. 2 EEG (Ref-E) – Kriterien für den Reservierungsmechanismus\r\nDer BWE begrüßt, dass objektive, transparente und diskriminierungsfreie Kriterien für den Reservie-rungsmechanismus, differenziert nach Anlagentyp, eingeführt werden sollen. Bezogen auf die Dauer der einzelnen Reservierungsabschnitte empfiehlt der BWE, die Regelungen zu konkretisieren, um den großen Interpretationsspielraum von sechs Monaten bis zu zwei Jahren zu begrenzen und so für mehr Planungssicherheit zu sorgen. Außerdem gilt es, Verzögerungen des Projektfortschritts, die nachweislich nicht in der Schuld der Anschlussbegehrenden liegen, zu berücksichtigen und für jeden Abschnitt ein-malige, anlassbezogene und sachgerechte Verlängerungen zu ermöglichen. So kann verhindert werden, dass unverschuldete Versäumnisse eines sechsmonatigen Reservierungsabschnitts zum Verlust der Ka-pazitätsreservierung führen und ein fortgeschrittenes Projekt nicht realisiert werden kann.\r\nZu § 8a Abs. 3 EEG (Ref-E) – Bestätigung der Kriterien durch BNetzA\r\nDer BWE begrüßt, dass die BNetzA die von den VNB vorgelegten Kriterien zum Reservierungsmechanis-mus bestätigen soll und Änderungen verlangen kann. Die ursprüngliche Frist von neun Monaten sowie die zweimonatige Änderungsfrist sind nachvollziehbar. Allerdings sollten diese Kriterien nicht einseitig durch die VNB festgelegt werden dürfen, da die Berücksichtigung der Umsetzbarkeit durch den An-schlusspetenten so nicht gewährleistet werden kann. Der BWE empfiehlt daher, die Branchenverbände und Anschlussbegehrenden, einschließlich der Projektentwickler, in die Bewertung der Kriterienvor-schläge der VNB miteinzubeziehen, um eine sinnvolle und praxisnahe Grundlage zu schaffen. Beispiels-weise merkt die Branche an, dass die bisher vorgeschlagenen Nachweise für Projektfortschritte (be-hördliche Genehmigungen, Vorbescheide, Finanzierungszusagen o. Ä.) in den meisten Fällen nicht bin-nen der Reservierungsabschnitte vorgelegt werden können. Insbesondere im Windbereich dauert die Projektrealisierung in den meisten Fällen vier Jahre und länger. Bei der Errichtung von Umspannwerken, die auf einer Eigeninitiative beruhen, sind die Bestellzeiten oft länger als die maximal eingeräumten zwei Jahre.\r\nZu § 8a Abs. 4 EEG (Ref-E) – Erster Projektfortschritt\r\nDer Gesetzentwurf schafft den Rahmen, den ersten Projektfortschritt bereits mit Übermittlung der Netzverträglichkeitsprüfung einzureichen und die Reservierung der angefragten Netzanschlusskapazität bereits mit Versendung der Ergebnisse der Netzverträglichkeitsprüfung beginnen zu lassen. Dies ist pra-xisnah und begrüßenswert.\r\nZu § 8a Abs. 5 EEG (Ref-E) – Umsetzungszeitraum definieren\r\nDer BWE empfiehlt vor dem Hintergrund der Ergebnisse des BraBeNa, die Umsetzung des Kapazitätsre-servierungsmechanismus schnellstmöglich unter Einbindung der EE-Branche zu definieren. So kann die\r\n10 von 30\r\nPlanungs- und Investitionssicherheit bereits frühzeitig für zukünftige Projekte erhöht und der prozessu-ale Aufwand für VNB und Anschlussbegehrende reduziert werden.\r\nZu § 85 EEG (Ref-E) – Kompetenzerweiterung BNetzA\r\nIm Zusammenhang mit dem neu einzuführenden Kapazitätsreservierungsmechanismus sieht der BMWK-Entwurf eine Ergänzung der Aufgaben der BNetzA nach § 85 EEG vor. Diese trägt der BNetzA auf, zusätzlich zur Überwachung des Netzanschlusses von EE-Anlagen nach § 8 EEG auch die Reservie-rungen von Netzanschlusskapazitäten durch Netzbetreiber nach § 8a EEG zu überwachen. Der BWE be-grüßt die Aufgabenerweiterung der BNetzA und merkt an, dass die Branchenverbände der Erneuerba-ren in die Kriterienentwicklung für den Reservierungsmechanismus miteinbezogen werden sollten (siehe Anmerkung zu § 8a EEG).\r\n3.2 Über den Gesetzentwurf hinaus: Vorschlag zur Überbauung von Netzverknüpfungspunkten\r\nDer BWE begrüßt die dringend notwendige Beschleunigung von Netzanschlüssen von EE-Anlagen.\r\nDavon unbenommen ist die sich verschärfende Diskrepanz zwischen EE-Ausbau und Stromnetzausbau. Vor diesem Hintergrund weisen wir erneut auf die Vorteile der Überbauung von NVP hin. Durch die effizientere Nutzung bestehender Netzinfrastruktur kann die Energiewende als Ganzes beschleunigt und deren Kosten reduziert werden – sowohl für den Staatshaushalt als auch die Endverbraucher*in-nen. Unter anderem werden die notwendige Bezuschussung von erneuerbarem Strom durch Spit-zenlastverschiebung und die Netzentgelte durch geringere Netzkosten und Preisspitzen (Spotpreise) ge-senkt, wie in der NVP-Studie3 des BEE detailliert nachzulesen ist. Ebenfalls Teil der Studie ist ein detail-lierter Regelungsvorschlag, der die Einbettung der Netzüberbauung in das Energiewirtschaftsgesetz im Detail beschreibt.4\r\n3 BEE (2024): Studie zu Netzverknüpfungspunkten. LINK. Abgerufen am 10.09.2024.\r\n4 Ebenda, Seite 81ff.\r\n11 von 30\r\n4 Energy Sharing\r\n4.1 Stellungnahme zum § 42c EnWG (neu) (Ref-E)\r\nWir begrüßen die Umsetzung der europäischen Vorgabe zur Förderung des Energy Sharings ausdrück-lich. Die Einführung einer solchen Regelung stellt einen wichtigen Schritt in Richtung einer dezentralen und nachhaltigen Energieversorgung dar, die es verschiedenen Akteuren ermöglicht, aktiv am Energie-markt teilzunehmen.\r\nDas Recht auf Energy Sharing wird im Artikel 15a der europäischen Strombinnenmarktrichtlinie klar de-finiert und mit den entsprechenden Rechten und Pflichten versehen. Dies schafft Transparenz und Rechtssicherheit für alle Beteiligten und legt die Grundlage für eine gerechte und nachhaltige Energie-zukunft. Konkret gibt die Richtlinie Folgendes vor: Die Mitgliedstaaten sollen sicherstellen, dass alle Haushalte, kleine und mittlere Unternehmen, öffentliche Einrichtungen und, sofern ein Mitgliedstaat dies beschlossen hat, auch andere Kategorien von Endkunden das Recht haben, sich auf diskriminie-rungsfreie Weise innerhalb derselben Gebotszone oder innerhalb eines von diesem Mitgliedstaat fest-gelegten engeren geografischen Gebiets als aktive Kunden an der Nutzung produzierter erneuerbarer Energie zu beteiligen. Darüber hinaus sind im Gesetzentwurf Verpflichtungen für die EU-Mitgliedstaaten vorgesehen, die sicherstellen, dass diese Regelungen konsequent umgesetzt werden und so einen har-monisierten Binnenmarkt für Energie schaffen.\r\nAllerdings hatte die EU bereits eine Umsetzungsfrist bis Mitte 2021 gesetzt, die leider nicht eingehalten wurde. Dies verzögerte die dringend notwendige Schaffung eines Rechtsrahmens, der eine breit ange-legte Beteiligung an Energy Sharing ermöglichen soll.\r\nDer vorliegende Gesetzentwurf § 42c EnWG (Ref-E) – Gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Erneuerbaren Energien bildet die Grundlage für die Umset-zung des Energy Sharings in deutsches Recht. Dabei bestehen, wie auch die Gesetzesbegründung aus-führt, noch viele ungeklärte wichtige Punkte. Diese Lücken können die Anwendbarkeit und somit den Nutzen von Energy Sharing erheblich einschränkt. Besonders kritisch ist, dass die Windenergiebranche aufgrund der gegenwärtigen Ausgestaltung in ihren Partizipationsmöglichkeiten stark begrenzt ist und nur unter erschwerten Bedingungen oder gar nicht an Energy Sharing teilnehmen kann.\r\nTrotz der teilweise positiven Ansätze im Gesetzentwurf ist es aus unserer Sicht unerlässlich, sicherzu-stellen, dass alle relevanten Akteure angemessen berücksichtigt und gleichzeitig die offenen Fragen ge-klärt werden. Wir regen eine größtmögliche Teilhabe am Energy Sharing an, um das volle Potenzial von Energy Sharing auszuschöpfen. Die nachfolgenden Vorschläge, die wir im Folgenden machen, basieren auf dem Positionspapier „Eckpunkte eines Energy Sharing Modells“5 des BEE.\r\n5 BEE (2023): Eckpunkte eines Energy Sharing Modells. LINK. Abgerufen am 09.09.2024.\r\n12 von 30\r\n4.2 Änderungsvorschläge zur Integration der Windenergie durch Energy Sharing\r\n4.2.1 § 42 Abs. 7 EnWG (Ref-E) – Ausnahmefälle\r\nDer BWE bewertet als positiv, dass die Reduktion der reinen Pflichten von § 5 und der §§ 40 bis 42 für Kleinstprojekte im Energy Sharing im Gesetzentwurf unter Absatz 7 aufgenommen wurde. Dies stärkt die gerade für die EE-Branche wichtige Akteursvielfalt.\r\n4.2.2 § 42c Abs. 3 EnWG (Ref-E) – Regelzonen\r\nDerzeit sieht der Gesetzentwurf vor, dass die Betreiber von Verteilnetzen sicherstellen, dass die gemein-same Nutzung von Energie nach Absatz 1\r\n(1)\r\nab dem 1. Juni 2026 innerhalb des Bilanzierungsgebiets eines Elektrizitätsverteilnetzbetreibers und\r\n(2)\r\nab dem 1. Juni 2028 innerhalb des Bilanzierungsgebiets eines Elektrizitätsverteilnetzbetreibers sowie in dem Bilanzierungsgebiet eines direkt angrenzenden Verteilnetzbetreibers in derselben Regelzone ermöglicht wird.\r\nDies ist ebenso im Rahmen der Vorgaben für den Netzzugang zu berücksichtigen.\r\nDiese Definition bewerten wir als zu eng. Sie bildet nicht die Unterschiedlichkeit von Netzgebieten und den daraus resultierenden Anforderungen ab. Stattdessen schlagen wir einen Radius von 50 km um die Erzeugungsanlage vor. Die Argumente hierfür führen wir in den folgenden Abschnitten aus:\r\nNetzgebietsgröße\r\n•\r\nWährend einige Netzgebiete nur eine Fläche in der Größe eines Dorfs oder einer kleineren Stadt haben, verfügen die größeren Bundesländer über Netzgebiete, die bis zu 10 Prozent Gesamtdeutschlands entsprechen. Es wird offensichtlich, dass dies eine starke Ungleichbehandlung für Personen in kleineren Netzgebieten darstellt und die Akzeptanz der Regelung untergräbt.\r\nNetzgebietsränder\r\n•\r\nEine weitere Herausforderung liegt an den Rändern solcher Netzgebiete. Während die Erneuerbare Anlage sichtbar für bestimmte Endkunden in der Region wäre (bei modernen Windenergieanlagen sind es bis zu 5 km), können mitunter selbst ein paar Hundert Meter entscheiden, ob Endkunden diese nutzen können.\r\nEinschränkung auf „eigenes Netzgebiet und angrenzendes Netzgebiet“\r\n•\r\nIn Regionen mit vielen kleinen Bilanzierungsgebieten ist eine praktische Umsetzung des Energy Sharings kaum möglich bzw. mit deutlich höheren Kosten verbunden. Die Gründe hierfür liegen sowohl im fehlenden Portfolioeffekt in räumlicher Ebene als auch in der Anzahl der beteiligten Projekte und Endkunden.\r\n•\r\nZudem stellt sich die Frage, was unter EEG § 42e Absatz 3 Punkt 2 (Ref-E) mit dem Begriff „direkt angrenzend“ gemeint ist. Bezieht sich dies auf eine räumliche direkte Anbindung (horizontale Verbindung) oder auf eine spannungstechnische Verbindung (vertikale Verbindung)? Es ist\r\n13 von 30\r\nwichtig zu erfassen, dass ein räumliches physisches Gebiet von mehreren Bilanzierungsgebieten\r\nunterschiedlicher Netzbetreiber bewirtschaftet und überlagert werden kann. So kann unter Umständen ein kleiner Netzbetreiber die Niederspannung bewirtschaften, die wiederum an die Mittelspannung an einen größeren Netzbetreiber mit eigenem Bilanzierungsgebiet angeschlossen ist. Dieser könnte wiederum über die Hochspannung an einen Flächennetzbetreiber mit ebenfalls eigenem Bilanzierungsgebiet angeschlossen sein.\r\n•\r\nDaher ist die Frage, was damit genau gemeint ist, da es noch eine zusätzliche Eingrenzung für Energy Sharing ergeben würde, denn so könnte in einem Fall ein Endkunde auf Niederspannung nicht den Strom eines Windparks auf Mittel- oder Hochspannung erhalten, unabhängig davon, ob dieser nur wenige Kilometer von seinem Haus entfernt, produziert werden würde, wenn die Mittel- bzw. die Hochspannung von anderen Netzbetreibern bewirtschaftet wird.\r\n•\r\nWenn damit der „räumliche“ Bezug gemeint wäre, stellt sich die Frage, wie dann das Bilanzierungsgebiet des netzanschlussgebenden Netzbetreibers entsprechend in die anderen unterschiedlich ausgeprägten Bilanzierungsgebiete der höherspannigen Bilanzierungsgebiete anderer Netzgebiete integriert werden soll. Der Aufwand hierfür wäre vermutlich sehr hoch.\r\nDer von uns vorgeschlagene Radius von 50 km ermöglicht eine flexiblere und effektivere Nutzung der vorhandenen Ressourcen, insbesondere in ländlichen und strukturschwachen Regionen. Darüber hinaus sichert er Transparenz und Diskriminierungsfreiheit zu.\r\n4.2.3 § 42c Abs. 5 EEG (Ref-E) – Lieferanten- und Informationspflichten\r\nFür ein stabiles Stromsystem ist es wichtig, dass zu jedem Zeitpunkt die Einspeisung der Ausspeisung aus dem Stromnetz entspricht. Hierfür wird für die Lieferanten vereinfacht ein Viertelstunden-Zeitraum definiert, in dem sie dies einhalten müssen. In dem nun vorliegenden Gesetzentwurf geht es allerdings um eine „Teilbelieferung“, ohne dabei das Problem der Lieferantenpflichten zu adressieren und zu lö-sen.\r\nIm Gesetzentwurf bleibt vollständig offen, wie der Reststromlieferant Informationen über die Einspei-sung und Versorgung im Energy-Sharing-Rahmen zeitlich erhält. Dies führt zu erheblichen Risiken und erzeugt damit höhere Kosten. Wie in mehreren vom BMWK initiierten Fachgesprächen thematisiert, benötigt der Reststromlieferant über eine Fahrplanübergabe des Energy-Sharing-Lieferanten dessen Lieferrahmen, um seine Reststromlieferung zu koordinieren und somit seine eigene Viertelstunden-Bi-lanzierung zwischen Ein- und Ausspeisung anzupassen. Andernfalls können Bilanzierungsungleichge-wichte zur Belastung der Systemstabilität führen.\r\nGleiches gilt in dem Zusammenhang auch mit den fehlenden Informationspflichten im Gesetzesvor-schlag zwischen dem Direktvermarkter der EE-Anlage und dem Energy-Sharing-Lieferanten. Letzterer zweigt einen Teil der Einspeisung zu seinem Endkunden ab, sodass nicht die online gemessene Einspei-sung der EE-Anlage dem Direktvermarkter vollständig für die Vermarktung zur Verfügung steht. Ohne dieses Wissen der Mindermengen ist es kaum möglich, für den Direktvermarkter Anpassungen an seine Vermarktungsgröße vorzunehmen, was wiederum die gleiche Gefahr für die Systemstabilität darstellt wie beim vorherigen Beispiel mit dem „Reststromlieferanten“.\r\nEs ist nicht verständlich, weshalb der Energy-Sharing-Lieferant Informationen über die Verfügbarkeit seiner Anlagen an die Endkunden weitergibt, wie im Gesetzentwurf vorgesehen, aber nicht direkt an\r\n14 von 30\r\nden Reststromlieferanten. Damit versiegt diese Information beim Endkunden, da dieser das wiederum nicht weitergeben muss und vermutlich auch nicht kann, und führt zu weiteren Risiken für den Rest-stromlieferanten. Daher regen wir an, dass die Information zu Nichtverfügbarkeiten der Energy-Sharing-Anlagen (und somit ein geänderter Fahrplan der Lieferung) entsprechend direkt an den Reststromliefe-ranten geleistet werden muss.\r\n4.2.4 § 42c Abs. 1 EEG (Ref-E) – Ausschluss von Marktakteuren\r\nDer Gesetzentwurf schließt EE-Produzenten und Direktvermarkter aus, die zur „Haupttätigkeit des die Anlage betreibenden oder mitnutzenden Letztverbrauchers ist“. Diese künstliche Einschränkung be-straft diejenigen, die sich seit mehr als zwei Jahrzehnten für die Energiewende einsetzen, da es sowohl die Grünstromhändler mit eigenem Portfolio oder auch größere Betreiber/Projektierer ausschließt.\r\nZudem werden verschiedene mittlere und größere Verbraucher ausgeschlossen, am Energy Sharing zu partizipieren. Auch wenn Energy Sharing sicherlich eine „Graswurzelbewegung“ ist und sich vergrößert, stellt sich die Frage, weshalb es nicht möglich sein kann, größere Unternehmen teilnehmen zu lassen.\r\n4.2.5 § 42c Abs. 2 EEG (Ref-E) – Aufteilungsschlüssel des ermittelten Anteils\r\nDer Gesetzentwurf gibt vor, dass der Aufteilungsschlüssel zentral in einer Vereinbarung zwischen Energy-Sharing-Lieferanten mit dem Energy-Sharing-Kunden enthalten und definiert sein muss. Es fehlt allerdings an der Definition, wie dieser gefasst werden soll. Wenn der Aufteilungsschlüssel vorab über einen Zeitraum, also zum Beispiel 5 Prozent der stündlichen Einspeisung der Anlage, festgesetzt würde, dann ergeben sich gleich mehrere Herausforderungen. Unklar ist, was passiert, wenn der Endkunde absolut gesehen in diesem Zeitfenster keine 5 Prozent der stündlichen Einspeisung abnehmen kann. Auch die Frage bei Veränderung/Erweiterung der Portfolios (Erzeugungs- oder Verbrauchsseite) müsste dieser feste Aufteilungsschlüssel stets angepasst werden.\r\nHinzu kommt, dass eine 100-Prozent-Aufteilung der Einspeisung nicht möglich ist, wenn bestimmte Kun-den bereits einen festen Anteil beanspruchen. Ein flexibler und dynamischer Verteilmechanismus ist daher unerlässlich, um auf variable Verbrauchsmuster und Erzeugungskapazitäten reagieren zu können. Aus oben stehenden Gründen kann daher kein fester Wert gemeint sein. Wenn dieser sich nun stündlich aus dem Angebot und Verbrauch des Energy Sharings ergibt, so wäre eine gesetzliche Vorgabe des Auf-teilungsschlüssels zum ermittelten Anteil kaum notwendig bzw. zielführend.\r\nWichtig hierbei ist allerdings, dass die Information über die Lieferung an den Endkunden auch dessen Reststromlieferant vorab erhält, da dieser nur so entsprechend mit seiner Fahrplananpassung gegen-steuern kann. Gleiches gilt für die Reststromdirektvermarkter.\r\nDer BWE fordert daher eine flexible gesetzliche Regelung, die es ermöglicht, dynamische Aufteilungs-schlüssel festzulegen, die den realen Verbrauchs- und Erzeugungsverhältnissen gerecht werden. Dabei muss sichergestellt werden, dass die Reststromlieferanten rechtzeitig informiert werden, um eine effi-ziente und nachhaltige Energieversorgung sicherzustellen.\r\n15 von 30\r\n4.2.6 § 42c Abs. 6 EEG (Ref-E) – Abgabensituation bei Steuern, Umlagen u. a.\r\nDer Gesetzentwurf regelt, dass Teile der Aufgaben (hier Erfassung und Weiterleitung von Steuern, Ab-gaben, Umlagen und Netzentgelte) auf den Reststromlieferanten auf Verlangen des Endkunden über-nommen werden können. Dies entspricht einer Dienstleistung, die Kosten verursacht und entsprechend seitens der Reststromlieferanten eingepreist werden wird.\r\nEs bestehen weitere finanzfachliche Fragestellungen. Unklar ist zum Beispiel, ob die Umsatzsteuer auf etwas erhoben werden kann, bei dem es keine Grundlage (also Stromlieferungsmenge) gibt. In einem ähnlichen Fall gab es in den Jahren 2012/2013 Fragestellungen hinsichtlich des Dienstleistungsentgelts bei direktvermarkteten erneuerbare Energien-Anlagen.\r\nWir empfehlen dringend, diese Themen vorab mit dem Bundesministerium für Finanzen (BMF) zu klä-ren, um unnötige Risiken und Unsicherheiten zu unterbinden.\r\n16 von 30\r\n5 Beteiligung und Bürgerenergie\r\n5.1 Stellungnahme zur Streichung fiktiver Strommengen in § 6 EEG (Ref-E)\r\nWir begrüßen die jüngste Anpassung bezüglich der fiktiven Strommengen ausdrücklich. Bisher war die rechtliche Situation in diesem Bereich unklar und sorgte für Unsicherheit. Mit der Streichung der fiktiven Strommengen aus § 6 EEG wird jetzt eine notwendige Klarstellung vorgenommen. Künftig wird das An-gebot von 0,2 ct nur noch für tatsächlich eingespeiste Strommengen gelten, was aus unserer Sicht einer sachgerechten und fairen Regelung entspricht.\r\nInsgesamt stellt diese Anpassung eine sehr wichtige und große Erleichterung und Entbürokratisierung für Anlagenbetreiber dar. Die erzeugte Strommenge liegt etwa 2 bis 3 Prozent über der eingespeisten Strommenge (für Anlagen in der EEG-Vergütung, bei anderen Anlagen ist diese Differenz größer), sodass Kommunen durch diese Regelung von Mehreinnahmen profitieren können, die die Einnahmeverluste durch die Streichung der fiktiven Strommengen in ähnlicher Größenordnung ausgleichen. Gleichzeitig entfällt durch den Wegfall des Nachweises der fiktiven Strommengen ein erheblicher administrativer Aufwand für Betreiber.\r\nAllerdings bleibt offen, wie die tatsächlich erzeugte Strommenge der jeweiligen Anlage ermittelt werden soll. Die erzeugte Strommenge kann grundsätzlich von den Betreibern mit Einsatz der üblicherweise genutzten Software sehr einfach und unproblematisch nachgewiesen werden. In jedem Fall sollte auch der Nachweis der erzeugten Strommenge in der praktischen Ausgestaltung möglichst unbürokratisch erfolgen, um Unstimmigkeiten und potenzielle Konflikte von vornherein zu vermeiden.\r\nDie Übergangsregelung in § 100 Absatz 2 EEG-Referentenentwurf wird begrüßt. Danach gilt der § 6 EEG 2023 für Vereinbarungen, die vor dem Inkrafttreten dieses Gesetzes geschlossen wurden, in der bishe-rigen Fassung fort. Werden diese nach § 6 EEG 2023 geschlossenen Vereinbarung nach dem Inkrafttre-ten dieser Novelle angepasst, gelten für diese Vereinbarungen – ebenso wie für alle nach Inkrafttreten neu abgeschlossenen Vereinbarungen – § 6 Absatz 2 und 3 EEG 2023 in ihrer neuen Fassung.\r\nEs wird darauf hingewiesen, dass für die klarstellende Änderung in § 6 Absatz 5 EEG 2023 keine Über-gangsbestimmung vorgesehen ist.\r\nZudem ist darauf hinzuweisen, dass diese Änderung zu Anpassungsbedarf in den Landesbeteiligungsge-setzen führen wird. Im niedersächsischen NWindPVBetG ist beispielsweise in § 4 Absatz 1 ein statischer Verweis auf eine „Vereinbarung nach § 6 Abs. 4 EEG 2023“ enthalten, die Vorhabenträger von der Zah-lung der Akzeptanzabgabe befreit, solange sie berechtigten Gemeinden und Landkreisen „Zuwendun-gen in einer dem Satz 1 entsprechenden Höhe für die in § 6 Absatz 2 Satz 1 und Absatz 3 Satz 1 EEG 2023 genannten Strommengen“ zahlen. Die Bestimmung zur Zahlung fiktiver Strommengen müsste ent-sprechend aus solchen Landesgesetzen gestrichen werden.\r\n17 von 30\r\n5.2 Stellungnahme zur Beteiligung von Gemeinden und Bürgern nach § 22b EEG Abs. 6 (Ref-E)\r\nDie Beteiligung von Kommunen und Anwohner*innen hat in der Windenergiebranche eine lange Tradi-tion und wird vielerorts auch ohne Landesbeteiligungsgesetz praktiziert. Insbesondere die kommunalen Abgaben über § 6 EEG sowie die direkte Beteiligung mittels Bürgerenergiegesellschaften und anderen Genossenschaften sind in der Praxis überaus erprobte Möglichkeiten. Angesichts der Tatsache, dass immer mehr Bundesländer eigene Beteiligungsgesetze verabschieden, unterstützt der BWE die Ergän-zung des § 22b EEG grundsätzlich. Es bedarf jedoch einer Ausnahmeregelung für Bürgerenergiegesell-schaften nach § 3 Nummer 15 EEG.\r\nDass den Betreibenden ein Wahlrecht bezüglich der Beteiligungsform zugesprochen wird, ist positiv. Die bundeseinheitliche Ausgestaltung der Option (Benchmark von 0,3 ct/kWh, Berechnung der Abgabe an-hand der erzeugten Strommenge, Zusammenwirken mit § 6 EEG) glättet zudem die durch die Landes-gesetze entstehende Wettbewerbsverzerrung und schafft Transparenz. Hierbei sollte der Fokus auf der direkten Bürgerbeteiligung liegen, da die indirekte Beteiligung der Kommune bereits durch den § 6 EEG erfolgen kann. Darüber hinaus sollten Einmalzahlungen als direkte Bürgerbeteiligung vermieden wer-den, da diese dem Grundgedanken der Beteiligung zuwiderlaufen. Beteiligung ist ein kontinuierlicher, auf Dauer gestellter Prozess.\r\nNicht adressiert werden jedoch die durch die Landesregelungen geschaffenen Mehrbelastungen von Bürgerenergiegesellschaften. Mit Ausnahme des Bürgerenergiegesetzes NRW (BürgEng NRW) nimmt keines der bislang verabschiedeten Beteiligungsgesetze Bürgerenergiegesellschaften von den landesge-setzlichen Abgaben aus. Damit werden sinnwidrig diejenigen Windenergieprojekte zur finanziellen Be-teiligung verpflichtet, deren Wertschöpfung bereits gänzlich den Anwohner*innen zugutekommt. Die Novelle des § 22b EEG bietet die Chance zur Korrektur. Es ist bundeseinheitlich festzulegen, dass Bür-gerenergiegesellschaften von landesgesetzlichen Beteiligungsabgaben ausgenommen sind. Konkret regt der BWE folgenden Klarstellungsvorschlag nach § 22b Absatz 6 Satz 3 EEG REF-E an (Ref-E kursiv, BWE-Ergänzung fett): (6) Die Länder können weitergehende Bestimmungen zur Bürgerbeteiligung und zur Steigerung der Akzeptanz für den Bau von neuen Anlagen erlassen, wenn § 80a nicht beeinträchtigt ist. Soweit die Länder Regelungen treffen, die Anlagenbetreiber dazu verpflichten, Gemeinden oder Bürger, die von der Errichtung ihrer Anlage betroffen sind, finanziell oder in anderer Weise zu beteiligen, gilt einschränkend, dass diese Regelungen den Anlagenbetreibern ver-schiedene Formen der Beteiligung zur Auswahl stellen müssen. Dabei ist den Anlagenbetrei-bern stets die Möglichkeit zu geben, den Gemeinden oder Bürgern eine Beteiligung anzubie-ten, die einem Wert von nicht mehr als 0,3 Cent pro Kilowattstunde erzeugter Strommenge entspricht, wobei es dem Anlagenbetreiber möglich sein muss, eine Beteiligung von bis zu 0,2 Cent pro Kilowattstunde erzeugter Strommenge im Wege der finanziellen Beteiligung nach § 6 anzubieten, soweit § 6 anwendbar ist. Die Regelungen der Sätze 1 bis 3 sind nicht auf Bürgerenergiegesellschaften im Sinne des § 3 Nr. 15 EEG 2023 anzuwenden.\r\n18 von 30\r\nZudem muss aus Sicht des BWE sichergestellt werden, dass die 0,1-Cent-Abgabe tatsächlich zielführend ist, also die Akzeptanz und Teilhabe vor Ort stärkt. Hierzu regt der BWE die Durchführung einer Studie in Niedersachsen an. In diesem Bundesland existieren sowohl ausgeprägte Bürgerenergiestrukturen als auch die direkte Beteiligung über die 0,1-Cent-Abgabe durch das Landesbeteiligungsgesetz. Es gilt, diese unterschiedlichen Formen der Beteiligung im Hinblick auf ihre Zweckdienlichkeit zu evaluieren und zu vergleichen.\r\n5.3 Über den Gesetzvorschlag hinaus: Vorschläge zu Bürgerenergie und zu Transparenz\r\n5.3.1 § 3 Nr. 15 EEG – Definition Bürgerenergiegesellschaften\r\nIm Rahmen der Novellierung des EEG in 2023 wurde der Begriff der „Bürgerenergiegesellschaft“ in § 3 Nummer 15 EEG 2023 definiert. Dabei wurde erfreulicherweise klargestellt, dass auch Genossenschaf-ten ausdrücklich in diese Definition aufgenommen werden. Diese Anpassung stellt einen wichtigen Fort-schritt dar. Dennoch besteht weiterer Anpassungsbedarf hinsichtlich der Voraussetzungen für Bürger-energiegesellschaften gemäß § 3 Nummer 15 lit. a-d) EEG, um eine praktikable und realitätsnahe Defi-nition zu gewährleisten.\r\nIn seiner aktuellen Ausgestaltung ist § 3 Nummer 15 EEG 2023 nicht praxistauglich, da Bürgerenergie-gesellschaften nicht von dem Privileg der Ausnahme von dem Erfordernis eines wirksamen Zuschlags gemäß § 22b Absatz 1 Nummer 3 EEG 2023 betroffen sind. Wir fordern daher eine Änderung, um die Bürgerbeteiligung zu erleichtern und den Ausbau erneuerbarer Energien zu fördern. Für § 3 Nummer 15 lit. a) EEG 2023 schlagen wir vor, dass zum Zeitpunkt der bundesimmissionsschutzrechtlichen Genehmi-gung eine Beteiligung von mindestens 10 Personen nachgewiesen werden muss, während der Nachweis von 50 beteiligten Personen erst bei Inbetriebnahme der Anlage erforderlich ist. Gesellschaften, die sämtliche Anforderungen gemäß § 3 Nummer 15 EEG 2023 erfüllen, sollten grundsätzlich von der Teil-nahme an Ausschreibungen ausgenommen werden.\r\nDarüber hinaus ist die Begrenzung auf eine installierte Leistung von 18 MW bei Windenergieanlagen veraltet. Die Megawatt-Leistung als Bezugsgröße entspricht nicht mehr dem Stand der Technik. Daher regen wir eine Anpassung im Rahmen der De-minimis-Beihilfe an, um den aktuellen technologischen Entwicklungen Rechnung zu tragen. Konkret regt der BWE folgende Änderung des § 3 Nummer 15 lit. a und b EEG 2023 an (neuer Text fett): Im Sinn dieses Gesetzes ist oder sind (...) Nr. 15: „Bürgerenergiegesellschaft“ jede Genossenschaft oder sonstige Gesellschaft,\r\na) die zum Zeitpunkt der bundesimmissionsschutzrechtlichen Genehmigung aus mindestens 10 natürlichen Personen und zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme aus mindestens 50 natürlichen Personen als stimmberechtigten Mitgliedern oder stimmberechtigten Anteilseignern besteht (...)\r\n19 von 30\r\n5.3.2 Transparenzregelung für den Beteiligungsumfang\r\nIn vielen Gemeinden werden gemäß § 6 EEG finanzielle Beteiligungen an Strommengen aus Wind- und PV-Projekten gezahlt, um die Akzeptanz vor Ort zu fördern. Entscheidend ist, dass diese Zahlungen transparent kommuniziert werden, damit die beabsichtigte Wirkung eintritt. In der Vergangenheit wurde dies als politischer Erfolg gefeiert. Doch es besteht das Risiko, dass die Zahlungen nicht transpa-rent gemacht werden, besonders durch politische Kräfte, die dem Ausbau erneuerbarer Energien ab-lehnend gegenüberstehen. EE-Anlagenbetreiber können derzeit nicht erzwingen, dass Gemeinden die Zahlungen veröffentlichen. Individuelle Veröffentlichungen durch Anlagenbetreiber sind weniger glaub-würdig und machen die Mittelverwendung durch die Gemeinden unklar.\r\nUm die Akzeptanz sicherzustellen, wird vorgeschlagen, eine Transparenzregelung einzuführen, die Ge-meinden verpflichtet, die erhaltenen Zahlungen öffentlich zu machen. So könnten Bürger*innen nach-vollziehen, wie stark ihre Gemeinde finanziell von der Stromerzeugung profitiert. Dies würde klare Ver-hältnisse schaffen und das Vertrauen stärken, ohne bestehende Verträge zu ändern. Befürworter des Ausbaus erneuerbarer Energien könnten die Vorteile für die Gemeinde mit offiziellen Zahlen belegen, was eine konstruktive Diskussion vor Ort fördert. Der konkrete Änderungsvorschlag zur Integration einer Transparenzregelung in § 6 EEG Abs. 6 NEU lautet wie folgt: (6) Die Gemeinden6haben personenbezogen, ortsüblich und auf ihrer Internetseite den Umfang der in dem vorangegangenen Kalenderjahr nach diesem Paragrafen erhaltenen Zahlungen bekannt zu machen.\r\nDer BWE führt diesen Vorschlag in einer gesonderten Stellungnahme aus.7\r\n6 Als Regelungsvariante könnten die Länder für alle Gemeinden auf dem Landesgebiet die Informationen über Umfang und Verwendungszweck der jeweils nach § 6 EEG erhaltenen Zahlungen zentral bereitstellen. Die Länder würden die dafür erfor-derlichen Berichtspflichten der Gemeinden selbst regeln und es müsste die Weitergabe der Informationen an den Bund in den §§ 97 ff. EEG vorgegeben werden.\r\n7 BWE (2024): Eine Transparenzregelung für die kommunale Beteiligung nach § 6 EEG. LINK. Abgerufen am 10.09.2024.\r\n20 von 30\r\n6 Planung\r\n6.1 § 99a EEG (Ref-E) – Fortschrittsbericht zu Nutzungskonkurrenzen\r\nDer BWE lehnt den Wegfall des Fortschrittsberichts nach § 99a EEG entschieden ab. Die in der Geset-zesbegründung formulierte Einschätzung, dass die Berichtspflicht ihre Funktion fast vollständig einge-büßt hätte8, nehmen wir mit größter Verwunderung entgegen.\r\nDie Problematik rund um seismologische Stationen besteht weiter und hat sich in keiner Weise verrin-gert. Ein Beispiel unter vielen ist die Kölner Bucht mit allein 30 seismologischen Stationen. In dieser Region sind etliche Windenergieprojekte am pauschalen Veto der Stationenbetreiber gescheitert.\r\nHintergrund ist der Umstand, dass in den jeweiligen Erlassen der Bundesländer nach wie vor pauschale Abstände für die verschiedensten seismologischen Stationen vorgesehen sind, obwohl sich diese in ih-ren technischen Gegebenheiten und Anforderungen deutlich unterscheiden. Anstelle der pauschalen Abstände ist hier vielmehr die Durchführung einer Einzelfallprüfung angezeigt. Solange dies nicht be-steht, muss die Problematik rund um seismologische Stationen im Fortschrittsbericht dokumentiert werden.9\r\nEine Verbesserung für die Windenergieprojektierung ist in der Tat im Bereich der Funknavigation und der Wetterradare eingetreten. Der Durchbruch wurde hier erreicht, weil der Deutsche Wetterdienst ab 2024 auf seine Beteiligung als Träger öffentlicher Belange in Genehmigungsverfahren von Windener-gieanlagen verzichtet, sofern diese in mehr als 5 km um Wetterradarstandorte errichtet werden sollen.\r\nDas eigentlich entscheidende Thema für den Fortschrittsbericht sind militärische Belange. Eine Unter-suchung des BWE hat erst jüngst ergeben, dass seit 2020 3,2 GW an Windenergieprojekten an militäri-schen Belangen gescheitert sind. Ein weiteres Gigawatt befindet sich gerade im Genehmigungsverfah-ren und wird durch militärische Belange verzögert.10 Die mit Abstand größten Probleme liegen dabei bei Hubschraubertiefflugstrecken und Radarführungsmindesthöhen (MRVA).\r\nDas in der Gesetzesbegründung angesprochene Austauschformat der „AG Bundeswehr und Windener-gie“ ist ein wichtiges Dialoginstrument. Es hat aber nach einhelliger Meinung von Branchenvertreter*in-nen die selbst gesteckten Ziele nicht erreicht. In seiner bestehenden Form sollte es angepasst werden. Nicht nur, dass die Anzahl der Sitzungen erhöht werden müsste, um die Vielzahl an Herausforderungen in der notwendigen Tiefe zu besprechen. Zudem sollten die betroffenen Branchenverbände nicht nur eine Sitzung im Jahr, sondern in alle Sitzungen einbezogen werden.\r\nVor diesem Hintergrund empfehlen wir nachdrücklich folgende gesetzliche Anpassung: Konkret regt der BWE folgenden Änderungsvorschlag nach § 99a EEG (BWE-Ergänzung fett):\r\n8 BMWK (2024): Gesetzentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzaus-baus und der Netzregulierung vom 27.08.2024 (Ref-E), Seite 146.\r\n9 BWE (2023): Pauschalabstände zu seismologischen Stationen abschaffen und Einzelfallprüfung als Standard festlegen. LINK. Abgerufen am 09.09.2024.\r\n10 BWE (2024): Militärische Belange und Windenergie. Veröffentlichung am 25.09.2024.\r\n21 von 30\r\nDie Bundesregierung legt dem Bundestag jährlich bis zum 31. Dezember einen Bericht vor zu den aktuellen Nutzungskonkurrenzen beim Ausbau der Windenergie mit 1. Funknavigationsanlagen, 2. Wetterradaren und 1. Hubschraubertiefflugstrecken, 2. Radarführungsmindesthöhen und 3. seismologischen Messstationen. Der Bericht enthält insbesondere Angaben über Zeitplan und Stand möglicher Maßnahmen zur besseren Vereinbarkeit von Windenergieanlagen an Land mit den Nutzungen und Geräten nach Satz 1. Die Bundesregierung berichtet auch, inwieweit bei den Maßnahmen nach Satz 2 weitere Beschleunigungsmöglichkeiten bestehen. Soweit Nutzungskonkurrenzen mit militärischen Belan-gen bestehen, können diese im Einzelfall dargestellt werden.\r\n6.2 Duldungspflichten brauchbar machen\r\nBundestag und Bundesrat haben am 26. April 2024 das Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovol-taischer Energieerzeugung (sog. Solarpaket I) verabschiedet. Das Solarpaket I enthält eine Duldungs-pflicht für Flächen der öffentlichen Hand. In der Folge sind die Eigentümer und sonstigen Nutzungsbe-rechtigten solcher Grundstücke verpflichtet, unter anderem das Verlegen und Betreiben von Stromlei-tungen zum Anschluss von EE-Anlagen an den Verknüpfungspunkt zu dulden und Wegerechte zu ge-währen.\r\nDies führt in der Praxis zu einer geringen Nutzbarkeit des Werkzeugs aus §§ 11a und b EEG. Zudem ist die Duldungspflicht in § 11b EEG nur auf das Recht zur Überfahrt während der Errichtung und des Rück-baus beschränkt. Für eine Nutzbarkeit wesentlich ist jedoch auch das Recht zur Überfahrt zu Wartungs-zwecken.\r\nKonkreter Vorschlag: § 11a EEG ist wie folgt zu ergänzen (Änderung fett): (1) Eigentümer und sonstige Nutzungsberechtigte eines Grundstücks im Eigentum der öffentlichen Hand haben auf dem Grundstück die Verlegung, die Errichtung, die Instandhaltung, die Instand-setzung, den Schutz und den Betrieb von elektrischen Leitungen sowie von Steuer- und Kommuni-kationsleitungen (Leitungen) und sonstigen Einrichtungen zum Anschluss von Anlagen zur Erzeu-gung von Strom aus erneuerbaren Energien an den Verknüpfungspunkt nach § 8 Absatz 1 bis 3 sowie von Direktleitungen im Sinn von § 3 Nummer 12 des Energiewirtschaftsgesetzes zu dulden. Der Betreiber der Leitung und von ihm Beauftragte sind berechtigt, das Grundstück zu diesem Zweck zu betreten und zu befahren. Die Duldungspflicht besteht nicht, soweit dadurch die Nutzung des Grundstücks unzumutbar beeinträchtigt wird oder Belange der Landes- und Bündnisverteidi-gung dem entgegenstehen. Die Duldungspflicht besteht nicht für Leitungen zum Anschluss von Anlagen nach § 8 Absatz 1 Satz 2. Die Leitung und die sonstigen Einrichtungen werden keine we-sentlichen Bestandteile des Grundstücks im Sinn des § 94 Absatz 1 des Bürgerlichen Gesetzbuchs.\r\n22 von 30\r\nKonkreter Vorschlag: § 11b EEG ist wie folgt zu ergänzen (neuer Text fett): (1) Eigentümer und sonstige Nutzungsberechtigte eines Grundstücks im Eigentum der öffentlichen Hand haben die Überfahrt und die Überschwenkung des Grundstücks zur Errichtung, zur Wartung und zum Rückbau von Windenergieanlagen durch den Betreiber der Windenergieanlagen und durch von ihm Beauftragte zu dulden. Der Betreiber und von ihm Beauftragte dürfen nur die Grundstücke nutzen, die für den Transport benötigt werden. Die Duldungspflicht besteht nicht, soweit dadurch die Nutzung des Grundstücks unzumutbar beeinträchtigt wird oder Belange der Landes- und Bündnisverteidigung dem entgegenstehen. Die Duldungspflicht erstreckt sich auch auf die Ertüchtigung des Grundstücks für die Überfahrt und Überschwenkung. Der Betreiber hat nach der letzten Überfahrt einen dem ursprünglichen Zustand im Wesentlichen gleichartigen Zu-stand herzustellen.\r\n23 von 30\r\n7 Anlagenbetrieb\r\n7.1 Stellungnahme zur Redispatch-Regelung in §§ 13a, 14 EnWG\r\nDie BNetzA regelt über eine Richtlinie die pauschale Entschädigung von EE-Anlagenbetreibern. Der vor-liegende Gesetzentwurf ermächtigt die BNetzA, die Berechnungsmethode des Aufwendungsersatzes (Netzbetreiber an EE-Anlagenbetreiber) weiter auszugestalten. Eines der Hauptanliegen besteht darin, negative Anreize für eine ineffiziente Bewirtschaftung setzen zu können.\r\nDer BWE erkennt an, dass der bilanzielle Ausgleich zwischen Verteilnetzbetreibern und Anlagenbetrei-bern in der Praxis nicht funktioniert und begrüßt, dass der finanzielle Ausgleich weiterhin ermöglicht wird, solange dies der Fall ist. Weiter hält der BWE die Bundesnetzagentur dazu an, das Festlegungsver-fahren für die pauschale Bestimmungsverfahren für angemessene Aufwendungsersatze nach § 29 Ab-satz 1 EnWG zeitnah und unter Einbindung der betroffenen Verbände zu initiieren. So kann sicherge-stellt werden, dass die getroffenen Regelungen einen vereinfachten, zuverlässigen und angemessenen finanziellen Ausgleich und somit dem wirtschaftlichen Betrieb von EE-Anlagen zulassen.\r\n7.2 Über den Gesetzentwurf hinaus: Vorschlag zur Entschärfung der BNK-Problematik im EEG\r\nGemäß § 9 Absatz 8 EEG müssten Windenergieanlagen an Land ab dem 1. Januar 2025 mit bedarfsge-steuerten Nachtkennzeichnungseinrichtungen ausgestattet sein, wenn sich für diese eine Pflicht zur be-darfsgesteuerten Nachtkennzeichnung (BNK) aus dem Luftverkehrsrecht ergibt.\r\nIn der Praxis zeigt sich immer mehr, dass die Gefahr besteht, dass Betreiber von Windenergieanlagen unverschuldet – beispielsweise aufgrund fehlender Zustimmungen seitens der Behörden – mit Strafzah-lungen nach § 52 EEG belastet werden. Mit 10.000 € pro installierter MW-Leistung pro Monat wird der wirtschaftliche Betrieb einer Anlage unmöglich gemacht.\r\n§ 52 EEG legt fest, dass die Pönalenzahlung an den Netzbetreiber zu entrichten sind. Die zu leistende Zahlung von 10 € pro kW installierter Leistung und Kalendermonat (Absatz 2) reduziert sich auf 2 € pro kW installierter Leistung und Kalendermonat, sobald die entsprechende Pflicht erfüllt wird, wobei diese Verringerung bis zum Beginn des Pflichtverstoßes zurückwirkt (Absatz 3). Ziel unserer Mitglieder ist es, die gesteckten Ziele zu erreichen und somit einen wichtigen Beitrag zur Akzeptanz und Weiterentwick-lung der Windenergie in Deutschland zu leisten.\r\nJedoch zeigen sich in der Praxis einige Hürden:\r\nGemäß § 9 Absatz 8 EEG ist der Betreiber verpflichtet, die Windenergieanlagen mit einer bedarfsgesteu-erten Nachtkennzeichnung auszustatten. In diesem Zusammenhang zeigt sich, dass derzeit noch keine ausreichende Klarheit darüber herrscht, was genau unter „ausgestattet“ zu verstehen ist. Selbst Anla-gen, die mit BNK-Technologie ausgestattet sind, sind nicht zwangsläufig „dunkel“ geschaltet, da sie oft noch auf die erforderliche Genehmigung warten.\r\nZudem sieht die AVV-Kennzeichnung den Nachweis der Funktionsfähigkeit der BNK am Standort des Luftfahrthindernisses durch eine Baumusterprüfstelle, zum Beispiel durch Befliegung, vor. Dieser lang-wierige Prozess führt unter anderem aufgrund von Personalengpässen und einer Vielzahl an Anträgen bei den jeweiligen Behörden in einigen Bundesländern zu erheblichen Verzögerungen. Besonders\r\n24 von 30\r\nproblematisch ist die Einbeziehung der Baumusterprüfstellen, die noch vor dem Einreichen des vollstän-digen, prüffähigen Antrags eingebunden werden müssen.11 Dies sorgt für weitere Komplikationen, Ver-teuerungen und Verzögerungen, auch da es das Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) versäumt hat, weitere Baumusterprüfstellen zu berufen.\r\nEs ist dringend erforderlich, die Prozesse zu vereinfachen und klare Vorgaben zu schaffen, wo genau man die „Pflichterfüllung“ bzw. den „unverschuldeten Verstoß“ beim BNK festmacht, damit die Betrei-ber die BNK-Ausstattung fristgerecht und ohne zusätzliche Belastungen umsetzen können.\r\nDer BWE schlägt somit vor, die Pflichterfüllung an der Einreichung zur Prüfung der „standortbezogenen Erfüllung der Anforderungen für den jeweiligen Windpark“ festzumachen. Dafür spricht, dass mit der Standortprüfung bereits vom Vorhabenträger erhebliche Vorarbeiten geleistet und nachgewiesen wur-den, das BNK-System verbaut und grundsätzlich technisch einsatzbereit ist, auch wenn einige Einstel-lungen noch nachjustiert werden müssen.\r\nZudem spricht dafür, dass damit der langwierige und nicht vom Vorhabenträger beeinflussbare Prozess der Baumusterprüfung ausgeklammert wird. Ebenfalls ausgeklammert würden die „zuständigen Lan-desbehörden“. Diese unterscheiden sich von Bundesland zu Bundesland und auch nicht alle Landesbe-hörden stellen automatisch eine „Vollständigkeitserklärung“ aus.\r\nKonkreter Vorschlag: § 9 Absatz 8 EEG ist durch einen neuen Satz 4 wie folgt zu ergänzen (neuer Text fett): (8) Betreiber von Windenergieanlagen an Land, die nach den Vorgaben des Luftverkehrsrechts zur Nachtkennzeichnung verpflichtet sind, müssen ihre Anlagen mit einer Einrichtung zur be-darfsgesteuerten Nachtkennzeichnung von Luftfahrthindernissen ausstatten. (...) Die Pflicht nach Satz 1 gilt ab dem 1. Januar 2025. Die Pflicht aus Satz 1 und 2 ist erfüllt, wenn der Betreiber einer Windenergieanlage die standortbezogene Erfüllung der Anforde-rungen für den jeweiligen Standort bei einer vom BMVI benannten Stelle zur Prüfung einge-reicht hat und die bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung unverzüglich nach deren ab-schließender behördlicher Genehmigung in Betrieb nimmt. Betreiber von Windenergieanla-gen, die vor dem Ablauf des 31. Dezember 2024 in Betrieb genommen wurden, bei denen die Pflicht nach Satz 1 nicht erfüllt wurde und für die keine Ausnahme nach Satz 6 zugelas-sen wurde, sind verpflichtet, unverzüglich einen vollständigen und prüffähigen Antrag auf Zulassung einer bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung bei der zuständigen Landesbe-hörde zu stellen. Die Pflicht nach Satz 1 kann auch durch eine Einrichtung zur Nutzung von Signalen von Transpondern von Luftverkehrsfahrzeugen erfüllt werden. Von der Pflicht nach Satz 1 kann die Bundesnetzagentur auf Antrag im Einzelfall insbesondere für kleine Wind-parks Ausnahmen zulassen, sofern die Erfüllung der Pflicht wirtschaftlich unzumutbar ist.\r\n11 Allgemeine Verwaltungsvorschrift zur Kennzeichnung von Luftfahrthindernissen. Anhang 6 Nummer 3. LINK. Abgerufen am 10.09.2024.\r\n25 von 30\r\nDa es auch über die Antragstellung hinaus technische Schwierigkeiten geben kann, die nicht in der un-mittelbaren Einfluss-Sphäre des Betreibers liegen, wie zum Beispiel eine gegebene Internetabdeckung, schlagen wir eine Änderung des § 52 Absatz 1 Satz 1 EEG 2023.\r\nKonkreter Vorschlag: An § 52 Absatz 1 Nummer 3 EEG ist ein neuer Satz 2 anzuhängen (neuer Text fett): (1) Anlagenbetreiber müssen an den Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, eine Zahlung leisten, wenn sie (...) 3. gegen § 9 Absatz 8 verstoßen. (...) Die Pflicht aus Absatz 1 Nummer 3 besteht nicht, wenn der Anlagenbetreiber den Verstoß nicht zu verschulden hat.\r\n26 von 30\r\n8 Geschäftsmodelle und Vergütung\r\n8.1 Stellungnahme zur Anpassung des Vergütungsbeginns nach § 36i EEG (Ref-E)\r\nMit der Änderung in § 36i EEG 2023 wird die Frist für den spätestmöglichen Beginn des Vergütungszeit-raums für Windenergieanlagen um sechs Monate auf 36 Monate verlängert.\r\nMit der am 9. Februar 2024 in Kraft getretenen Änderung des EEG 2023 (BGBl. 2024 I Nr. 33) wurde die Realisierungsfrist für Windenergieanlagen an Land in § 36e EEG 2023 um sechs Monate auf 36 Monate verlängert. Auch die in § 55 Absatz 1 Satz 2 EEG 2023 geregelten Pönalfristen für Windenergieanlagen an Land wurden jeweils um sechs Monate verlängert. Mit der Änderung in § 36i EEG 2023 soll nun auch die Bestimmung zum Vergütungsbeginn entsprechend angepasst und damit eine insgesamt konsistente Regelung geschaffen werden.\r\nDie Änderung in § 36i EEG (von 30 auf 36 Monate) ist sehr zu begrüßen und schließt eine für Projekt-entwickler/Betreiber ungünstige Lücke.\r\n8.2 Über den Gesetzentwurf hinaus: Vorschläge zur Stromdirektbelieferung und zum Umgang mit negativen Strompreisen\r\n8.3 Stromdirektbelieferungen häufiger ermöglichen\r\n8.3.1 Räumliche Nähe in § 3 und § 24b EEG streichen\r\nDie Direktbelieferung mit erneuerbaren Energien stellt für Industrieunternehmen eine große Chance dar, da viele Unternehmen aus dem industriellen Mittelstand in Lieferketten eingebunden sind, in de-nen CO2-Minderungsziele verbindlich definiert sind, und somit nach Möglichkeiten suchen, sich schnell aus Erneuerbaren Energiequellen zu versorgen.\r\nDie Direktbelieferung der Industrie, eine direkte physische (und nicht nur eine bilanzielle) Stromliefe-rung – ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes – hat ihre rechtliche Grundlage sowohl im EEG als auch im EnWG. Obwohl die Industriestrombelieferung einige Vorteile hat, gibt es nach wie vor wenig Direktbelieferung in der Praxis, da die praktische Umsetzung durch wenige gesetzliche Vorgaben ver-hindert wird.\r\nZum einen hindert das Kriterium der unmittelbaren räumlichen Nähe eine pragmatische Nutzung der Direktlieferung, da das Kriterium nicht klar definiert ist und es zweifelhaft ist, ob die Anforderung erfüllt ist. In der Praxis hindert das rechtliche Risiko, das durch den nicht näher bestimmten Begriff besteht, regelmäßig substanzielle Investitionen. Der Begriff taucht an unterschiedlichen Stellen im EEG auf und sollte gestrichen werden:\r\n27 von 30\r\nKonkret regt der BWE an, §§ 3 Nummer 16, 21b Absatz 4 Nummer 2 lit. a EEG 2023 wie folgt zu ändern: § 3 Nummer 16 EEG „Direktvermarktung“ die Veräußerung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas an Dritte, es sei denn, der Strom wird in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbraucht und nicht durch ein Netz durchgeleitet.\r\nDie gleiche Änderung müsste auch in § 21b EEG vorgenommen werden. § 21b Absatz 4 Nummer 2 lit. a EEG (4) Unbeschadet von Absatz 1 können Anlagenbetreiber 1. jederzeit ihren Direktvermarktungsunternehmer wechseln oder 2. Strom vollständig oder anteilig an Dritte weitergeben, sofern a) diese den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen, b) der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird und c) kein Fall des Absatzes 1 Satz 1 Nummer 2 in Form der Einspeisevergütung nach § 21 Absatz EEG § 21 Absatz 1 Nummer 3 oder des Absatzes 1 Satz 1 Nummer 3 vorliegt.\r\nZum einen ergeben sich immer wieder Probleme hinsichtlich der anschließbaren Kundenanlagen. Es herrscht Unklarheit darüber, ob mehrere Kundenanlagen angeschlossen werden können, und darüber, ob bei Direktleitungen die Netzverbindung in irgendeiner Weise möglich sein kann. Dies führt in der Praxis zu massiven Investitionshemmnissen.\r\n8.3.2 Ergänzung der Definition „Direktleitung“ in § 3 Nr. 12 EnWG\r\nDie Definition „Direktleitung“ in § 3 Nummer 12 EnWG könnte dazu wie folgt ergänzt werden (neuer Text fett, Alternativvorschlag fett): Direktleitung eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen oder mehrere Elektrizitätserzeuger und ein Elektrizitätsversor-gungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, Tochterunternehmen oder Kunden verbindet, oder eine zusätzlich zum Verbundnetz errich-tete Gasleitung zur Versorgung einzelner Kunden; im Fall von Elektrizitätserzeugern kann die\r\n28 von 30\r\nLeitung dabei zugleich auch dem Netzanschluss der Elektrizitätserzeuger und der Kundenan-lage dienen, (…).\r\nWeiter hindern erhebliche Anforderungen zur Informations- und Berichtspflicht an Betreiber von EE-Anlagen, die einzelne industrielle oder gewerbliche Verbraucher*innen direkt beliefern, die Umsetzung von Industriedirektbelieferungen.\r\nInformations- und Berichtspflichten zielen auf die diskriminierungsfreie Bewirtschaftung eines Netzge-biets mit allen Pflichten zur Bilanzierung und Entgeltberichterstattung im Sinne der Strommarktliberali-sierung ab. Die reine Belieferung über eine Direktleitung stellt hierbei kein Netz dar; noch ist der An-schluss anderer Abnehmer*innen an eine solche dezidiert geschaffene Kundenanlage zur 1:1-Beliefe-rung technisch möglich.\r\nUm diesem Problem entgegenzuwirken, regt der BWE an, § 41 EnWG durch einen neuen Absatz 9 zu ergänzen: (9) Verträge über die Lieferung von Strom aus Anlagen im Sinne des § 3 Nr. 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 21. Juli 201412an einen Kunden, der nicht Haushaltskunde ist, sind von der Geltung des Abs. 1 Nr. 6, 7, 9, 10, 11, Abs. 2, 3, 4, 5 und 7 ausgenommen.\r\nIn der Praxis hält sich zudem hartnäckig das ungeschriebene Tatbestandsmerkmal, dass keine Verbin-dung zum Netz bestehen dürfe und kein Netzstrom über sie fließen dürfe. Eine gesetzliche Konkretisie-rung durch den Wegfall der Einschränkung der Leitungslänge würde hier für Klarheit und Investitionssi-cherheit sorgen.\r\nDie Definition der Kundenanlage in § 3 Nummer 24a und b EnWG könnte dazu wie folgt geändert wer-den (Änderungen und Ergänzungen fett): a) die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befinden oder bei der durch eine Direktleitung nach Nummer 12 mit einer maximalen Leitungslänge von 5 000 Metern und mit einer Nennspannung von 10 bis einschließlich 40 Kilovolt Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes angebunden sind, b) mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer oder mehreren Erzeugungsanlagen ver-bunden sind. Wobei weder die Leitung ans Energieversorgungsnetz noch die Leitung an An-lagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und die Anlagen nach § 3 Nummer 1 Erneuerbare-Energien-Gesetz auf dem räumlich zusammengehörenden Gebiet liegen müssen.\r\n12 Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 21. Juli 2014 (BGBl. I S. 1066), das zuletzt durch Artikel 4 des Gesetzes vom 26. Juli 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 202) geändert worden ist.\r\n29 von 30\r\nWeitere Argumente, Vorteile und Hintergründe zur Direktbelieferung können in dem BWE-Positionspapier zu Direktbelieferungen nachgelesen werden.13\r\n8.3.3 Umgang mit negativen Strompreisen\r\nDer vorliegende Gesetzentwurf enthält keine neuen Regelungen zur Förderung von Anlagen zur Nut-zung erneuerbarer Energien in Zeiten negativer Spotmarktpreise. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) weist jedoch im Anschreiben zur Verbändeanhörung ausdrücklich darauf hin, dass dieses Thema aktuell behandelt wird. Wir interpretieren dies als eine Fortführung der Ankündigung der Bundesregierung, die entsprechende Förderung zu streichen, um Kosten zu senken.\r\nWir möchten nachdrücklich betonen, dass dieses Vorgehen lediglich das Symptom bekämpft, jedoch nicht die Ursache. Der Gesetzgeber sollte vielmehr darauf abzielen, die Entstehung negativer Strom-preise zu minimieren. Die entsprechenden Lösungsansätze sind in der BEE-Studie zum Strommarktde-sign ausführlich dargelegt und könnten kurzfristig umgesetzt werden. Dazu zählen die Schaffung starker Anreize für Flexibilitäten und die generelle Umstellung des Absicherungssystems des EEG von einem zeitbasierten auf ein mengenbasiertes System. Begleitend muss eine Optimierung der Innovationsaus-schreibungen erfolgen, genauso wie die Förderung von Stromspeichern durch Investitionszuschüsse forciert werden sollte. Nicht zuletzt ist die praxistaugliche Verbesserung der Rahmenbedingungen für das \"Nutzen statt Abschalten\" gemäß § 13k EnWG umzusetzen.\r\nDiese Maßnahmen sind entscheidend für eine erfolgreiche Transformation des bestehenden Strom-marktdesigns hin zu einem dezentralen und im Kern auf volatiler Stromerzeugung fußenden System. Die Abschaffung der Förderung in Phasen negativer Strompreise allein wird dieses Ziel nicht erreichen. Daher empfehlen wir mit Nachdruck, wirksame Anreize für Flexibilitäten zu schaffen, um der Energie-branche eine nachhaltige Perspektive zu bieten.\r\n13 BWE (2024): Stromdirektbelieferung für Unternehmen. LINK. Abgerufen am 10.09.2024.\r\n30 von 30\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nUnsplash_matthew-henry\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartnerin\r\nAntigona Lesi | Stv. Leiterin Justiziariat | a.lesi@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nKevin Hamann | Fachreferent Netzintegration\r\nChristina Hasse | Fachreferentin\r\nKristina Hermann | Leiterin Facharbeit Wind\r\nDr. Janna Hilger | Fachreferentin Planung/ Genehmigung/Länderkoordination\r\nJuliane Karst | Justiziarin\r\nAntigona Lesi | Stv. Leiterin Justiziariat\r\nMirko Moser-Abt | Leiter Politik\r\nDr. Andreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze\r\nWolf Stötzel | Teamleiter Technik und Betrieb\r\nBEE:\r\nDr. Matthias Stark | Leiter Erneuerbare Energiesysteme\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nAlle Landesverbände des BWE und BEE\r\nBeiräte:\r\nBetreiberbeirat\r\nBetriebsführerbeirat\r\nBürgerwindbeirat\r\nFinanziererbeirat\r\nJuristischer Beirat\r\nPlanerbeirat\r\nArbeitskreise:\r\nAK Beteiligung\r\nAK Direktvermarktung\r\nAK Energiepolitik\r\nAK Luftverkehr und Radar\r\nAK Kennzeichnung\r\nAK Netze\r\nDatum\r\n10. September 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012191","regulatoryProjectTitle":"Änderung des EnWG und EEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/68/30/369392/Stellungnahme-Gutachten-SG2410300005.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nNovellierung EnWG/EEG (Teil 2)\r\nGesetzentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz zur Umsetzung der Wachstumsinitiative innerhalb des Gesetzesentwurfs zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung vom 23.10.2024\r\nOktober 2024\r\n2 von 16\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 4\r\n3 Änderungen des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) .................................................. 5\r\n3.1 § 6 EEG (Ref-E) – Streichung fiktiver Strommengen sowie Begriffsersatz ............................................ 5\r\n3.2 § 8a EEG (Ref-E) – Informationspflichten und Kommunikation bei Netzanschlussbegehren ............... 5\r\n3.3 § 8b EEG (Ref-E) – Besondere Regelungen für Stromspeicher und kleinere Anlagen .......................... 6\r\n3.4 § 8e EEG (Ref-E) – Reservierung von Netzanschlusskapazität .............................................................. 6\r\n3.5 § 8d EEG (Ref-E) – Besondere Regelungen zum gemeinsamen Anschluss mit Stromspeicher ............. 6\r\n3.6 § 8f EEG (Ref-E) – Einführung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen ......................................... 7\r\n3.7 § 10b EEG (Ref-E) – Nachweispflicht zur Vorhaltung der technischen Einrichtung .............................. 8\r\n3.8 § 12 EEG (Ref-E) – Klarstellung der zumutbaren Kosten beim Netzausbau und Beteiligung der Anlagenbetreiber ................................................................................................................................. 9\r\n3.9 § 21b EEG (Ref-E) – Aufhebung der starren Proportionalität bei Energy Sharing und bei Direktleitungen ..................................................................................................................................... 9\r\n3.10 § 22b Absatz 5 (Ref-E) - Förderung für weitere Anlagen .................................................................... 10\r\n3.11 § 22b Absatz 6 (Ref-E) – Ersatzlose Streichung .................................................................................. 11\r\n4 Änderungen des Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) .................................................... 13\r\n4.1 § 12 Absatz 2a-2f EnWG (Ref-E) – technische Einrichtung ................................................................. 13\r\n4.2 § 12 2g EnWG (Ref-E) – Pflichtverletzung .......................................................................................... 13\r\n4.3 § 17 EnWG (Ref-E) – Flexible Netzanschlussvereinbarungen ............................................................. 13\r\n4.4 § 17a EnWG (Ref-E) – Informationspflichten und Kommunikation bei Netzanschlussbegehren ........ 14\r\n4.5 § 17b EnWG (Ref-E) – der unverbindlichen Netzanschlussauskunft .................................................. 14\r\n4.6 § 17c EnWG (Ref-E) – digitale Netzanschlussportale .......................................................................... 15\r\n4.7 § 21a EnWG (Ref-E) – Qualitätsvorgaben der BNetzA ........................................................................ 15\r\n3 von 16\r\n1 Einleitung\r\nBereits Mitte Juli 2024 hat sich die Bundesregierung im Zuge der Haushaltsverhandlungen auf eine Wachstumsinitiative geeinigt und darin umfassende Reformvorhaben auch für den Strombereich skizziert. Diese Maßnahmen haben das klare Ziel, Kosten zu senken, neue Anreizstrukturen zu schaffen und strukturellen Herausforderungen mit Blick auf den hohen Zubau von nicht regelbaren Erzeugungsanlagen vorzubeugen.\r\nDie Umsetzung dieser Vorhaben sollte über die Novellierung des EnWG/EEG erfolgen, für die das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) Ende August bereits einen Referentenentwurf in die Verbändebeteiligung geben sollte, wobei die politischen Vereinbarungen nicht mehr integriert werden konnten. Zu diesem Referentenentwurf hatte sich der Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) bereits umfassend in einer BWE-Stellungnahme zur Novellierung von EnWG/EEG geäußert.\r\nDie nachfolgende BWE-Stellungnahme zur Umsetzung der Wachstumsinitiative über das EnWG/EEG nimmt dementsprechend, in Übereinstimmung mit der Aufforderung des BMWK, nur zu den Punkten Stellung, die sich im nunmehr ergänzten Referentenentwurf gegenüber der ersten Verbändebeteiligung des Referentenentwurfs im August angepasst wurden. Maßnahmen zur Erhöhung der Flexibilität sind sinnvoll und für die Entwicklung des Stromsystems unabdingbar. Der Bestandsschutz muss dabei allerdings gewahrt bleiben.\r\nDer BWE ist erfreut, dass das BMWK die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (zukünftig: „Cable Pooling“) in den Entwurf aufgenommen hat, auch wenn der BMWK-Aufschlag zur Umsetzung aus Sicht von BWE/BEE noch Verbesserungspotential birgt. Auch weitere Vorschläge wie flexible Netzanschlussvereinbarungen weisen bei richtiger Umsetzung große Potentiale zur besseren Auslastung vorhandener Netzkapazitäten auf, ebenso wie Entwicklungen hinsichtlich der verbesserten Umsetzbarkeit von Direktbelieferungsvorhaben für die Industrie. Diese sinnvollen Vorhaben dürfen allerdings nicht davon ablenken, dass es bei der Ertüchtigung bzw. des Repowerings auf Verteilnetzebene insbesondere mit Blick auf die Genehmigungsverfahren weitreichende regulatorische Anpassungen erforderlich sind. Dies spart Kosten und stärkt die Energiewende.\r\nMit Bedauern nimmt der BWE zur Kenntnis, dass die im ersten Referentenentwurf aus dem August vorgesehene Harmonisierung von Landesbeteiligungsgesetzen über die Vorgabe eines einheitlichen Rahmens scheinbar gestrichen wurde. Eine Wiederaufnahme ist zur Vorbeugung eines landesweiten Flickenteppichs ratsam. Bürgerenergiegesellschaften sollten davon ausgenommen werden.\r\nDarüber hinaus hat das BMWK für die Novellierung des EnWG den Entwurf einer Verordnungsermächtigung zur Umstellung der Finanzierung des zukünftigen Zubaus der Erneuerbaren Energien angekündigt. Diese sollte sich an die im Abschlussbericht der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS Optionenpapier) skizzierte Option 4 (Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag) anlehnen. Der BWE hat diese Option in einer BWE-Stellungnahme zum Strommarktdesign der Zukunft mit Blick auf die Finanzierungsbedingungen bereits als nicht-zielführend und riskant bewertet. Insbesondere die Banken und Kreditinstitute, die die Energiewende finanzieren hatten mit Blick auf steigende Risiken und Kapitalkosten ihre Sorgen gegenüber dem BMWK artikuliert. Falls das Ministerium trotzdem an dieser Option festhalten will, sind eine Verbändebeteiligung sowie Testläufe für alle betroffenen Technologien unabdingbar, um\r\n4 von 16\r\npolitischen Fehlentscheidungen vorzubeugen, die einen Fadenriss beim Ausbau der Windenergie aber auch anderen erneuerbaren Erzeugungstechnologien zur Folge haben könnten.\r\nDer BWE dankt für die Möglichkeit zur Abgabe einer Stellungnahme im Rahmen der Verbändebeteiligung. Gleichzeitig muss der BWE anmerken, dass die Dauer des Beteiligungsverfahrens mit etwa 48 Stunden für den Umfang der adressierten Herausforderung deutlich zu kurz ist, zumal der Zeitraum zusätzlich in den Berliner Herbstferien liegt. Der BWE bittet mit Nachdruck darum, den Verbänden bei solch zentralen Reformvorhaben in Hinblick auf die Komplexität der Maßnahmen und die erforderliche fachliche Prüfung und Diskussion innerhalb der Branche mehr Zeit zur Beteiligung einzuräumen.\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\nDer BWE begrüßt:\r\n•\r\nDigitalisierung des kompletten Netzanschlussprozesses, vom Netzanschlussbegehren bis hin zur Inbetriebnahme.\r\n•\r\nAufnahme von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen, der Überbauung von Netzverknüpfungspunkten.\r\n•\r\nStreichung fiktiver Strommengen in § 6 EEG.\r\nDer BWE kritisiert:\r\n•\r\nDen Wegfall des Harmonisierungsrahmens für die Beteiligung von Kommunen und Bürgern in § 22b Abs. 6 EEG.\r\nDer BWE empfiehlt:\r\n•\r\nDie Streichung des Kriteriums der „unmittelbar räumlichen Nähe“ in § 21b Abs. 4 EEG wie auch der Vorgabe von 5.000 Metern § 3 Nr. 24 a/b EnWG, um mit diesen Maßnahmen die Stromdirektlieferungen für die Industrie zu fördern.\r\n•\r\nDie Sicherstellung einer technologieübergreifenden Überbauung im Kontext des Cable Poolings.\r\n5 von 16\r\n3 Änderungen des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)\r\n3.1 § 6 EEG (Ref-E) – Streichung fiktiver Strommengen sowie Begriffsersatz\r\nWir begrüßen die Anpassung des EEG, durch die die fiktiven Strommengenregelungen aus § 6 gestrichen wurden. Die bisherige Rechtslage führte zu Unsicherheiten, da sie auf hypothetischen Einspeisemengen basierte. Zukünftig gilt das Angebot von 0,2 ct nur noch für tatsächlich eingespeiste Strommengen, was eine sachgerechte und transparente Lösung darstellt. Dies schafft eine bessere Grundlage für Betreiber und Kommunen und fördert die Planbarkeit sowie Markteffizienz.\r\nGleichzeitig darf nicht außer Acht gelassen werden, dass Betreiber gemäß Absatz 5 des EEG weiterhin lediglich eine Vergütung für die tatsächlich eingespeisten Strommengen erhalten. In Zeiten volatiler Energiepreise stellt dies eine finanzielle Belastung dar, insbesondere wenn Kommunen Druck auf die Beteiligung an der Gesamterzeugung ausüben. In diesem Punkt sollte der Gesetzgeber präzisieren, ob eine finanzielle Beteiligung der Kommunen auf die „erzeugte“ oder die „eingespeiste“ Strommengen abgestellt werden soll.\r\n3.2 § 8a EEG (Ref-E) – Informationspflichten und Kommunikation bei Netzanschlussbegehren\r\nDer in Teilen neugefasste § 8a EEG verpflichtet Netzbetreiber zu umfassenden digitalen Informations- und Kommunikationspflichten bei Netzanschlussbegehren gegenüber Anschlusspetenten. Da die Nummerierungen der Absätze im Referentenentwurf unstimmig sind, erfolgt an dieser Stelle lediglich eine allgemeine Einschätzung.\r\nDer Entwurf sieht vor, dass Netzbetreiber Anschlussbegehrenden nach Eingang des Netzanschlussbegehrens unverzüglich eine Eingangsbestätigung in Textform sowie einen detaillierten Zeitplan zur weiteren Bearbeitung des Netzanschlussbegehrens übermitteln müssen. Der BWE begrüßt die Digitalisierung des Gesamtprozesses sowie die Präzisierung der Form der Eingangsbestätigung und die Erhöhung der Transparenz gegenüber dem Netzanschlusspetenten. Es ist positiv, dass die Netzbetreiber untereinander einheitliche Formate und Anforderungen an die Inhalte abstimmen sollen. Dies sollte jedoch unbedingt unter Beteiligung der Projektierer und Betreiber Erneuerbarer-Energien-Anlagen geschehen, damit sichergestellt werden kann, dass die Informationen entsprechend den Bedürfnissen der Netzanschlussbegehrenden ausfallen, wodurch der Gesamtprozess für alle beteiligten Akteure effizienter gestaltet werden kann. Weiterhin ist es begrüßenswert, dass die in den Technischen Anschlussregeln enthaltene achtwöchige Frist zur Beantwortung von Netzanschlussbegehren auch im EnWG festgehalten wird. Insbesondere in Kombination mit dem Kapazitätsreservierungsmechanismus in § 8e EEG sowie den durch die BNetzA festzulegenden Qualitätsvorgaben, die in § 21a EnWG erneut präzisiert wurden, kann hier ein wirkungsvoller Anreiz für die Einhaltung der Fristen und Prozessschritte im Netzanschlussverfahren gestaltet werden.\r\n6 von 16\r\n3.3 § 8b EEG (Ref-E) – Besondere Regelungen für Stromspeicher und kleinere Anlagen\r\nDer Entwurf sieht Informationspflichten für Netzbetreiber für kleinere Anlagen nach dem geänderten § 8 Absatz 1 Satz 3 EEG vor. Durch den neu einzuführenden § 8d EEG sind indirekt auch Windenergieanlagen beziehungsweise Projekte, bei denen Windenergieanlagen in Kombination mit Energiespeichern geplant werden, betroffen. Daher kommentiert der BWE diesen Gesetzesteil.\r\nDer BWE begrüßt die Ausweitung der Informationspflicht insbesondere auf Stromspeicher, da sie zukünftig in Kombination mit Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen einen wichtigen Beitrag zur Flexibilisierung der Stromerzeugung und des -verbrauchs leisten müssen.\r\nDer BWE begrüßt die Präzisierung der unverzüglichen Eingangsbestätigung auf einen Monat nach Eingang des Netzanschlussbegehrens, merkt aber an, dass dies effektiv zu einer Verlängerung der Gesamtfrist zur Beantwortung des Netzanschlussbegehrens um einen Monat führen könnte, da auf die Eingangsbestätigung je nach Auslegung die achtwöchige Frist zur Beantwortung des Netzanschlussbegehrens erst beginnt.\r\n3.4 § 8e EEG (Ref-E) – Reservierung von Netzanschlusskapazität\r\nDer Kapazitätsreservierungsmechanismus, der im ursprünglichen Referentenentwurf in § 8a EEG neu einzuführen war, wird im vorliegenden Entwurf mit Änderungen in § 8e EEG aufgeführt. Nach wie vor begrüßt der BWE die Einführung dieses Mechanismus, der in Kombination mit Projektfortschrittsnachweisen, der unverbindlichen Netzanschlussauskunft nach § 17b EnWG und weiteren Instrumenten einen wesentlichen Beitrag zur Beschleunigung von Netzanschlüssen leisten kann. Wir begrüßen insbesondere die Beteiligung der betroffenen Verbände in die Entwicklung von gemeinsamen, objektiven, transparenten und diskriminierungsfreien Vorgaben für die Reservierung von Netzanschlusskapazität. Gemeinsam mit den Verteilnetzbetreibern kann so sichergestellt werden, dass der Reservierungsmechanismus alle Akteure im Netzanschlussprozess entlastet und der Fokus auf ernsthaften Projekten liegt.\r\n3.5 § 8d EEG (Ref-E) – Besondere Regelungen zum gemeinsamen Anschluss mit Stromspeicher\r\nDer neu einzuführende § 8d EEG sieht vor, dass die Informationspflichten nach §§8a und 8b EEG auch für Stromspeicher anzuwenden sind, sofern sie gemeinsam mit Anlagen angeschlossen werden sollen und auch das Netzanschlussbegehren von einem Netzanschlussbegehrenden gemeinsam gestellt wird.\r\nGrundsätzlich bewertet der BWE die Berücksichtigung von Stromspeichern im EEG als positiv, merkt aber an, dass auch Standalone-Batterie-Energiespeichersysteme (Standalone-BESS) in bestimmten Netzkonstellationen einen Mehrwert zum Ausbau der Erneuerbaren Energien leisten können.\r\n7 von 16\r\n3.6 § 8f EEG (Ref-E) – Einführung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen\r\nDie von der Branche und der Politik geforderte Überbauung von Netzverknüpfungspunkten soll über den neu einzuführenden § 8f EEG realisiert werden. Dieser setzt § 6a der EU-Richtlinie 2024/1711 (EU) um. Die flexiblen Netzanschlussvereinbarungen werden bedeutungsgleich in § 17 Abs. 2b EnWG adressiert. So sollen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber vertraglich die anlagenseitige Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung vereinbaren können. Des Weiteren werden Netzbetreiber verpflichtet, nähergelegene Netzverknüpfungspunkte auf die Möglichkeit von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen zu überprüfen.\r\nDer BWE begrüßt die Vorschläge des BMWK sehr, die bestehende Netzinfrastruktur durch flexible Einspeiseverträge effizienter zu nutzen. Die anschlussseitige Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung und die Möglichkeit von flexiblen Zeitfenstern ermöglichen die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten. Allerdings bedürfen die bisherigen Formulierungen entscheidender Präzisierungen, um bestehende Netzverknüpfungspunkte zielgerichtet und technologieübergreifend überbauen und somit das volle Potenzial der flexiblen Netzanschlussvereinbarungen nutzen zu können. Der BWE empfiehlt dringend, die technologieübergreifende Überbauung explizit zu ermöglichen und darüber hinaus die Netzbetreiber zum Angebot von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen zu verpflichten.\r\n3.6.1 Zu § 8f Abs. 1 EEG (Ref-E) – flexible Wirkleistungsbegrenzung beim Netzanschluss\r\nDer BWE kritisiert, dass der Gesetzestext nicht explizit auf eine technologieübergreifende Überbauung abzielt, sondern lediglich auf die Wirkleistungsbegrenzung. Ohne diese Klarstellung und die Regelung eines Messkonzepts, das nach Art der Energieerzeuger differenziert, läuft man Gefahr, lediglich die Überbelegung eines Netzverknüpfungspunktes mit der gleichen Technologie zu erreichen. Damit blieben wichtige Zielsetzungen, wie der deutschlandweit gleichmäßige Ausbau von Wind- und Solarenergie sowie die Effizienzsteigerungen durch komplementäre Einspeiseprofile unerreicht.\r\nDes Weiteren empfiehlt der BWE zur Präzisierung, die Formulierung „Wirkleistungseinspeisung“ durch den Begriff „Scheinleistungseinspeisung“ zu ersetzen. Durch die Bezeichnung als Scheinleistungs-einspeisung wird deutlich, dass sowohl die Wirkleistungs- als auch die Blindleistungseinspeisung berücksichtigt werden.\r\n3.6.2 Zu § 8f Abs. 2 Nr. 4 EEG (Ref-E) – technische Anforderungen an die maximale Wirkleistungseinspeisung\r\nDer BWE erkennt an, dass flexible Netzanschlussvereinbarungen durch technische Mindestanforderungen abgesichert sein müssen. Die Erfahrung der Technischen Anschlussbedingungen hat allerdings gezeigt, dass es einen möglichst hohen Standardisierungsgrad braucht, um einen Flickenteppich von technischen Anschlussbedingungen zu verhindern, der auch für die Nutzung dieses Instruments hinderlich wäre. Der Referentenentwurf sieht in einigen Punkten bei der Beschleunigung von Netzanschlussprozessen Verbesserungen im Bereich der Standardisierung und Digitalisierung vor. Der BWE fordert, soweit möglich, die notwendigen Standards für die technischen Anforderungen an die Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung explizit bundeseinheitlich zu gestalten, etwa analog zu den Prozessen der Technischen Anschlussregeln. Auch hier empfiehlt es sich, die Betreiberverbände in die Entwicklung durch die Verteilnetzbetreiber miteinzubeziehen, um möglichst\r\n8 von 16\r\nunbürokratische und einheitliche Anforderungen zu entwickeln, welche eine praxisnahe Umsetzung der flexiblen Netzanschlussvereinbarungen ermöglicht.\r\n3.6.3 Zu § 8f Abs. 2 Nr. 6 EEG (Ref-E) – Ausgestaltung der flexiblen Netzanschlussvereinbarungen\r\nDer Ansatz, die Zustimmung der bereits angeschlossenen oder zeitgleich anzuschließenden Anlagenbetreiber oder Betreiber von Stromspeichern einzuholen, ist grundsätzlich verständlich. Allerdings birgt diese Regelung das Risiko, dass die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten in der Praxis durch die unbegründete Ablehnung anderer Anlagenbetreiber blockiert wird. Diese Blockade könnte die effizientere Auslastung von Netzverknüpfungspunkten und den volkwirtschaftlichen Mehrwert durch reduzierte Netzausbaukosten gefährden. Der BWE empfiehlt daher nachdrücklich, flexible Netzanschlussvereinbarungen grundsätzlich zu ermöglichen.\r\nZudem sollte geprüft werden, ob durch geeignete digitale Mess- und Kontrollsysteme der im Referentenentwurf skizzierte Regelungsumfang reduziert werden kann.\r\n3.6.4 Zu § 8f Abs. 3 EEG (Ref-E) – Verpflichtung der Netzbetreiber zur Prüfung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen\r\nDer vorliegende Entwurf sieht vor, dass Netzbetreiber verpflichtend die Möglichkeit von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen prüfen müssen, sofern sie dem Anschlussbegehrenden einen technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt nennen, der im Hinblick auf die Spannungsebene geeignet ist und nicht die kürzeste Luftlinie zum Standort der Anlage aufweist. Wir begrüßen, dass auf diese Weise EE-Anlagen an naheliegende Netzverknüpfungspunkte ermöglicht durch die flexiblen Netzanschlussvereinbarungen angeschlossen werden können.\r\n3.7 § 10b EEG (Ref-E) – Nachweispflicht zur Vorhaltung der technischen Einrichtung\r\nDie Pflichten des Anlagenbetreibers, die technische Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung und zur Abrufung der Ist-Einspeisung für marktbedingte Abregelungen vorzuhalten, wird nunmehr im vorliegenden Entwurf durch eine Nachweispflicht ergänzt. Die bisherige Praxis hat jedoch gezeigt, dass solche Nachweise auch ohne gesetzliche Klarstellung erfolgten und auf Verlangen dem Netzbetreiber vorgelegt werden.\r\nEine weitere Bürokratisierung ist unbedingt zu vermeiden. Insofern begrüßt der BWE den im Entwurf unter Absatz 5 vorgeschlagenen Hinweis auf ein durch die BNetzA festzulegendes einheitliches Format und Verfahren. Gleichzeitig mahnt der BWE ein zügiges zu erfolgendes Festlegungsverfahren der BNetzA unter Beteiligung der Verbände nach Inkrafttreten dieses Gesetzes an.\r\nIn Absatz 6 Nr. 1 wird zusätzlich dem Direktvermarktungsunternehmen auferlegt, die Einhaltung des § 10b beim Anlagenbetreiber zu überwachen. Im ureigenen Interesse des Vermarktungsunternehmen war und ist es, die Einspeiseleistung marktbedingt zu regeln, da ihn ansonsten wirtschaftliche Nachteile ereilen könnten. Daher erscheint eine gesetzliche Regelung dazu zwar nicht schädlich, aber eben auch nicht notwendig. In diesem Zusammenhang stellt sich die Frage, welche Konsequenzen dem im Absatz 6 adressierten Direktvermarktungsunternehmen bei Missachtung der Pflicht auferlegt werden.\r\n9 von 16\r\nGleiches gilt für Absatz 6 Nr. 2, in dem das Vermarktungsunternehmen dem Netzbetreiber über die Pflichtverletzung des Anlagenbetreibers berichten muss. Es muss genügen, wenn Nachweise wie bisher auf Verlangen durch den Netzbetreiber vom Anlagenbetreiber nachgereicht werden. Dies ist gelebte Praxis und stellt sicher, dass die Direktvermarktungsunternehmen richtigerweise nicht in Prüfpflichten einbezogen werden, die dem Anlagenbetreiber und Netzbetreiber auferlegt sind.\r\n3.8 § 12 EEG (Ref-E) – Klarstellung der zumutbaren Kosten beim Netzausbau und Beteiligung der Anlagenbetreiber\r\nDie Erweiterungen von § 12 EEG zielen auf eine Klarstellung der für Netzbetreiber zumutbaren Netzausbaukosten ab, die durch den Anschluss von EE-Anlagen nötig werden. In der Kürze der Zeit ist eine abschließende Bewertung dieser Änderungen nicht möglich.\r\nEinerseits bewertet der BWE die klare Benennung einer Grenze von zumutbaren Kosten als nachvollziehbar. Auch die hohen Hürden für die in Absatz 3 Satz 2 einzuführende unbillige Härte sind begrüßenswert. Andererseits ist es nicht möglich zu bewerten, ob die Grenze von 15 Euro pro Megawattstunde zu niedrig angesetzt ist. Hier mahnt der BWE zur Vorsicht und zur weiteren Konsultation mit den betroffenen Verbänden. Es gilt zu vermeiden, dass durch einen niedrigen Schwellenwert ein Baukostenzuschuss für EE-Anlagen eingeführt wird, der die Anlagenbetreiber enorm finanziell belasten könnte. Diese Prüfung bedarf einer Konsultation der heute üblichen Netzausbaukosten.\r\nDavon abgesehen sind die Festlegungen sachgemäß, die Anlagenbetreiber lediglich an der anteiligen Differenz von Netzausbaukosten zu beteiligen, die einen gewissen Schwellenwert überschreiten. Auch die Berücksichtigung der Inflation über den Vergleich des Erzeugerpreisindexes und die Berücksichtigung der jährlichen 3 Prozent Spitzenkappung bei der Berechnung des Schwellenwerts sind nachvollziehbar.\r\nIn jedem Fall bedarf es der Klarstellung, wann welcher Akteur welche Zahlung beziehungsweise welche Nachweispflicht zu leisten hat.\r\n3.9 § 21b EEG (Ref-E) – Aufhebung der starren Proportionalität bei Energy Sharing und bei Direktleitungen\r\nDer BWE begrüßt den Vorstoß der im Referentenentwurf formulierten Regelung, Direktbelieferungen über Direktleitungen erleichtern zu wollen. Gleichzeitig regt der BWE an, dieses Ziel schneller und wirksamer durch die Streichung des Kriteriums der „unmittelbar räumlichen Nähe“ in § 21b Abs. 4 EEG sowie dem Entfall der 5.000 m-Begrenzung in § 3 Nr. 24a/b EnWG zu erreichen. Zu diesen entscheidenden Maßnahmen hatte sich der BWE ausführlich in der Stellungnahme aus dem September 2024 geäußert.\r\nDie nun vorliegende Änderung im § 21b Abs. 2 EEG führt dazu, dass Anlagenbetreiber den in ihren Anlagen erzeugten Strom prozentual auf verschiedene Veräußerungsformen nach Absatz 1 aufteilen dürfen, bei einer Kombination von Marktprämie und Direktbelieferung müssen sie die Prozentsätze jedoch nicht jederzeit einhalten. Das ist nicht das, was in diesem Fall tatsächlich geschieht. So werden keine Prozentsätze für eine Aufteilung festgelegt, welche nicht immer eingehalten werden, vielmehr wird eine Überschusseinspeisung realisiert. Es wird also keine Strommenge aufgeteilt, vielmehr wird\r\n10 von 16\r\nvon vorneherein nur die eingespeiste Strommenge über die Marktkommunikation einer Vermarktungsform zugeordnet, während für die nicht eingespeiste Strommenge keine Zuordnung erfolgt. Rechtlich herrscht Uneinigkeit darüber, ob es sich hier rein faktisch um sonstige Direktvermarktung handelt oder die Stromdirektlieferung keine Form der Direktvermarktung, sondern eine weitere vom EEG zugelassene Verwendungsform für den Strom darstellt. Man vergleiche dafür die Definition der Direktvermarktung aus § 3 Nr. 16 EEG.\r\nUngeachtet dessen ist die Regelung wirksam, weil die Kombinationszulässigkeit der Einspeisung in der Marktprämie mit der Weitergabe an Dritte ohne Durchleitung durch ein Netz ausdrücklich klargestellt wird.\r\nDer BWE regt an, dass das Merkmal in § 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG „in unmittelbarer räumlicher Nähe“ gestrichen wird. Damit wäre, anders als im derzeitigen Entwurf auch eine Kombination von Einspeisevergütung und sonstiger Direktvermarktung möglich. Die Streichung des Merkmals „unmittelbar räumliche Nähe“ ist eine klare und einfache Möglichkeit Direktbelieferungen zu erleichtern. Ist die Kombination von Einspeisevergütung und Direktbelieferung ausschließen gewollt, sollte das in § 21 Abs. 2 EEG geregelt werden, indem in Nr. 1 lit. a das Wort „und“ durch „oder“ ersetzt wird. Das würde auch den Widerspruch auflösen, dass derzeit nach § 21 Abs. 2 EEG die Direktbelieferung an sich ausdrücklich erlaubt ist, nach § 21b Abs. 4 EEG aber verboten ist.\r\nUm das gesetzgeberische Ziel, Direktbelieferungen zu erleichtern, regt der BWE daher weiterhin die Streichung der Worte „in unmittelbarer räumlicher Nähe“ in § 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG an.\r\n3.10 § 22b Absatz 5 (Ref-E) - Förderung für weitere Anlagen\r\nDer neu eingefügte Satz „Abweichend von Satz 1 kann eine Förderung in Anspruch genommen werden für weitere Anlagen, die vom Erfordernis einer wettbewerblichen Ermittlung des anzulegenden Wertes nach § 22 Absatz 2 Satz 2 Nummer 1 oder 2 oder Absatz 3 Satz 2 Nummer 1 oder 1a ausgenommen sind“ führt zu einer Lockerung der bisherigen Regelung und ermöglicht es Betreibern, innerhalb der Dreijahresfrist weitere geförderte Anlagen unterhalb der regulären Ausschreibungsschwellen zu errichten. Die Regelung scheint so interpretiert werden zu können, dass natürliche Personen zusätzlich zum Zuschlag für Bürgerenergiegesellschaften eine Förderung erhalten können – allerdings nur für eine Pilotanlage bis zu 1 MW oder für Windkraft- bzw. Solaranlagen des zweiten Segments. Hier wird durch die „oder“-Formulierung eine ausschließliche Wahl gefordert, was die Interpretierbarkeit des Paragrafen erschwert. In der Begründung sollte daher eine Klarstellung vorgenommen werden, um die konkrete Umsetzung für die betroffenen Betreibergruppen verständlicher zu gestalten.\r\nPositiv hervorzuheben ist, dass der Missbrauch der neuen Regelung durch die Anlagenzusammenfassungsregelung in § 24 EEG 2023 verhindert wird. Sie stellt sicher, dass eine Umgehung der Ausschreibungspflicht durch die Errichtung mehrerer kleinerer, jedoch räumlich und zeitlich nah beieinander liegender Anlagen vermieden wird. Allerdings erscheint in diesem Zusammenhang die Beibehaltung der Dreijahresfrist fragwürdig, da durch die Regelung des § 24 EEG 2023 bereits ausreichend Missbrauchsschutz vorhanden ist und die Frist dem schnellen Ausbau erneuerbarer Energien entgegensteht.\r\nInsgesamt bietet die Änderung von § 22b Absatz 5 EEG 2023 zusätzliche Flexibilität für Betreiber kleiner Anlagen und fördert den rascheren Ausbau erneuerbarer Energien. Durch die Einbeziehung weiterer Anlagen unterhalb der Ausschreibungsschwellen können insbesondere kleinere Projekte zügiger\r\n11 von 16\r\numgesetzt werden. Die Begrenzung auf eine bestimmte Auswahlkategorie pro Zuschlag – beispielsweise entweder eine Pilotanlage bis zu 1 MW oder eine Anlage aus dem zweiten Segment – könnte jedoch den Anwendungsbereich zu sehr einengen und sollte daher nochmals überdacht werden. Gerade im ländlichen Raum liegen neue Windenergieprojekte meistens an Grenzen zu Nachbargemeinden und eine Beteiligung benachbarter Anwohner würde damit verhindert werden. Eine generelle Lockerung, in Kombination mit dem bestehenden Missbrauchsschutz, könnte den Ausbau erneuerbarer Energien insgesamt beschleunigen und die Klimaziele wirkungsvoller unterstützen.\r\n3.11 § 22b Absatz 6 (Ref-E) – Ersatzlose Streichung\r\nDie ersatzlose Streichung des § 22b Absatz 6 kritisiert der BWE aus mehreren Gründen. Erstens braucht es angesichts der Vielzahl an Landesgesetzgebungen dringend eine Glättung des so entstandenen „Flickenteppichs“. Er sorgt für Standortverzerrungen und Planungsunsicherheiten. Der bundeseinheitliche Rahmen des § 22b Ansatz 6 ist geeignet, um dem entgegenzuwirken.\r\nZweitens befürwortet der BWE Regelungen, die es Projektierern ermöglichen, gesetzeskonform und transparent zu beteiligen. Mit der „Belastungs-Benchmark“ des § 22b Absatz 6 wird bundeseinheitlich Klarheit darüber geschaffen, mit welcher Beteiligungshöhe die Kommunen rechnen können. Zudem wird das Risiko einer strafrechtlichen Verfolgung aufgrund des Tatbestands der Bestechung minimiert, wenn der Umfang der Beteiligung innerhalb des Rahmens der 0,3 Ct liegt. Zugleich ermöglicht es § 22b Absatz 6 Projektierenden, Kommunen und Anwohner*innen ein Angebot über eine höhere Zahlung zu machen. Die Novellierung würde somit Flexibilität erlauben und gleichzeitig Orientierung geben, was der BWE begrüßt.\r\nDrittens wird mit der ersatzlosen Streichung die Chance vertan eine bundeseinheitliche Ausnahmeregelung für Bürgerenergiegesellschaften im Sinne des § 3 Nr. 15 EEG 2023 einzuführen. Es ist klarzustellen, dass Bürgerenergiegesellschaften zu einer weitergehenden Beteiligung von Kommunen und Anwohner*innen berechtigt, jedoch nicht verpflichtet sind. Eine solche Regelung findet sich bereits in den Landesgesetzgebungen (Bürgerenergiegesetz NRW (BürgEnG); aktueller Entwurf der bayrischen Landesregierung zur Änderung des Gesetzes über die Zuständigkeiten zum Vollzug wirtschaftsrechtlicher Vorschriften). Sie trägt dem Umstand Rechnung, dass die Beteiligungsgesetze darauf abzielen, Projektierern eine rechtssichere Beteiligung und Steigerung der regionalen Wertschöpfung zu ermöglichen. Dieses Ziel können Bürgerenergiegesellschaften bereits zur Genüge umsetzen. Sie sollten keinen weiteren Mehrbelastungen ausgesetzt sein.\r\nSomit empfiehlt der BWE, den § 22b Absatz 6 unter Berücksichtigung der Ausnahme für Bürgerenergiegesellschaften erneut in die Gesetzesnovelle aufzunehmen. Wir regen außerdem an, in den § 22b Absatz 6 EEG eine Regelung zur Übergangsfrist aufzunehmen. Aus dieser muss hervorgehen, bis wann die Bundesländer die 0,3-Ct-Option verfügbar machen und eventuelle Anpassungen am Landesrecht vornehmen müssen. Außerdem sollte deutlicher werden, auf welche Zahlungen der § 22b Abs. 6 rekurriert. So sehen die Landesbeteiligungsgesetze im Saarland und in Nordrhein-Westfalen Ersatzbeteiligungszahlungen bei nicht-fristgerechter Einigung vor. Vor dem Hintergrund dessen sollte präzisiert werden, ob die 0,3-Ct-Abgabe lediglich eine Möglichkeit der regulären Beteiligungsvereinbarung darstellt oder auch eine „Rückfalloption“ bei nicht-fristgerechter Einigung sein kann.\r\n12 von 16\r\nDie Windenergiebranche braucht einen auf Bundesebene vorgegebenen regulatorischen Rahmen für die Beteiligung von Kommunen und Bürger*innen. Daher begrüßte der BWE ausdrücklich den vom BMWK vorgeschlagenen Regelungskorridor – schlank in der Formulierung, offen für verschiedene Optionen.\r\n3.12 § 51 EEG (Ref-E) – Negative Strompreise in Verbindung mit § 100 EEG\r\nDas Vorziehen der Regelung, keinerlei Förderung bei negativen Preisen an Anlagenbetreiber zu zahlen, bedeutet, dass sich in Planung befindende Projekte, die mit dem ursprünglichen Zeitplan bis 2027 gerechnet hatten, neu bewertet werden müssen. Gleiches gilt für die Umstellung des bisher stündlichen Betrachtungszeitraumes auf einen viertelstündlichen Betrachtungszeitraum. Es ist durchaus einleuchtend, dass diese Regelung der Ankündigung der EPEX-Spot folgt, welche ab März 2025 in den Day-Ahead-Auktionen die Stundenprodukte auf Viertelstundenprodukte umstellt, bedeutet aber auch, dass die Anzahl der Zeitfenster, in denen keine Förderung bei negativen Preisen gezahlt wird, zunimmt und somit die bisherigen Kalkulationen der Projekte negativ beeinflussen wird.\r\nDass auch für Neuanlagen in Abhängigkeit der Zuschlagtermine noch bis Ende 2025 die Regelungen des zurzeit gültigen EEG Anwendung finden, begrüßen wir. Gleiches gilt für die Übergangsregelungen in den Absätzen 47 und 48 für Bestandsanlagen bzw. für Anlagen, die sich aktuell in der Planungsphase befinden. Allerdin ist sicherzustellen, dass alle Anlagen, die im Jahr 2025 einen Zuschlag erhalten noch von der aktuell gültigen Regelung profitieren. Ein Abstellen auf das Inbetriebnahme Datum ist nicht zielführend und erhöht finanzielle Risiken. Die Inbetriebnahme ist aufgrund externer Herausforderungen, wie z.B. Probleme mit Lieferketten, nicht zuverlässig kalkulierbar.\r\nDer in den Absätzen 49 und 50 neu eingeführt Bonus für Bestandsanlagen, die sich freiwillig den Regelungen des § 51 unterwerfen, begrüßen wir, hinterfragen jedoch gleichzeitig die Höhe des Betrages von 0,6 ct/kWh auf den Anzulegenden Wert. Da sich aktuell schwer abschätzen lässt, wie dieses Instrument von den Betreibern der adressierten Bestandsanlagen angenommen werden wird, regen wir eine Überprüfung der Wirkung des Bonus nach einem Jahr an.\r\n13 von 16\r\n4 Änderungen des Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)\r\n4.1 § 12 Absatz 2a-2f EnWG (Ref-E) – technische Einrichtung\r\nZu begrüßen ist, dass mit den neu hinzugefügten Absätzen 2a bis 2f des § 12 nunmehr klargestellt wird, dass die Anforderungen des §9 EEG an die technische Einrichtung zur Reduzierung und Abrufung der Ist-Einspeisung durch die Netzbetreiber mittels jährlichen Tests zu prüfen ist.\r\nDie ebenso an die BNetzA übertragene Kompetenz, Vorgaben zu diesen Tests zu festzulegen ist richtig. Wir weisen diesbezüglich jedoch auf ein baldiges zügiges Festlegungsverfahren hin, um die Bedürfnisse der Anlagenbetreiber mit den Anforderungen der Netzbetreiber abzustimmen.\r\n4.2 § 12 Abs. 2g EnWG (Ref-E) – Pflichtverletzung\r\nDie Verantwortung, ebenso wie bei den Tests, wird auch auf die Anschlussnetzbetreiber übertragen, das ist grundsätzlich zu begrüßen, wenn die Pflichtverletzung beim Betreiber liegt, greift allerdings zum einen § 52 und zum andern auch keine Einspeisung, da die Anlage ja vom Netz getrennt wurde.\r\n4.3 § 17 EnWG (Ref-E) – Flexible Netzanschlussvereinbarungen\r\nZu § 17 Absatz 2a EnWG (Ref-E) – Berücksichtigung von Energiespeicheranlagen\r\nDer BWE begrüßt, dass Energiespeicheranlagen zukünftig beim Netzanschlussvorrang berücksichtigt werden, da Energiespeicher einen wesentlichen Beitrag zur Flexibilisierung der Stromerzeugung und des Stromverbrauchs leisten können und müssen.\r\nZu § 17 Absatz 2b EnWG (Ref-E) – Einführung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen\r\nDer BWE begrüßt die Einführung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen durch den vorliegenden Entwurf sehr. Die technologieübergreifende komplementäre Nutzung von Netzverknüpfungspunkten eröffnet große Möglichkeiten, die bestehende Netzinfrastruktur effizienter zu nutzen und so auch die anstehenden Netzausbaumaßahmen und -kosten zu reduzieren.\r\nDer vorliegende Entwurf ermöglicht es Verteilnetzbetreibern, Anschlussnehmern flexible Netzanschlussvereinbarungen wahlweise anzubieten. Der BWE merkt hierzu an, dass es dringend nötig ist,, die Netzbetreiber zu verpflichteten , flexible Netzanschlussvereinbarungen anzubieten, sofern sie technisch möglich sind. Durch die Möglichkeit allein kann die flächenmäßige Anwendung dieses sinnvollen Instruments noch nicht gewährleistet werden. Damit riskiert man auch, die Entlastung beim Netzausbau und die volkswirtschaftlichen Vorteile nicht zu realisieren. Die Studie zu Netzverknüpfungspunkten des BEE belegt eindeutig, dass insbesondere die ergänzende Überbelegung von Netzverknüpfungspunkten durch eine Kombination von Wind-, Solar- und Speicheranlagen große technische und volkswirtschaftliche Vorteile mit sich bringt.\r\n14 von 16\r\n4.4 § 17a EnWG (Ref-E) – Informationspflichten und Kommunikation bei Netzanschlussbegehren\r\nDer neu einzuführende § 17a EnWG führt neue Informations- und Kommunikationspflichten bei Netzanschlussbegehren ein, die im vorherigen Entwurf weitgehend in § 17 EnWG verortet waren.\r\nDer BWE begrüßt die vorgenommenen Begriffspräzisierungen weitestgehend und weist darauf hin, dass die in Absatz 2 gewählte Formulierung “andere geeignete elektronische Medien” die dringend notwendige und im Referentenentwurf verankerte Digitalisierung gefährden könnte. Die Formulierung kann derart ausgelegt werden, dass Netzanschlussbegehren auch über weniger zeitgemäße digitale Tools wie E-Fax abgewickelt werden können, sofern ein Netzbetreiber dies wünscht. Um eine bundesweit möglichst einheitliche Digitalisierung zu gewährleisten, gilt es hier, Unklarheiten zu vermeiden. Des Weiteren begrüßt der BWE die Präzisierung, Eingangsbestätigungen auf Netzanschlussbegehren in Textform übermitteln zu müssen.\r\nIn Absatz 4 sollte das Ergebnis der Prüfung des Netzanschlussbegehrens deutlich schneller als die im Referentenentwurf vorgesehenen acht Wochen mitzuteilen sein. Der BWE regt an die Frist auf vier Wochen zu kürzen. Zudem sollten die Verteilnetzbetreiber nach vier Wochen zu einem Gesprächstermin mit dem Netzanschlussbegehrenden verpflichtet werden. Etwaige Probleme können so im direkten Austausch adressiert werden.\r\n4.5 § 17b EnWG (Ref-E) – unverbindliche Netzanschlussauskunft\r\nDie zuvor in § 17a EnWG avisierte unverbindliche Netzanschlussauskunft soll nun über den neu einzuführenden § 17b EnWG realisiert werden. Im Zuge dessen wurden einige Passagen ausformuliert und angepasst. So soll dem Antragsteller in Zukunft nur noch mindestens ein weiter entfernter Netzverknüpfungspunkt mit geeigneter Spannungsebene und verfügbarer Kapazität für die angegebene Nennleistung übermittelt werden. Die Einführung der unverbindlichen Netzanschlussauskunft wird gegenüber dem vorherigen Entwurf um ein Jahr nach hinten verschoben, auf den 1. Januar 2028. Der BWE empfiehlt eine frühzeitigere Umsetzung, um den Netzanschluss von EE-Anlagen zu beschleunigen und die Netzbetreiber zu entlasten, die ohne digitale und unverbindliche Netzauskunft wesentlich aufwendigere Netzanschlussbegehren bearbeiten müssen.\r\nInsofern Netzbetreiber anderweitig verpflichtet werden, nähergelegene Netzverknüpfungspunkte, an denen die reduzierte Einspeisung durch flexible Netzanschlussvereinbarungen möglich ist, gemäß § 8f Absatz 3 EEG zu prüfen, kann der sinnvolle Hinweis auf nähergelegene Netzverknüpfungspunkte hier entfallen. Allerdings erachtet der BWE es weiterhin als sinnvoll, Angaben zu Netzverknüpfungspunkten zu machen, an denen eine reguläre oder flexible Netzanschlussvereinbarung auf der nächsthöheren Spannungsebene möglich ist. In der Praxis weichen Projektierer schon jetzt häufig auf höhere Spannungsebenen aus, um einen beschleunigten Netzanschluss zu erreichen. Die frühzeitige Information würde die Planung erleichtern.\r\nAußerdem merkt der BWE an, dass in Absatz 1 zwar die Veröffentlichung von verfügbaren Netzanschlusskapazitäten in den Umspannebenen von Höchstspannung zu Hochspannung sowie von Hochspannung zu Mittelspannung gefordert wird, nicht aber in der Hochspannung selbst. Die möglicherweise irrtümlich nicht genannte Hochspannungsebene gilt es zu ergänzen, da hier ein signifikanter Teil von Windenergieanlagen projektiert wird.\r\n15 von 16\r\n4.6 § 17c EnWG (Ref-E) – digitale Netzanschlussportale\r\nDer neu einzuführende § 17c EnWG sieht die flächendeckende Digitalisierung des Netzanschlussprozesses, vom Netzanschlussbegehren bis hin zur Inbetriebnahme vor. Ein digitales Netzanschlussportal bewerten wir als äußerst sinnvoll, da es im Sinne von Standardisierung, Digitalisierung und Automatisierung zur notwendigen Beschleunigung von Netzanschlussprozessen beiträgt. Der BWE bedauert, dass dies erst drei Jahren nach Inkrafttreten des Gesetzes verpflichtend werden soll. Eine schnellere Umsetzung ist hier durchaus vorstellbar und würde für eine zügigere Vereinfachung sorgen.\r\nEs ist sehr begrüßenswert, dass die Verteilnetzbetreiber hier gemeinsam mit den betroffenen Verbänden einheitliche Vorgaben zu den Schritten im Netzanschlussprozess, den Formaten und Inhalten der auszutauschenden Daten, den rollenspezifischen Zugängen und den vorgesehenen Programmierschnittstellen entwickeln sollen. Einen möglichen Flickenteppich aus über 850 individuellen Lösungen der Verteilnetzbetreiber zu vermeiden, ist ein großer Gewinn für die Beschleunigung von Netzanschlussprozessen. Die Beteiligung der Verbände ermöglicht eine bedarfsgerechte und praxisnahe Ausgestaltung der digitalen Netzanschlussportale.\r\nWir unterstützen weiterhin die Regelung, dass Netzbetreiber auf dem digitalen Netzanschlussportal transparente Informationen zum Bearbeitungsstand der Netzanschlussfrage, einschließlich der verbleibenden Bearbeitungszeit der jeweils aktuellen Prozessschritte bereitstellen müssen. Dies ermöglicht eine bessere Planbarkeit seitens der Projektierer.\r\n4.7 § 21a EnWG (Ref-E) – Qualitätsvorgaben der BNetzA\r\nDie Präzisierung der Qualitätsvorgaben begrüßt der BWE ausdrücklich. Die Möglichkeit der Sanktionierung bei Nichteinhaltung von Rückmelde- und Bearbeitungsfristen kann einen wichtigen Anreiz schaffen, um beispielsweise die schon heute geforderte aber oft nicht eingehaltene achtwöchige Frist zur Bearbeitung von Netzanschlussbegehren einzuhalten und somit den gesamten Prozess zu beschleunigen. Auch durch die Flankierung des Kapazitätsreservierungsmechanismus nach § 8e EEG kann dieses Instrument seine Wirkung entfalten.\r\n16 von 16\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\niStock/CHUNYIP WONG\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechperson\r\nAntigona Lesi | Stv. Leiterin Justiziariat | a.lesi@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nChristina Hasse | Referentin Planung und Projektierung\r\nKristina Hermann | Leiterin Facharbeit Wind\r\nDr. Janna Hilger | Fachreferentin Planung/ Genehmigung/Länderkoordination\r\nAntigona Lesi | Stv. Leiterin Justiziariat\r\nMirko Moser-Abt | Leiter Politik\r\nDr. Andreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze\r\nWolf Stötzel | Teamleiter Technik und Betrieb\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nAlle Landesverbände des BWE und BEE\r\nBeiräte:\r\nBetreiberbeirat\r\nBetriebsführerbeirat\r\nBürgerwindbeirat\r\nFinanziererbeirat\r\nJuristischer Beirat\r\nPlanerbeirat\r\nArbeitskreise:\r\nAK Beteiligung\r\nAK Direktvermarktung\r\nAK Energiepolitik\r\nAK Luftverkehr und Radar\r\nAK Kennzeichnung\r\nAK Netze\r\nDatum 25. Oktober 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012191","regulatoryProjectTitle":"Änderung des EnWG und EEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/27/82/387236/Stellungnahme-Gutachten-SG2412190013.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nNovellierung EnWG/EEG (Teil 2)\r\nGesetzentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz zur Umsetzung der Wachstumsinitiative innerhalb des Gesetzesentwurfs zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung vom 23.10.2024\r\nOktober 2024\r\n2 von 16\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 4\r\n3 Änderungen des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) .................................................. 5\r\n3.1 § 6 EEG (Ref-E) – Streichung fiktiver Strommengen sowie Begriffsersatz ............................................ 5\r\n3.2 § 8a EEG (Ref-E) – Informationspflichten und Kommunikation bei Netzanschlussbegehren ............... 5\r\n3.3 § 8b EEG (Ref-E) – Besondere Regelungen für Stromspeicher und kleinere Anlagen .......................... 6\r\n3.4 § 8e EEG (Ref-E) – Reservierung von Netzanschlusskapazität .............................................................. 6\r\n3.5 § 8d EEG (Ref-E) – Besondere Regelungen zum gemeinsamen Anschluss mit Stromspeicher ............. 6\r\n3.6 § 8f EEG (Ref-E) – Einführung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen ......................................... 7\r\n3.7 § 10b EEG (Ref-E) – Nachweispflicht zur Vorhaltung der technischen Einrichtung .............................. 8\r\n3.8 § 12 EEG (Ref-E) – Klarstellung der zumutbaren Kosten beim Netzausbau und Beteiligung der Anlagenbetreiber ................................................................................................................................. 9\r\n3.9 § 21b EEG (Ref-E) – Aufhebung der starren Proportionalität bei Energy Sharing und bei Direktleitungen ..................................................................................................................................... 9\r\n3.10 § 22b Absatz 5 (Ref-E) - Förderung für weitere Anlagen .................................................................... 10\r\n3.11 § 22b Absatz 6 (Ref-E) – Ersatzlose Streichung .................................................................................. 11\r\n4 Änderungen des Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) .................................................... 13\r\n4.1 § 12 Absatz 2a-2f EnWG (Ref-E) – technische Einrichtung ................................................................. 13\r\n4.2 § 12 2g EnWG (Ref-E) – Pflichtverletzung .......................................................................................... 13\r\n4.3 § 17 EnWG (Ref-E) – Flexible Netzanschlussvereinbarungen ............................................................. 13\r\n4.4 § 17a EnWG (Ref-E) – Informationspflichten und Kommunikation bei Netzanschlussbegehren ........ 14\r\n4.5 § 17b EnWG (Ref-E) – der unverbindlichen Netzanschlussauskunft .................................................. 14\r\n4.6 § 17c EnWG (Ref-E) – digitale Netzanschlussportale .......................................................................... 15\r\n4.7 § 21a EnWG (Ref-E) – Qualitätsvorgaben der BNetzA ........................................................................ 15\r\n3 von 16\r\n1 Einleitung\r\nBereits Mitte Juli 2024 hat sich die Bundesregierung im Zuge der Haushaltsverhandlungen auf eine Wachstumsinitiative geeinigt und darin umfassende Reformvorhaben auch für den Strombereich skizziert. Diese Maßnahmen haben das klare Ziel, Kosten zu senken, neue Anreizstrukturen zu schaffen und strukturellen Herausforderungen mit Blick auf den hohen Zubau von nicht regelbaren Erzeugungsanlagen vorzubeugen.\r\nDie Umsetzung dieser Vorhaben sollte über die Novellierung des EnWG/EEG erfolgen, für die das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) Ende August bereits einen Referentenentwurf in die Verbändebeteiligung geben sollte, wobei die politischen Vereinbarungen nicht mehr integriert werden konnten. Zu diesem Referentenentwurf hatte sich der Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) bereits umfassend in einer BWE-Stellungnahme zur Novellierung von EnWG/EEG geäußert.\r\nDie nachfolgende BWE-Stellungnahme zur Umsetzung der Wachstumsinitiative über das EnWG/EEG nimmt dementsprechend, in Übereinstimmung mit der Aufforderung des BMWK, nur zu den Punkten Stellung, die sich im nunmehr ergänzten Referentenentwurf gegenüber der ersten Verbändebeteiligung des Referentenentwurfs im August angepasst wurden. Maßnahmen zur Erhöhung der Flexibilität sind sinnvoll und für die Entwicklung des Stromsystems unabdingbar. Der Bestandsschutz muss dabei allerdings gewahrt bleiben.\r\nDer BWE ist erfreut, dass das BMWK die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (zukünftig: „Cable Pooling“) in den Entwurf aufgenommen hat, auch wenn der BMWK-Aufschlag zur Umsetzung aus Sicht von BWE/BEE noch Verbesserungspotential birgt. Auch weitere Vorschläge wie flexible Netzanschlussvereinbarungen weisen bei richtiger Umsetzung große Potentiale zur besseren Auslastung vorhandener Netzkapazitäten auf, ebenso wie Entwicklungen hinsichtlich der verbesserten Umsetzbarkeit von Direktbelieferungsvorhaben für die Industrie. Diese sinnvollen Vorhaben dürfen allerdings nicht davon ablenken, dass es bei der Ertüchtigung bzw. des Repowerings auf Verteilnetzebene insbesondere mit Blick auf die Genehmigungsverfahren weitreichende regulatorische Anpassungen erforderlich sind. Dies spart Kosten und stärkt die Energiewende.\r\nMit Bedauern nimmt der BWE zur Kenntnis, dass die im ersten Referentenentwurf aus dem August vorgesehene Harmonisierung von Landesbeteiligungsgesetzen über die Vorgabe eines einheitlichen Rahmens scheinbar gestrichen wurde. Eine Wiederaufnahme ist zur Vorbeugung eines landesweiten Flickenteppichs ratsam. Bürgerenergiegesellschaften sollten davon ausgenommen werden.\r\nDarüber hinaus hat das BMWK für die Novellierung des EnWG den Entwurf einer Verordnungsermächtigung zur Umstellung der Finanzierung des zukünftigen Zubaus der Erneuerbaren Energien angekündigt. Diese sollte sich an die im Abschlussbericht der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS Optionenpapier) skizzierte Option 4 (Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag) anlehnen. Der BWE hat diese Option in einer BWE-Stellungnahme zum Strommarktdesign der Zukunft mit Blick auf die Finanzierungsbedingungen bereits als nicht-zielführend und riskant bewertet. Insbesondere die Banken und Kreditinstitute, die die Energiewende finanzieren hatten mit Blick auf steigende Risiken und Kapitalkosten ihre Sorgen gegenüber dem BMWK artikuliert. Falls das Ministerium trotzdem an dieser Option festhalten will, sind eine Verbändebeteiligung sowie Testläufe für alle betroffenen Technologien unabdingbar, um\r\n4 von 16\r\npolitischen Fehlentscheidungen vorzubeugen, die einen Fadenriss beim Ausbau der Windenergie aber auch anderen erneuerbaren Erzeugungstechnologien zur Folge haben könnten.\r\nDer BWE dankt für die Möglichkeit zur Abgabe einer Stellungnahme im Rahmen der Verbändebeteiligung. Gleichzeitig muss der BWE anmerken, dass die Dauer des Beteiligungsverfahrens mit etwa 48 Stunden für den Umfang der adressierten Herausforderung deutlich zu kurz ist, zumal der Zeitraum zusätzlich in den Berliner Herbstferien liegt. Der BWE bittet mit Nachdruck darum, den Verbänden bei solch zentralen Reformvorhaben in Hinblick auf die Komplexität der Maßnahmen und die erforderliche fachliche Prüfung und Diskussion innerhalb der Branche mehr Zeit zur Beteiligung einzuräumen.\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\nDer BWE begrüßt:\r\n•\r\nDigitalisierung des kompletten Netzanschlussprozesses, vom Netzanschlussbegehren bis hin zur Inbetriebnahme.\r\n•\r\nAufnahme von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen, der Überbauung von Netzverknüpfungspunkten.\r\n•\r\nStreichung fiktiver Strommengen in § 6 EEG.\r\nDer BWE kritisiert:\r\n•\r\nDen Wegfall des Harmonisierungsrahmens für die Beteiligung von Kommunen und Bürgern in § 22b Abs. 6 EEG.\r\nDer BWE empfiehlt:\r\n•\r\nDie Streichung des Kriteriums der „unmittelbar räumlichen Nähe“ in § 21b Abs. 4 EEG wie auch der Vorgabe von 5.000 Metern § 3 Nr. 24 a/b EnWG, um mit diesen Maßnahmen die Stromdirektlieferungen für die Industrie zu fördern.\r\n•\r\nDie Sicherstellung einer technologieübergreifenden Überbauung im Kontext des Cable Poolings.\r\n5 von 16\r\n3 Änderungen des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)\r\n3.1 § 6 EEG (Ref-E) – Streichung fiktiver Strommengen sowie Begriffsersatz\r\nWir begrüßen die Anpassung des EEG, durch die die fiktiven Strommengenregelungen aus § 6 gestrichen wurden. Die bisherige Rechtslage führte zu Unsicherheiten, da sie auf hypothetischen Einspeisemengen basierte. Zukünftig gilt das Angebot von 0,2 ct nur noch für tatsächlich eingespeiste Strommengen, was eine sachgerechte und transparente Lösung darstellt. Dies schafft eine bessere Grundlage für Betreiber und Kommunen und fördert die Planbarkeit sowie Markteffizienz.\r\nGleichzeitig darf nicht außer Acht gelassen werden, dass Betreiber gemäß Absatz 5 des EEG weiterhin lediglich eine Vergütung für die tatsächlich eingespeisten Strommengen erhalten. In Zeiten volatiler Energiepreise stellt dies eine finanzielle Belastung dar, insbesondere wenn Kommunen Druck auf die Beteiligung an der Gesamterzeugung ausüben. In diesem Punkt sollte der Gesetzgeber präzisieren, ob eine finanzielle Beteiligung der Kommunen auf die „erzeugte“ oder die „eingespeiste“ Strommengen abgestellt werden soll.\r\n3.2 § 8a EEG (Ref-E) – Informationspflichten und Kommunikation bei Netzanschlussbegehren\r\nDer in Teilen neugefasste § 8a EEG verpflichtet Netzbetreiber zu umfassenden digitalen Informations- und Kommunikationspflichten bei Netzanschlussbegehren gegenüber Anschlusspetenten. Da die Nummerierungen der Absätze im Referentenentwurf unstimmig sind, erfolgt an dieser Stelle lediglich eine allgemeine Einschätzung.\r\nDer Entwurf sieht vor, dass Netzbetreiber Anschlussbegehrenden nach Eingang des Netzanschlussbegehrens unverzüglich eine Eingangsbestätigung in Textform sowie einen detaillierten Zeitplan zur weiteren Bearbeitung des Netzanschlussbegehrens übermitteln müssen. Der BWE begrüßt die Digitalisierung des Gesamtprozesses sowie die Präzisierung der Form der Eingangsbestätigung und die Erhöhung der Transparenz gegenüber dem Netzanschlusspetenten. Es ist positiv, dass die Netzbetreiber untereinander einheitliche Formate und Anforderungen an die Inhalte abstimmen sollen. Dies sollte jedoch unbedingt unter Beteiligung der Projektierer und Betreiber Erneuerbarer-Energien-Anlagen geschehen, damit sichergestellt werden kann, dass die Informationen entsprechend den Bedürfnissen der Netzanschlussbegehrenden ausfallen, wodurch der Gesamtprozess für alle beteiligten Akteure effizienter gestaltet werden kann. Weiterhin ist es begrüßenswert, dass die in den Technischen Anschlussregeln enthaltene achtwöchige Frist zur Beantwortung von Netzanschlussbegehren auch im EnWG festgehalten wird. Insbesondere in Kombination mit dem Kapazitätsreservierungsmechanismus in § 8e EEG sowie den durch die BNetzA festzulegenden Qualitätsvorgaben, die in § 21a EnWG erneut präzisiert wurden, kann hier ein wirkungsvoller Anreiz für die Einhaltung der Fristen und Prozessschritte im Netzanschlussverfahren gestaltet werden.\r\n6 von 16\r\n3.3 § 8b EEG (Ref-E) – Besondere Regelungen für Stromspeicher und kleinere Anlagen\r\nDer Entwurf sieht Informationspflichten für Netzbetreiber für kleinere Anlagen nach dem geänderten § 8 Absatz 1 Satz 3 EEG vor. Durch den neu einzuführenden § 8d EEG sind indirekt auch Windenergieanlagen beziehungsweise Projekte, bei denen Windenergieanlagen in Kombination mit Energiespeichern geplant werden, betroffen. Daher kommentiert der BWE diesen Gesetzesteil.\r\nDer BWE begrüßt die Ausweitung der Informationspflicht insbesondere auf Stromspeicher, da sie zukünftig in Kombination mit Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen einen wichtigen Beitrag zur Flexibilisierung der Stromerzeugung und des -verbrauchs leisten müssen.\r\nDer BWE begrüßt die Präzisierung der unverzüglichen Eingangsbestätigung auf einen Monat nach Eingang des Netzanschlussbegehrens, merkt aber an, dass dies effektiv zu einer Verlängerung der Gesamtfrist zur Beantwortung des Netzanschlussbegehrens um einen Monat führen könnte, da auf die Eingangsbestätigung je nach Auslegung die achtwöchige Frist zur Beantwortung des Netzanschlussbegehrens erst beginnt.\r\n3.4 § 8e EEG (Ref-E) – Reservierung von Netzanschlusskapazität\r\nDer Kapazitätsreservierungsmechanismus, der im ursprünglichen Referentenentwurf in § 8a EEG neu einzuführen war, wird im vorliegenden Entwurf mit Änderungen in § 8e EEG aufgeführt. Nach wie vor begrüßt der BWE die Einführung dieses Mechanismus, der in Kombination mit Projektfortschrittsnachweisen, der unverbindlichen Netzanschlussauskunft nach § 17b EnWG und weiteren Instrumenten einen wesentlichen Beitrag zur Beschleunigung von Netzanschlüssen leisten kann. Wir begrüßen insbesondere die Beteiligung der betroffenen Verbände in die Entwicklung von gemeinsamen, objektiven, transparenten und diskriminierungsfreien Vorgaben für die Reservierung von Netzanschlusskapazität. Gemeinsam mit den Verteilnetzbetreibern kann so sichergestellt werden, dass der Reservierungsmechanismus alle Akteure im Netzanschlussprozess entlastet und der Fokus auf ernsthaften Projekten liegt.\r\n3.5 § 8d EEG (Ref-E) – Besondere Regelungen zum gemeinsamen Anschluss mit Stromspeicher\r\nDer neu einzuführende § 8d EEG sieht vor, dass die Informationspflichten nach §§8a und 8b EEG auch für Stromspeicher anzuwenden sind, sofern sie gemeinsam mit Anlagen angeschlossen werden sollen und auch das Netzanschlussbegehren von einem Netzanschlussbegehrenden gemeinsam gestellt wird.\r\nGrundsätzlich bewertet der BWE die Berücksichtigung von Stromspeichern im EEG als positiv, merkt aber an, dass auch Standalone-Batterie-Energiespeichersysteme (Standalone-BESS) in bestimmten Netzkonstellationen einen Mehrwert zum Ausbau der Erneuerbaren Energien leisten können.\r\n7 von 16\r\n3.6 § 8f EEG (Ref-E) – Einführung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen\r\nDie von der Branche und der Politik geforderte Überbauung von Netzverknüpfungspunkten soll über den neu einzuführenden § 8f EEG realisiert werden. Dieser setzt § 6a der EU-Richtlinie 2024/1711 (EU) um. Die flexiblen Netzanschlussvereinbarungen werden bedeutungsgleich in § 17 Abs. 2b EnWG adressiert. So sollen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber vertraglich die anlagenseitige Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung vereinbaren können. Des Weiteren werden Netzbetreiber verpflichtet, nähergelegene Netzverknüpfungspunkte auf die Möglichkeit von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen zu überprüfen.\r\nDer BWE begrüßt die Vorschläge des BMWK sehr, die bestehende Netzinfrastruktur durch flexible Einspeiseverträge effizienter zu nutzen. Die anschlussseitige Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung und die Möglichkeit von flexiblen Zeitfenstern ermöglichen die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten. Allerdings bedürfen die bisherigen Formulierungen entscheidender Präzisierungen, um bestehende Netzverknüpfungspunkte zielgerichtet und technologieübergreifend überbauen und somit das volle Potenzial der flexiblen Netzanschlussvereinbarungen nutzen zu können. Der BWE empfiehlt dringend, die technologieübergreifende Überbauung explizit zu ermöglichen und darüber hinaus die Netzbetreiber zum Angebot von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen zu verpflichten.\r\n3.6.1 Zu § 8f Abs. 1 EEG (Ref-E) – flexible Wirkleistungsbegrenzung beim Netzanschluss\r\nDer BWE kritisiert, dass der Gesetzestext nicht explizit auf eine technologieübergreifende Überbauung abzielt, sondern lediglich auf die Wirkleistungsbegrenzung. Ohne diese Klarstellung und die Regelung eines Messkonzepts, das nach Art der Energieerzeuger differenziert, läuft man Gefahr, lediglich die Überbelegung eines Netzverknüpfungspunktes mit der gleichen Technologie zu erreichen. Damit blieben wichtige Zielsetzungen, wie der deutschlandweit gleichmäßige Ausbau von Wind- und Solarenergie sowie die Effizienzsteigerungen durch komplementäre Einspeiseprofile unerreicht.\r\nDes Weiteren empfiehlt der BWE zur Präzisierung, die Formulierung „Wirkleistungseinspeisung“ durch den Begriff „Scheinleistungseinspeisung“ zu ersetzen. Durch die Bezeichnung als Scheinleistungs-einspeisung wird deutlich, dass sowohl die Wirkleistungs- als auch die Blindleistungseinspeisung berücksichtigt werden.\r\n3.6.2 Zu § 8f Abs. 2 Nr. 4 EEG (Ref-E) – technische Anforderungen an die maximale Wirkleistungseinspeisung\r\nDer BWE erkennt an, dass flexible Netzanschlussvereinbarungen durch technische Mindestanforderungen abgesichert sein müssen. Die Erfahrung der Technischen Anschlussbedingungen hat allerdings gezeigt, dass es einen möglichst hohen Standardisierungsgrad braucht, um einen Flickenteppich von technischen Anschlussbedingungen zu verhindern, der auch für die Nutzung dieses Instruments hinderlich wäre. Der Referentenentwurf sieht in einigen Punkten bei der Beschleunigung von Netzanschlussprozessen Verbesserungen im Bereich der Standardisierung und Digitalisierung vor. Der BWE fordert, soweit möglich, die notwendigen Standards für die technischen Anforderungen an die Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung explizit bundeseinheitlich zu gestalten, etwa analog zu den Prozessen der Technischen Anschlussregeln. Auch hier empfiehlt es sich, die Betreiberverbände in die Entwicklung durch die Verteilnetzbetreiber miteinzubeziehen, um möglichst\r\n8 von 16\r\nunbürokratische und einheitliche Anforderungen zu entwickeln, welche eine praxisnahe Umsetzung der flexiblen Netzanschlussvereinbarungen ermöglicht.\r\n3.6.3 Zu § 8f Abs. 2 Nr. 6 EEG (Ref-E) – Ausgestaltung der flexiblen Netzanschlussvereinbarungen\r\nDer Ansatz, die Zustimmung der bereits angeschlossenen oder zeitgleich anzuschließenden Anlagenbetreiber oder Betreiber von Stromspeichern einzuholen, ist grundsätzlich verständlich. Allerdings birgt diese Regelung das Risiko, dass die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten in der Praxis durch die unbegründete Ablehnung anderer Anlagenbetreiber blockiert wird. Diese Blockade könnte die effizientere Auslastung von Netzverknüpfungspunkten und den volkwirtschaftlichen Mehrwert durch reduzierte Netzausbaukosten gefährden. Der BWE empfiehlt daher nachdrücklich, flexible Netzanschlussvereinbarungen grundsätzlich zu ermöglichen.\r\nZudem sollte geprüft werden, ob durch geeignete digitale Mess- und Kontrollsysteme der im Referentenentwurf skizzierte Regelungsumfang reduziert werden kann.\r\n3.6.4 Zu § 8f Abs. 3 EEG (Ref-E) – Verpflichtung der Netzbetreiber zur Prüfung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen\r\nDer vorliegende Entwurf sieht vor, dass Netzbetreiber verpflichtend die Möglichkeit von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen prüfen müssen, sofern sie dem Anschlussbegehrenden einen technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt nennen, der im Hinblick auf die Spannungsebene geeignet ist und nicht die kürzeste Luftlinie zum Standort der Anlage aufweist. Wir begrüßen, dass auf diese Weise EE-Anlagen an naheliegende Netzverknüpfungspunkte ermöglicht durch die flexiblen Netzanschlussvereinbarungen angeschlossen werden können.\r\n3.7 § 10b EEG (Ref-E) – Nachweispflicht zur Vorhaltung der technischen Einrichtung\r\nDie Pflichten des Anlagenbetreibers, die technische Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung und zur Abrufung der Ist-Einspeisung für marktbedingte Abregelungen vorzuhalten, wird nunmehr im vorliegenden Entwurf durch eine Nachweispflicht ergänzt. Die bisherige Praxis hat jedoch gezeigt, dass solche Nachweise auch ohne gesetzliche Klarstellung erfolgten und auf Verlangen dem Netzbetreiber vorgelegt werden.\r\nEine weitere Bürokratisierung ist unbedingt zu vermeiden. Insofern begrüßt der BWE den im Entwurf unter Absatz 5 vorgeschlagenen Hinweis auf ein durch die BNetzA festzulegendes einheitliches Format und Verfahren. Gleichzeitig mahnt der BWE ein zügiges zu erfolgendes Festlegungsverfahren der BNetzA unter Beteiligung der Verbände nach Inkrafttreten dieses Gesetzes an.\r\nIn Absatz 6 Nr. 1 wird zusätzlich dem Direktvermarktungsunternehmen auferlegt, die Einhaltung des § 10b beim Anlagenbetreiber zu überwachen. Im ureigenen Interesse des Vermarktungsunternehmen war und ist es, die Einspeiseleistung marktbedingt zu regeln, da ihn ansonsten wirtschaftliche Nachteile ereilen könnten. Daher erscheint eine gesetzliche Regelung dazu zwar nicht schädlich, aber eben auch nicht notwendig. In diesem Zusammenhang stellt sich die Frage, welche Konsequenzen dem im Absatz 6 adressierten Direktvermarktungsunternehmen bei Missachtung der Pflicht auferlegt werden.\r\n9 von 16\r\nGleiches gilt für Absatz 6 Nr. 2, in dem das Vermarktungsunternehmen dem Netzbetreiber über die Pflichtverletzung des Anlagenbetreibers berichten muss. Es muss genügen, wenn Nachweise wie bisher auf Verlangen durch den Netzbetreiber vom Anlagenbetreiber nachgereicht werden. Dies ist gelebte Praxis und stellt sicher, dass die Direktvermarktungsunternehmen richtigerweise nicht in Prüfpflichten einbezogen werden, die dem Anlagenbetreiber und Netzbetreiber auferlegt sind.\r\n3.8 § 12 EEG (Ref-E) – Klarstellung der zumutbaren Kosten beim Netzausbau und Beteiligung der Anlagenbetreiber\r\nDie Erweiterungen von § 12 EEG zielen auf eine Klarstellung der für Netzbetreiber zumutbaren Netzausbaukosten ab, die durch den Anschluss von EE-Anlagen nötig werden. In der Kürze der Zeit ist eine abschließende Bewertung dieser Änderungen nicht möglich.\r\nEinerseits bewertet der BWE die klare Benennung einer Grenze von zumutbaren Kosten als nachvollziehbar. Auch die hohen Hürden für die in Absatz 3 Satz 2 einzuführende unbillige Härte sind begrüßenswert. Andererseits ist es nicht möglich zu bewerten, ob die Grenze von 15 Euro pro Megawattstunde zu niedrig angesetzt ist. Hier mahnt der BWE zur Vorsicht und zur weiteren Konsultation mit den betroffenen Verbänden. Es gilt zu vermeiden, dass durch einen niedrigen Schwellenwert ein Baukostenzuschuss für EE-Anlagen eingeführt wird, der die Anlagenbetreiber enorm finanziell belasten könnte. Diese Prüfung bedarf einer Konsultation der heute üblichen Netzausbaukosten.\r\nDavon abgesehen sind die Festlegungen sachgemäß, die Anlagenbetreiber lediglich an der anteiligen Differenz von Netzausbaukosten zu beteiligen, die einen gewissen Schwellenwert überschreiten. Auch die Berücksichtigung der Inflation über den Vergleich des Erzeugerpreisindexes und die Berücksichtigung der jährlichen 3 Prozent Spitzenkappung bei der Berechnung des Schwellenwerts sind nachvollziehbar.\r\nIn jedem Fall bedarf es der Klarstellung, wann welcher Akteur welche Zahlung beziehungsweise welche Nachweispflicht zu leisten hat.\r\n3.9 § 21b EEG (Ref-E) – Aufhebung der starren Proportionalität bei Energy Sharing und bei Direktleitungen\r\nDer BWE begrüßt den Vorstoß der im Referentenentwurf formulierten Regelung, Direktbelieferungen über Direktleitungen erleichtern zu wollen. Gleichzeitig regt der BWE an, dieses Ziel schneller und wirksamer durch die Streichung des Kriteriums der „unmittelbar räumlichen Nähe“ in § 21b Abs. 4 EEG sowie dem Entfall der 5.000 m-Begrenzung in § 3 Nr. 24a/b EnWG zu erreichen. Zu diesen entscheidenden Maßnahmen hatte sich der BWE ausführlich in der Stellungnahme aus dem September 2024 geäußert.\r\nDie nun vorliegende Änderung im § 21b Abs. 2 EEG führt dazu, dass Anlagenbetreiber den in ihren Anlagen erzeugten Strom prozentual auf verschiedene Veräußerungsformen nach Absatz 1 aufteilen dürfen, bei einer Kombination von Marktprämie und Direktbelieferung müssen sie die Prozentsätze jedoch nicht jederzeit einhalten. Das ist nicht das, was in diesem Fall tatsächlich geschieht. So werden keine Prozentsätze für eine Aufteilung festgelegt, welche nicht immer eingehalten werden, vielmehr wird eine Überschusseinspeisung realisiert. Es wird also keine Strommenge aufgeteilt, vielmehr wird\r\n10 von 16\r\nvon vorneherein nur die eingespeiste Strommenge über die Marktkommunikation einer Vermarktungsform zugeordnet, während für die nicht eingespeiste Strommenge keine Zuordnung erfolgt. Rechtlich herrscht Uneinigkeit darüber, ob es sich hier rein faktisch um sonstige Direktvermarktung handelt oder die Stromdirektlieferung keine Form der Direktvermarktung, sondern eine weitere vom EEG zugelassene Verwendungsform für den Strom darstellt. Man vergleiche dafür die Definition der Direktvermarktung aus § 3 Nr. 16 EEG.\r\nUngeachtet dessen ist die Regelung wirksam, weil die Kombinationszulässigkeit der Einspeisung in der Marktprämie mit der Weitergabe an Dritte ohne Durchleitung durch ein Netz ausdrücklich klargestellt wird.\r\nDer BWE regt an, dass das Merkmal in § 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG „in unmittelbarer räumlicher Nähe“ gestrichen wird. Damit wäre, anders als im derzeitigen Entwurf auch eine Kombination von Einspeisevergütung und sonstiger Direktvermarktung möglich. Die Streichung des Merkmals „unmittelbar räumliche Nähe“ ist eine klare und einfache Möglichkeit Direktbelieferungen zu erleichtern. Ist die Kombination von Einspeisevergütung und Direktbelieferung ausschließen gewollt, sollte das in § 21 Abs. 2 EEG geregelt werden, indem in Nr. 1 lit. a das Wort „und“ durch „oder“ ersetzt wird. Das würde auch den Widerspruch auflösen, dass derzeit nach § 21 Abs. 2 EEG die Direktbelieferung an sich ausdrücklich erlaubt ist, nach § 21b Abs. 4 EEG aber verboten ist.\r\nUm das gesetzgeberische Ziel, Direktbelieferungen zu erleichtern, regt der BWE daher weiterhin die Streichung der Worte „in unmittelbarer räumlicher Nähe“ in § 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG an.\r\n3.10 § 22b Absatz 5 (Ref-E) - Förderung für weitere Anlagen\r\nDer neu eingefügte Satz „Abweichend von Satz 1 kann eine Förderung in Anspruch genommen werden für weitere Anlagen, die vom Erfordernis einer wettbewerblichen Ermittlung des anzulegenden Wertes nach § 22 Absatz 2 Satz 2 Nummer 1 oder 2 oder Absatz 3 Satz 2 Nummer 1 oder 1a ausgenommen sind“ führt zu einer Lockerung der bisherigen Regelung und ermöglicht es Betreibern, innerhalb der Dreijahresfrist weitere geförderte Anlagen unterhalb der regulären Ausschreibungsschwellen zu errichten. Die Regelung scheint so interpretiert werden zu können, dass natürliche Personen zusätzlich zum Zuschlag für Bürgerenergiegesellschaften eine Förderung erhalten können – allerdings nur für eine Pilotanlage bis zu 1 MW oder für Windkraft- bzw. Solaranlagen des zweiten Segments. Hier wird durch die „oder“-Formulierung eine ausschließliche Wahl gefordert, was die Interpretierbarkeit des Paragrafen erschwert. In der Begründung sollte daher eine Klarstellung vorgenommen werden, um die konkrete Umsetzung für die betroffenen Betreibergruppen verständlicher zu gestalten.\r\nPositiv hervorzuheben ist, dass der Missbrauch der neuen Regelung durch die Anlagenzusammenfassungsregelung in § 24 EEG 2023 verhindert wird. Sie stellt sicher, dass eine Umgehung der Ausschreibungspflicht durch die Errichtung mehrerer kleinerer, jedoch räumlich und zeitlich nah beieinander liegender Anlagen vermieden wird. Allerdings erscheint in diesem Zusammenhang die Beibehaltung der Dreijahresfrist fragwürdig, da durch die Regelung des § 24 EEG 2023 bereits ausreichend Missbrauchsschutz vorhanden ist und die Frist dem schnellen Ausbau erneuerbarer Energien entgegensteht.\r\nInsgesamt bietet die Änderung von § 22b Absatz 5 EEG 2023 zusätzliche Flexibilität für Betreiber kleiner Anlagen und fördert den rascheren Ausbau erneuerbarer Energien. Durch die Einbeziehung weiterer Anlagen unterhalb der Ausschreibungsschwellen können insbesondere kleinere Projekte zügiger\r\n11 von 16\r\numgesetzt werden. Die Begrenzung auf eine bestimmte Auswahlkategorie pro Zuschlag – beispielsweise entweder eine Pilotanlage bis zu 1 MW oder eine Anlage aus dem zweiten Segment – könnte jedoch den Anwendungsbereich zu sehr einengen und sollte daher nochmals überdacht werden. Gerade im ländlichen Raum liegen neue Windenergieprojekte meistens an Grenzen zu Nachbargemeinden und eine Beteiligung benachbarter Anwohner würde damit verhindert werden. Eine generelle Lockerung, in Kombination mit dem bestehenden Missbrauchsschutz, könnte den Ausbau erneuerbarer Energien insgesamt beschleunigen und die Klimaziele wirkungsvoller unterstützen.\r\n3.11 § 22b Absatz 6 (Ref-E) – Ersatzlose Streichung\r\nDie ersatzlose Streichung des § 22b Absatz 6 kritisiert der BWE aus mehreren Gründen. Erstens braucht es angesichts der Vielzahl an Landesgesetzgebungen dringend eine Glättung des so entstandenen „Flickenteppichs“. Er sorgt für Standortverzerrungen und Planungsunsicherheiten. Der bundeseinheitliche Rahmen des § 22b Ansatz 6 ist geeignet, um dem entgegenzuwirken.\r\nZweitens befürwortet der BWE Regelungen, die es Projektierern ermöglichen, gesetzeskonform und transparent zu beteiligen. Mit der „Belastungs-Benchmark“ des § 22b Absatz 6 wird bundeseinheitlich Klarheit darüber geschaffen, mit welcher Beteiligungshöhe die Kommunen rechnen können. Zudem wird das Risiko einer strafrechtlichen Verfolgung aufgrund des Tatbestands der Bestechung minimiert, wenn der Umfang der Beteiligung innerhalb des Rahmens der 0,3 Ct liegt. Zugleich ermöglicht es § 22b Absatz 6 Projektierenden, Kommunen und Anwohner*innen ein Angebot über eine höhere Zahlung zu machen. Die Novellierung würde somit Flexibilität erlauben und gleichzeitig Orientierung geben, was der BWE begrüßt.\r\nDrittens wird mit der ersatzlosen Streichung die Chance vertan eine bundeseinheitliche Ausnahmeregelung für Bürgerenergiegesellschaften im Sinne des § 3 Nr. 15 EEG 2023 einzuführen. Es ist klarzustellen, dass Bürgerenergiegesellschaften zu einer weitergehenden Beteiligung von Kommunen und Anwohner*innen berechtigt, jedoch nicht verpflichtet sind. Eine solche Regelung findet sich bereits in den Landesgesetzgebungen (Bürgerenergiegesetz NRW (BürgEnG); aktueller Entwurf der bayrischen Landesregierung zur Änderung des Gesetzes über die Zuständigkeiten zum Vollzug wirtschaftsrechtlicher Vorschriften). Sie trägt dem Umstand Rechnung, dass die Beteiligungsgesetze darauf abzielen, Projektierern eine rechtssichere Beteiligung und Steigerung der regionalen Wertschöpfung zu ermöglichen. Dieses Ziel können Bürgerenergiegesellschaften bereits zur Genüge umsetzen. Sie sollten keinen weiteren Mehrbelastungen ausgesetzt sein.\r\nSomit empfiehlt der BWE, den § 22b Absatz 6 unter Berücksichtigung der Ausnahme für Bürgerenergiegesellschaften erneut in die Gesetzesnovelle aufzunehmen. Wir regen außerdem an, in den § 22b Absatz 6 EEG eine Regelung zur Übergangsfrist aufzunehmen. Aus dieser muss hervorgehen, bis wann die Bundesländer die 0,3-Ct-Option verfügbar machen und eventuelle Anpassungen am Landesrecht vornehmen müssen. Außerdem sollte deutlicher werden, auf welche Zahlungen der § 22b Abs. 6 rekurriert. So sehen die Landesbeteiligungsgesetze im Saarland und in Nordrhein-Westfalen Ersatzbeteiligungszahlungen bei nicht-fristgerechter Einigung vor. Vor dem Hintergrund dessen sollte präzisiert werden, ob die 0,3-Ct-Abgabe lediglich eine Möglichkeit der regulären Beteiligungsvereinbarung darstellt oder auch eine „Rückfalloption“ bei nicht-fristgerechter Einigung sein kann.\r\n12 von 16\r\nDie Windenergiebranche braucht einen auf Bundesebene vorgegebenen regulatorischen Rahmen für die Beteiligung von Kommunen und Bürger*innen. Daher begrüßte der BWE ausdrücklich den vom BMWK vorgeschlagenen Regelungskorridor – schlank in der Formulierung, offen für verschiedene Optionen.\r\n3.12 § 51 EEG (Ref-E) – Negative Strompreise in Verbindung mit § 100 EEG\r\nDas Vorziehen der Regelung, keinerlei Förderung bei negativen Preisen an Anlagenbetreiber zu zahlen, bedeutet, dass sich in Planung befindende Projekte, die mit dem ursprünglichen Zeitplan bis 2027 gerechnet hatten, neu bewertet werden müssen. Gleiches gilt für die Umstellung des bisher stündlichen Betrachtungszeitraumes auf einen viertelstündlichen Betrachtungszeitraum. Es ist durchaus einleuchtend, dass diese Regelung der Ankündigung der EPEX-Spot folgt, welche ab März 2025 in den Day-Ahead-Auktionen die Stundenprodukte auf Viertelstundenprodukte umstellt, bedeutet aber auch, dass die Anzahl der Zeitfenster, in denen keine Förderung bei negativen Preisen gezahlt wird, zunimmt und somit die bisherigen Kalkulationen der Projekte negativ beeinflussen wird.\r\nDass auch für Neuanlagen in Abhängigkeit der Zuschlagtermine noch bis Ende 2025 die Regelungen des zurzeit gültigen EEG Anwendung finden, begrüßen wir. Gleiches gilt für die Übergangsregelungen in den Absätzen 47 und 48 für Bestandsanlagen bzw. für Anlagen, die sich aktuell in der Planungsphase befinden. Allerdin ist sicherzustellen, dass alle Anlagen, die im Jahr 2025 einen Zuschlag erhalten noch von der aktuell gültigen Regelung profitieren. Ein Abstellen auf das Inbetriebnahme Datum ist nicht zielführend und erhöht finanzielle Risiken. Die Inbetriebnahme ist aufgrund externer Herausforderungen, wie z.B. Probleme mit Lieferketten, nicht zuverlässig kalkulierbar.\r\nDer in den Absätzen 49 und 50 neu eingeführt Bonus für Bestandsanlagen, die sich freiwillig den Regelungen des § 51 unterwerfen, begrüßen wir, hinterfragen jedoch gleichzeitig die Höhe des Betrages von 0,6 ct/kWh auf den Anzulegenden Wert. Da sich aktuell schwer abschätzen lässt, wie dieses Instrument von den Betreibern der adressierten Bestandsanlagen angenommen werden wird, regen wir eine Überprüfung der Wirkung des Bonus nach einem Jahr an.\r\n13 von 16\r\n4 Änderungen des Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)\r\n4.1 § 12 Absatz 2a-2f EnWG (Ref-E) – technische Einrichtung\r\nZu begrüßen ist, dass mit den neu hinzugefügten Absätzen 2a bis 2f des § 12 nunmehr klargestellt wird, dass die Anforderungen des §9 EEG an die technische Einrichtung zur Reduzierung und Abrufung der Ist-Einspeisung durch die Netzbetreiber mittels jährlichen Tests zu prüfen ist.\r\nDie ebenso an die BNetzA übertragene Kompetenz, Vorgaben zu diesen Tests zu festzulegen ist richtig. Wir weisen diesbezüglich jedoch auf ein baldiges zügiges Festlegungsverfahren hin, um die Bedürfnisse der Anlagenbetreiber mit den Anforderungen der Netzbetreiber abzustimmen.\r\n4.2 § 12 Abs. 2g EnWG (Ref-E) – Pflichtverletzung\r\nDie Verantwortung, ebenso wie bei den Tests, wird auch auf die Anschlussnetzbetreiber übertragen, das ist grundsätzlich zu begrüßen, wenn die Pflichtverletzung beim Betreiber liegt, greift allerdings zum einen § 52 und zum andern auch keine Einspeisung, da die Anlage ja vom Netz getrennt wurde.\r\n4.3 § 17 EnWG (Ref-E) – Flexible Netzanschlussvereinbarungen\r\nZu § 17 Absatz 2a EnWG (Ref-E) – Berücksichtigung von Energiespeicheranlagen\r\nDer BWE begrüßt, dass Energiespeicheranlagen zukünftig beim Netzanschlussvorrang berücksichtigt werden, da Energiespeicher einen wesentlichen Beitrag zur Flexibilisierung der Stromerzeugung und des Stromverbrauchs leisten können und müssen.\r\nZu § 17 Absatz 2b EnWG (Ref-E) – Einführung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen\r\nDer BWE begrüßt die Einführung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen durch den vorliegenden Entwurf sehr. Die technologieübergreifende komplementäre Nutzung von Netzverknüpfungspunkten eröffnet große Möglichkeiten, die bestehende Netzinfrastruktur effizienter zu nutzen und so auch die anstehenden Netzausbaumaßahmen und -kosten zu reduzieren.\r\nDer vorliegende Entwurf ermöglicht es Verteilnetzbetreibern, Anschlussnehmern flexible Netzanschlussvereinbarungen wahlweise anzubieten. Der BWE merkt hierzu an, dass es dringend nötig ist,, die Netzbetreiber zu verpflichteten , flexible Netzanschlussvereinbarungen anzubieten, sofern sie technisch möglich sind. Durch die Möglichkeit allein kann die flächenmäßige Anwendung dieses sinnvollen Instruments noch nicht gewährleistet werden. Damit riskiert man auch, die Entlastung beim Netzausbau und die volkswirtschaftlichen Vorteile nicht zu realisieren. Die Studie zu Netzverknüpfungspunkten des BEE belegt eindeutig, dass insbesondere die ergänzende Überbelegung von Netzverknüpfungspunkten durch eine Kombination von Wind-, Solar- und Speicheranlagen große technische und volkswirtschaftliche Vorteile mit sich bringt.\r\n14 von 16\r\n4.4 § 17a EnWG (Ref-E) – Informationspflichten und Kommunikation bei Netzanschlussbegehren\r\nDer neu einzuführende § 17a EnWG führt neue Informations- und Kommunikationspflichten bei Netzanschlussbegehren ein, die im vorherigen Entwurf weitgehend in § 17 EnWG verortet waren.\r\nDer BWE begrüßt die vorgenommenen Begriffspräzisierungen weitestgehend und weist darauf hin, dass die in Absatz 2 gewählte Formulierung “andere geeignete elektronische Medien” die dringend notwendige und im Referentenentwurf verankerte Digitalisierung gefährden könnte. Die Formulierung kann derart ausgelegt werden, dass Netzanschlussbegehren auch über weniger zeitgemäße digitale Tools wie E-Fax abgewickelt werden können, sofern ein Netzbetreiber dies wünscht. Um eine bundesweit möglichst einheitliche Digitalisierung zu gewährleisten, gilt es hier, Unklarheiten zu vermeiden. Des Weiteren begrüßt der BWE die Präzisierung, Eingangsbestätigungen auf Netzanschlussbegehren in Textform übermitteln zu müssen.\r\nIn Absatz 4 sollte das Ergebnis der Prüfung des Netzanschlussbegehrens deutlich schneller als die im Referentenentwurf vorgesehenen acht Wochen mitzuteilen sein. Der BWE regt an die Frist auf vier Wochen zu kürzen. Zudem sollten die Verteilnetzbetreiber nach vier Wochen zu einem Gesprächstermin mit dem Netzanschlussbegehrenden verpflichtet werden. Etwaige Probleme können so im direkten Austausch adressiert werden.\r\n4.5 § 17b EnWG (Ref-E) – unverbindliche Netzanschlussauskunft\r\nDie zuvor in § 17a EnWG avisierte unverbindliche Netzanschlussauskunft soll nun über den neu einzuführenden § 17b EnWG realisiert werden. Im Zuge dessen wurden einige Passagen ausformuliert und angepasst. So soll dem Antragsteller in Zukunft nur noch mindestens ein weiter entfernter Netzverknüpfungspunkt mit geeigneter Spannungsebene und verfügbarer Kapazität für die angegebene Nennleistung übermittelt werden. Die Einführung der unverbindlichen Netzanschlussauskunft wird gegenüber dem vorherigen Entwurf um ein Jahr nach hinten verschoben, auf den 1. Januar 2028. Der BWE empfiehlt eine frühzeitigere Umsetzung, um den Netzanschluss von EE-Anlagen zu beschleunigen und die Netzbetreiber zu entlasten, die ohne digitale und unverbindliche Netzauskunft wesentlich aufwendigere Netzanschlussbegehren bearbeiten müssen.\r\nInsofern Netzbetreiber anderweitig verpflichtet werden, nähergelegene Netzverknüpfungspunkte, an denen die reduzierte Einspeisung durch flexible Netzanschlussvereinbarungen möglich ist, gemäß § 8f Absatz 3 EEG zu prüfen, kann der sinnvolle Hinweis auf nähergelegene Netzverknüpfungspunkte hier entfallen. Allerdings erachtet der BWE es weiterhin als sinnvoll, Angaben zu Netzverknüpfungspunkten zu machen, an denen eine reguläre oder flexible Netzanschlussvereinbarung auf der nächsthöheren Spannungsebene möglich ist. In der Praxis weichen Projektierer schon jetzt häufig auf höhere Spannungsebenen aus, um einen beschleunigten Netzanschluss zu erreichen. Die frühzeitige Information würde die Planung erleichtern.\r\nAußerdem merkt der BWE an, dass in Absatz 1 zwar die Veröffentlichung von verfügbaren Netzanschlusskapazitäten in den Umspannebenen von Höchstspannung zu Hochspannung sowie von Hochspannung zu Mittelspannung gefordert wird, nicht aber in der Hochspannung selbst. Die möglicherweise irrtümlich nicht genannte Hochspannungsebene gilt es zu ergänzen, da hier ein signifikanter Teil von Windenergieanlagen projektiert wird.\r\n15 von 16\r\n4.6 § 17c EnWG (Ref-E) – digitale Netzanschlussportale\r\nDer neu einzuführende § 17c EnWG sieht die flächendeckende Digitalisierung des Netzanschlussprozesses, vom Netzanschlussbegehren bis hin zur Inbetriebnahme vor. Ein digitales Netzanschlussportal bewerten wir als äußerst sinnvoll, da es im Sinne von Standardisierung, Digitalisierung und Automatisierung zur notwendigen Beschleunigung von Netzanschlussprozessen beiträgt. Der BWE bedauert, dass dies erst drei Jahren nach Inkrafttreten des Gesetzes verpflichtend werden soll. Eine schnellere Umsetzung ist hier durchaus vorstellbar und würde für eine zügigere Vereinfachung sorgen.\r\nEs ist sehr begrüßenswert, dass die Verteilnetzbetreiber hier gemeinsam mit den betroffenen Verbänden einheitliche Vorgaben zu den Schritten im Netzanschlussprozess, den Formaten und Inhalten der auszutauschenden Daten, den rollenspezifischen Zugängen und den vorgesehenen Programmierschnittstellen entwickeln sollen. Einen möglichen Flickenteppich aus über 850 individuellen Lösungen der Verteilnetzbetreiber zu vermeiden, ist ein großer Gewinn für die Beschleunigung von Netzanschlussprozessen. Die Beteiligung der Verbände ermöglicht eine bedarfsgerechte und praxisnahe Ausgestaltung der digitalen Netzanschlussportale.\r\nWir unterstützen weiterhin die Regelung, dass Netzbetreiber auf dem digitalen Netzanschlussportal transparente Informationen zum Bearbeitungsstand der Netzanschlussfrage, einschließlich der verbleibenden Bearbeitungszeit der jeweils aktuellen Prozessschritte bereitstellen müssen. Dies ermöglicht eine bessere Planbarkeit seitens der Projektierer.\r\n4.7 § 21a EnWG (Ref-E) – Qualitätsvorgaben der BNetzA\r\nDie Präzisierung der Qualitätsvorgaben begrüßt der BWE ausdrücklich. Die Möglichkeit der Sanktionierung bei Nichteinhaltung von Rückmelde- und Bearbeitungsfristen kann einen wichtigen Anreiz schaffen, um beispielsweise die schon heute geforderte aber oft nicht eingehaltene achtwöchige Frist zur Bearbeitung von Netzanschlussbegehren einzuhalten und somit den gesamten Prozess zu beschleunigen. Auch durch die Flankierung des Kapazitätsreservierungsmechanismus nach § 8e EEG kann dieses Instrument seine Wirkung entfalten.\r\n16 von 16\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\niStock/CHUNYIP WONG\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechperson\r\nAntigona Lesi | Stv. Leiterin Justiziariat | a.lesi@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nChristina Hasse | Referentin Planung und Projektierung\r\nKristina Hermann | Leiterin Facharbeit Wind\r\nDr. Janna Hilger | Fachreferentin Planung/ Genehmigung/Länderkoordination\r\nAntigona Lesi | Stv. Leiterin Justiziariat\r\nMirko Moser-Abt | Leiter Politik\r\nDr. Andreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze\r\nWolf Stötzel | Teamleiter Technik und Betrieb\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nAlle Landesverbände des BWE und BEE\r\nBeiräte:\r\nBetreiberbeirat\r\nBetriebsführerbeirat\r\nBürgerwindbeirat\r\nFinanziererbeirat\r\nJuristischer Beirat\r\nPlanerbeirat\r\nArbeitskreise:\r\nAK Beteiligung\r\nAK Direktvermarktung\r\nAK Energiepolitik\r\nAK Luftverkehr und Radar\r\nAK Kennzeichnung\r\nAK Netze\r\nDatum 25. Oktober 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012192","regulatoryProjectTitle":"Änderung Bewertungsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/da/dc/356517/Stellungnahme-Gutachten-SG2409230025.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Bundesverband WindEnergie e. V. | German Wind Energy Association\r\nEUREF-Campus 16 T + 49 (0) 30 . 21 23 41 - 210 info@wind-energie.de Deutsche Kreditbank (DKB) Steuernummer: 27 / 620 / 60326\r\n10829 Berlin F + 49 (0) 30 . 21 23 41 - 410 www.wind-energie.de IBAN: DE57 1203 0000 1009 8111 08 | BIC: BYLADEM1001 USt-IdNr. / VAT: DE 115 666 818\r\nPräsidentin: Bärbel Heidebroek | Eingetragen ins Vereinsregister des Amtsgerichts Charlottenburg | VR-Nummer: 27 538 B | Sitz: Berlin ID DE 63ZZZ00000012318\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages eingetragen. Registriernummer: R002154\r\nWolfram Axthelm\r\nGeschäftsführer\r\nT +49 (0)30 / 212341-251\r\nF +49 (0)30 / 212341-420\r\nw.axthelm@wind-energie.de\r\nBWE, EUREF-Campus 16, 10829 Berlin\r\nBundesministerium der Finanzen\r\nFrau Staatssekretärin Hölscher\r\nWilhelmstraße 97 10117 Berlin\r\nÜbermittlung per E-Mail: luise.hoelscher@bmf.bund.de\r\nBerlin, 28.08.2024\r\nErbschaftsteuer: Problematik für die Windenergie\r\nHier: Gleich lautender Erlass der obersten Finanzbehörden der Länder vom 6. März 2024\r\nSehr geehrte Frau Staatssekretärin,\r\ndie Bundesregierung und die Regierungsfraktionen im Deutschen Bundestag haben in der aktuellen Legislaturperiode mit zahlreichen Gesetzesnovellen erhebliche Erleichterungen für den Ausbau der Windenergie erreicht. Diese Reformen haben dazu beigetragen, bürokratische Hürden abzubauen und Genehmigungsverfahren künftig deutlich zu beschleunigen. Für diese wichtigen Schritte sind wir äußerst dankbar.\r\nAktuell wird in Folge eines gleich lautenden Erlasses der obersten Finanzbehörden der Länder vom 06. März 20241 zunehmend das Potenzial für den Ausbau der Windenergie auf landwirtschaftlichen Flächen erheblich verringert und durch drohende erhebliche Steuerzahlungen stark eingeschränkt.\r\nDer genannte Erlass legt fest, dass Flächen, die mit Windenergieanlagen bebaut sind, dem Grundvermögen zuzuordnen sind. Im Falle einer Erbschaft, Schenkung oder der Abwicklung des Betriebs werden Grundvermögen und land- und forstwirtschaftliche Betriebsvermögen unterschiedlich bewertet. Zudem fallen erbschaftsteuerliche Verschonungsregelungen beim Grundvermögen weg. Dies führt dazu, dass das Grundvermögen im Vergleich zum land- und forstwirtschaftlichen Betriebsvermögen deutlich höheren Steuern unterliegt, da es höher bewertet wird. Der steuerliche Wert orientiert sich grundsätzlich am Bodenrichtwert. Da dieser für Wind- und/oder Solarflächen jedoch oft nicht vorhanden ist, ist der Wert – sofern auch keine anderweitigen geeigneten Daten vorliegen – nach der im Erlass vom 06. März 2024 nun vorgesehenen Ertragsmethode zu ermitteln. Dies ist eine entscheidende Neuregelung.\r\nDie Folgen dieser Neuregelung schätzen wir als gravierend ein: Unsere projektierenden Mitgliedsunternehmen teilen uns besorgt mit, dass bei Flächeneigentümern und potenziellen Verpächtern große Verunsicherung entsteht und dies den Abschluss von Nutzungsverträgen mit Landwirten erheblich\r\n1 Gleich lautender Erlass der obersten Finanzbehörden der Länder vom 6. März 2024 - Bewertung von Grundstücken mit Windkraftanlagen oder Freiflächen-Fotovoltaikanlagen; Bestimmung des Bodenwertes gem. § 179 BewG - LINK\r\nverzögert oder sogar verhindert. Aufgrund der demographischen Entwicklung ist in den nächsten, für die Energiewende kritischen Jahren und Jahrzehnten mit einer Vielzahl von Hofübergaben und Erbfällen bei Land- und Forstwirten zu rechnen. Die durch den Erlass herbeigeführte erhebliche Erhöhung der steuerlichen Belastung führt dazu, dass die Flächen von Familienbetrieben entweder nicht mehr für die Windkraftnutzung zur Verfügung gestellt werden oder ein (teilweiser) Ausgleich der steuerlichen Nachteile gefordert wird, was zu einer Verteuerung der Nutzungsentgelte und letztlich zu einem Ausweichen auf andere Flächen führt. Viele grundsätzlich für erneuerbare Energien Anlagen geeignete Flächen stehen dann nicht mehr oder nur zu ungünstigeren Bedingungen zur Verfügung.\r\nHinsichtlich der Folgen des Erlasses für die Windindustrie bekommen wir immer mehr Rückmeldungen von unserer Mitgliedschaft, dass bei Flächeneigentümern, insbesondere in Windgebieten, große Verunsicherung entstehen. Dies schränkt den Abschluss von Nutzungsverträgen für Windenergieanlagen erheblich ein. Wie bei PV (wo diese Bewertungsproblematik bereits seit längerem thematisiert wird), verlangen zunehmend auch Grundstückseigentümer von Windenergieflächen eine Beteiligung an der Betreibergesellschaft mit dem Ziel, als Mitunternehmer der Windkraftanlagen eine steuerliche Privilegierung nach § 13b ErbStG zu erlangen, die den bewertungsrechtlichen Nachteil kompensieren kann. Dies könnte grundsätzlich zu Verzögerungen der Projekte durch verschiedene Akteure führen. Außerdem könnte es zu einer Verteuerung führen, da Finanzierer bei mehreren Beteiligten ein erhöhtes Sicherheitsbedürfnis haben könnten, da die Entscheidungsfindung und die finanzielle Verantwortung auf mehrere Parteien verteilt sind.\r\nZu guter Letzt führt dies, wie man im PV-Bereich sieht, auch zu einer faktischen Ungleichbehandlung der Landwirte. Erfahrene Landwirte, deren Betriebe ständig von erfahrenen Steuer- und Rechtsberatern begleitet werden, dürften durch die Erhöhung der steuerlichen Belastung deutlich weniger getroffen werden als unvorbereitete Familienbetriebe.\r\nUm dies zu verhindern und die Energiewende weiterhin entschlossen voranzutreiben, regen wir an, dass das Bewertungsgesetz in den §§ 158, 159 und 160 dahingehend geändert wird, dass auch Flächen, die mit Windenergieanlagen bebaut sind, im Erbfall oder bei Abwicklung des Betriebs weiterhin dem land- und forstwirtschaftlichen Vermögen zugeordnet werden dürfen. Unseren konkreten Regelungsvorschlag hierzu finden Sie der Anlage dieses Briefes (s.u.).\r\nWir möchten Sie dringend bitten, eine solche Gesetzesänderung noch in dieser Legislaturperiode umzusetzen. Gerne stehen wir Ihnen für einen Austausch zu diesem Thema zur Verfügung.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nWolfram Axthelm\r\nGeschäftsführer\r\nIn Kopie:\r\n•\r\nBundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft: AL Abt. 7, UAL 72\r\n•\r\nBundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz: AL III; UAL IIIB; Abt. IIIB3; Abt. II\r\nAnlage: BWE-Vorschlag für die Änderung des Bewertungsgesetzes\r\nVorschlag für eine Gesetzesänderung: Bewertungsgesetz\r\nDas Bewertungsgesetz in der Fassung der Bekanntmachung vom 1. Februar 1991 (BGBl. I S. 230), das zuletzt durch Artikel 20 des Gesetzes vom 16. Dezember 2022 (BGBl. I S. 2294) geändert worden ist, wird wie folgt geändert:\r\n1.\r\nIn § 158 Abs. 4 Nr. 1 BewG werden nach den Wörtern „Zum land- und forstwirtschaftlichen Vermögen gehören“ die Wörter „vorbehaltlich der Anwendung des Absatz 6“ eingefügt.\r\n2.\r\nNach § 158 Abs. 5 BewG wird folgender Absatz 6 eingefügt:\r\n„(6) Grund und Boden, den der Inhaber eines Betriebes der Land- und Forstwirtschaft einem Dritten durch Einräumung eines Nutzungsrechts vorrübergehend zum Zwecke der Errichtung und des Betriebs von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im Sinne des § 3 Nr. 21 des Gesetzes für den Ausbau erneuerbarer Energien (EEG 2023) überlässt, gilt abweichend von § 158 Abs. 4 Nr. 1 als dem Betrieb der Land- und Forstwirtschaft zu dienen bestimmt, wenn die Aufnahme einer ausschließlichen land- und forstwirtschaftlichen Nutzung nach Ablauf der Überlassung ernsthaft anzunehmen ist. Die Aufnahme einer land- und forstwirtschaftlichen Nutzung ist insbesondere in den Fällen anzunehmen, in denen der Zeitraum der anderweitigen Nutzung konkret absehbar ist und eine anschließende land- und forstwirtschaftliche Nutzung von vornherein geplant ist und sich der Nutzungsberechtigte verpflichtet, das Grundstück nach Ablauf des Nutzungsüberlassungszeitraums in rekultiviertem Zustand zurückzugeben.“\r\n3.\r\nNach § 159 Abs. 3 BewG wird folgender Absatz 4 eingefügt:\r\n„(4) Abweichend davon ist Grund und Boden im Sinne des § 158 Abs. 6 BewG nur dann dem Grundvermögen zuzurechnen, wenn nach den Verhältnissen am Bewertungsstichtag anzunehmen ist, dass die Voraussetzungen der Absätze 1 bis 3 für die Zurechnung zum Grundvermögen im Zeitpunkt des Ablaufs des Nutzungsüberlassungszeitraums vorliegen werden.“\r\n4.\r\nNach § 160 Abs. 2 S. 2 BewG wird folgender Satz 3 eingefügt:\r\n„Die Nutzungsart Dritten zur Nutzung überlassener Grundstücke im Sinne des § 158 Abs. 6 BewG bestimmt sich nach der bis zum Beginn der Nutzungsüberlassung i. S. d. § 158 Abs. 6 BewG vorherrschenden Nutzung.“2\r\n2 Der Vorschlag ist dem Vorschlag des Bundesverband Neue Energiewirtschaft nachempfunden - LINK"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013055","regulatoryProjectTitle":"Veröffentlichung der Ergebnisse der Ausschreibungsrunden durch die Bundesnetzagentur wirksam beschleunigen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f5/a7/369497/Stellungnahme-Gutachten-SG2410310002.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Bärbel Heidebroek\r\nPräsidentin\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\ninfo@wind-energie.de\r\nCarsten Körnig\r\nHauptgeschäftsführer\r\nBundesverband Solarwirtschaft e.V.\r\ninfo@bsw-solar.de\r\nBerlin, 14. Oktober 2024\r\nVeröffentlichung der Ausschreibungsergebnisse durch die Bundesnetzagentur wirksam beschleunigen\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\neine entscheidende Grundlage für das Vorankommen der Energiewende in Deutschland ist die zeitnahe Bearbeitung von Anträgen oder auch Ausschreibungsverfahren durch Behörden des Bundes und der Länder, damit die Energiewirtschaft anschließend in die Umsetzung gehen kann. Dies betrifft auch die zügige Veröffentlichung der Ausschreibungsergebnisse durch die Bundesnetzagentur (BNetzA). Eine zeitnahe Bekanntgabe schafft Planungssicherheit für Unternehmen und vermeidet Kostensteigerungen, wenn behördliche Fristen und von anderen Projektpartnern vorgegebene Projekttermine eingehalten werden können.\r\nLeider beobachten wir, dass der Zeitbedarf der BNetzA für die Bekanntgabe dieser Ergebnisse stark ansteigt. Ein besonders besorgniserregender Fall war die Ausschreibungsrunde für Windenergie an Land vom 1. Mai dieses Jahres. Hier mussten Unternehmen neun Wochen auf die Ergebnisse warten. Bei den letzten vier Wind-an- Land-Ausschreibungen lag die durchschnittliche Wartezeit bei 48 Tagen – fast sieben Wochen (Runde vom 1. Mai 2023, 52 Tage Wartezeit; Runde 1. August 2023, 38 Tage; Runde 1. November 2023, 44 Tage; Runde 1. Februar 2024, 37 Tage; Runde 1. Mai 2024, 64 Tage; Runde 1. August 2024, 47 Tage).\r\nBWE, EUREF-Campus 16, 10829 Berlin\r\nAn die\r\nZuständigen Berichterstatter für den Einzelplan 09 (BMWK) der Ampel-Fraktionen sowie der Fraktion CDU/CSU\r\nHaushaltpolitischen Sprecher:innen der Ampel-Fraktionen sowie der Fraktion CDU/CSU\r\nSprecher:innen der Arbeitsgruppen für Klimaschutz und Energie der Ampel-Fraktionen sowie der Fraktion CDU/CSU\r\nAuch im Bereich der Photovoltaik hat sich die Situation in den letzten 12 Monaten verschärft. Bei den letzten drei Solar-Freiflächen-Ausschreibungen (1. Segment) betrug die Wartezeit jeweils rund 60 Tage – also mehr als 8 Wochen. Dies stellt einen Anstieg um mehr als 2 Wochen gegenüber der durchschnittlichen Wartezeit bei Ausschreibungen in diesem Segment von März und Juli des Jahres 2023 dar (Runde vom 1. März 2023, 43 Tage Wartezeit; Runde 1. Juli 2023, 47 Tage; Runde 1. Dezember 2023, 61 Tage; Runde 1. März 2024, 60 Tage; Runde 1. Juli 2024, 60 Tage).\r\nAuch bei den letzten drei Solar-Aufdach-Ausschreibungen (2. Segment) lag die durchschnittliche Wartezeit mit rund 46 Tagen deutlich höher als in den vorherigen Runden. Dies stellt einen Anstieg um mehr als 2 Wochen gegenüber der durchschnittlichen Wartezeit bei Ausschreibungen in diesem Segment im 1. Halbjahr des Jahres 2023 dar (Runde vom 1. Februar 2023, 28 Tage Wartezeit; Runde 1. Juni 2023, 33 Tage; Runde 1. Oktober 2023, 51 Tage; Runde 1. Februar 2024: 36 Tage; Runde 1. Juni 2024: 52 Tage).\r\nUnternehmen, die dringend auf die Ergebnisse angewiesen sind, können während dieser Zeit keine Aufträge vergeben oder Bestellungen tätigen, was die Realisierung von Projekten erheblich verzögert. Verträge müssen ggf. neu verhandelt werden. Für den Ausbau der Windenergie bedeutet dies konkret, dass bereits reservierte Anlagen erstmal anderen Projekten zugewiesen werden. Diese Umstellung erfordert laut Anlagenherstellern zusätzlich Zeit und substanzielle Planungsressourcen, da die Anlagen auf die Wünsche der Unternehmen zugeschnitten werden.\r\nDarüber hinaus können lange Wartezeiten bei den Ergebnisveröffentlichungen zu weiteren Projektverzögerungen bei der Windkraft führen: Aufgrund Natur- und Artenschutzbestimmungen zum Schutz von Brutvögeln dürfen eventuell notwendige Rodungen für Windkraftprojekte nur bis zu bestimmten Stichtagen im Frühjahr durchgeführt werden. Nach Überschreiten dieser Frist gilt ein Rodungsverbot und neue Projekte dürfen dann erst Monate später im Herbst fortgesetzt werden. Bei den drei vergangenen Ausschreibungen 2024 lagen im Schnitt 21,7% der Projekte im Waldgebiet. Bei den bis Anfang Oktober 2024 genehmigten aber noch nicht bezuschlagten Projekten liegen insg. 2 GW oder 22,7% der Projekte in einem Waldgebiet. Mit knapp einem Viertel der neuen Windkraftprojekte im Forst besteht ein erhebliches Verzögerungspotenzial für die gesamte Energiewende.\r\nUnternehmen brauchen schnelle Entscheidungen durch die Behörden. Die BNetzA sollte aufgrund unzureichender personeller Ressourcen nicht zum Hindernis für einen kosteneffizienten Ausbau der Erneuerbaren werden. Wir möchten darauf hinweisen, dass es aus gesamtwirtschaftlicher Sicht wenig sinnvoll erscheint, aufgrund weniger Personalstellen vermeidbare Kosten in Millionenhöhe in Kauf zu nehmen, die letztendlich über Strompreise bzw. Ausschreibungshöchstwerte an die Verbraucher*innen bzw. die Wirtschaft gewälzt werden müssen.\r\nDie BNetzA muss dringend gegensteuern und sich auf steigende Teilnahmezahlen durch die anwachsenden Ausschreibungsmengen bei künftigen Ausschreibungen sowie auf den zusätzlichen Zeitaufwand bei der Auswertung des neuen Untersegments für besondere Solaranlagen einstellen. Zudem ist ein zusätzlicher Aufwand durch die Umsetzung von industriepolitischen Vorgaben im Rahmen der Umsetzung der europäischen NZIA-Vorgaben mittelfristig absehbar. Für diese Aufgabe muss die BNetzA auch personell gerüstet sein.\r\nWir bitten deshalb mit Nachdruck darum, dass die BNetzA mit den notwendigen personellen Ressourcen ausgestattet wird, um die Wartezeit zwischen Gebotstermin und Ergebnisveröffentlichung wirksam auf maximal vier Wochen zu reduzieren. Deshalb soll der nächste Bundeshaushalt einen entsprechenden Stellenzuwachs bei der BNetzA abbilden.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nBärbel Heidebroek Präsidentin\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nCarsten Körnig\r\nHauptgeschäftsführer\r\nBundesverband Solarwirtschaft e.V."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013877","regulatoryProjectTitle":"Ertüchtigung von Verteilnetzen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3b/21/387238/Stellungnahme-Gutachten-SG2412190008.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"An:\r\nCe:\r\nBetreff:\r\nSehr geehrtel\r\nvielen Dank für den Austausch diese Woche auf dem EUREF-Campus. Wie Sie in der Diskussion gemerkt haben,\r\nhaben Ihre Vorschläge unser deutliches Interesse geweckt, weswegen wir Ihnen eine fach liche Rückmeldung dazu\r\ngeben. Zusätzlich möchten wir die Gelegenheit nutzen, Ihnen weitere wichtige Punkte für den Bürokratieabbau aus\r\ndem Blick unserer Branche darzustellen.\r\nZunächst einige Anmerkungen zu Ihrem Vorschlag zur Genehmigungsentscheidung im Projekt über einen externen\r\nProjektmanager. In der Tat führen Projektmanager derzeit kaum zur Beschleunigung im Genehmigungsverfahren.\r\nOftmals bewerten die Behörden die Ergebnisse der Projektmanager neu, was den Prozess unnötig verzögert und\r\ndazu führt, dass Projektmanager nur selten in die Projekte eingebunden werden. In diesem Zusammenhang halten\r\nwir Ihren Vorschlag, eine Genehmigungsentscheidung im Projekt zu treffen, grundsätzlich für zielführend.\r\nEin weiterer wichtiger Aspekt ist die Rolle der Träger öffentlicher Belange. Ihr Vorschlag führt nach unserem\r\nVerständnis zu einer Beschleunigung der Arbeit der Genehmigungsbehörden, bezieht aber nicht die zahlreichen\r\nTräger öffentlicher Belange ein. Diese Akteure verzögern häufig das Verfahren und müssen daher ebenfalls in die\r\nOptimierung des Prozesses integriert werden, um eine wirkliche Effizienzsteigerung zu erzielen. Hier regen wir das\r\nEinbeziehen der TÖB in das Projekt an.\r\nEs wird zu bedenken gegeben, dass das Risiko eines Akzeptanzverlusts besteht, wenn das Verfahren von den\r\nVorhabenträgern außerhalb der behördlichen Strukturen finanziert wird. Gegner der Erneuerbaren Energien könnten\r\ndiese Vorgehensweise instrumentalisieren, um gegen Erneuerbare-Energien-Projekte Stimmung zu machen. An\r\ndieser Stelle wäre eine staatl iche Zulassung sinnvoll.\r\nAbschließend möchten wir vier weitere Themen hervorheben, die aus Sicht der Windenergiebranche ein erhebliches\r\nPotenzial für den Bürokratieabbau bieten.\r\n1. Bürokratie bei Ertüchtigung von Verteilnetzen abbauen\r\n• Worin liegt die Chance? Bürokratieabbau bei der Ertüchtigung von Verteilnetzen kann sich kostensenkend\r\nauf die Netzentgelte auswirken.\r\n• Worum geht es? Geringfügige bauliche Maßnahmen zur Ertüchtigung von Verteilnetzen (Mittel- und\r\nHochspannung) müssen trotz vernachlässigbarer Auswirkung auf Umwelt- und Lärmbelastung aufwendige\r\nGenehmigungsprozesse durchlaufen.\r\n• Diese Genehmigungsprozesse verursachen unnötigen bürokratischen Aufwand, der sich indirekt auch in den\r\nNetzentgelten niederschlägt (Prozessuale Kosten, Redispatch-Kosten durch verzögerten Netzausbau).\r\n• Was ist zu tun? Bürokratieentlastungen sind durch kleine Änderungen im Energiewirtschaftsgesetze (EnWG)\r\nund dem Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) möglich. Diese Erleichterungen sind\r\nbranchenübergreifend gewünscht/ anschlussfähig.\r\nZum Beispiel:\r\no Bei geringfügigen Ertüchtigungsmaßnahmen (Erhöhung des Mastes um bis zu 5%) sollten auch ohne\r\nvorherige Anzeige möglich sein.\r\no Maßnahmen, die der Aufrechterhaltung eines sicheren Leitungsbetriebs dienen, sind ohne\r\nPlanfeststellungs-, Plangenehmigungs- oder Anzeigeverfahren möglich.\r\n2. Cable Pooling / Überbauung von Netzverknüpfungspunkten umsetzen\r\n2\r\n Worin liegt die Chance? Die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten trägt zur effizienten und\r\nunbürokra􀆟schen Nutzung der Netzinfrastruktur bei und wirkt sich senkend auf Netzentgelte aus.\r\n Worum geht es? Obwohl Erneuerbare Erzeuger nur selten ihre volle Nennleistung in das Stromnetz\r\neinspeisen, ist der Netzanschluss an Netzverknüpfungspunkten (NVP) für diese maximale Nennleistung\r\nausgelegt.\r\n Durch die komplementäre „Überbauung“ von NVPs mit Wind‐, Solar‐, und Speichereinheiten kann die\r\nbestehende Infrastruktur besser genutzt werden, während der sichere Betrieb weiter möglich ist. Dabei sinkt\r\nder Bedarf an Netzausbau(kosten) deutlich, wodurch ein Teil der ansteigenden Netzentgelte abgefangen\r\nwerden kann.\r\n Was ist zu tun? Eine Verankerung dieser Regelung im EnWG, flankiert durch Musterverträge.\r\n3. Direktbelieferung ermöglichen\r\n Worin liegt die Chance? Die direkte Belieferung von Industriekunden führt zu mehr Versorgungssicherheit\r\nder einzelnen Kunden und entlastet zugleich das öffentliche Netz\r\n Worum geht es? Die Direktbelieferung der Industrie ist eine direkte physische (und nicht nur eine bilanzielle)\r\nStromlieferung – ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes\r\n Wenige gesetzliche Vorgaben erschweren die Umsetzung der Industriestrombelieferung in der Praxis massiv.\r\n Was ist zu tun? In § 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG die Streichung des unbes􀆟mmten Rechtsbegriffs „unmi􀆩elbare\r\nräumliche Nähe“ und in § 3 Nr. 24a und b EnWG die Klarstellung, dass mehrere Kundenanlagen\r\nangeschlossen werden können und die Streichung der Begrenzung von 5km.\r\no § 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG – unmi􀆩elbar räumliche Nähe: Derzeit ist die Direktbelieferung nur möglich,\r\nwenn diese Erzeugungsanlage und die zu versorgende Anlage in unmi􀆩elbarer räumlicher Nähe sind.\r\n Das Kriterium der unmi􀆩elbaren räumlichen Nähe ist als unbes􀆟mmter Rechtsbegriff unklar\r\nund führt zu verschiedenen Auslegungen, da zweifelha􀅌 ist, ob und wann die Anforderung\r\nerfüllt sind und damit zu Widersprüchen und Klagen, was eine pragma􀆟sche Nutzung der\r\nDirektlieferung verhindert.\r\n Dieser Rechtsbegriff ist demnach aus § 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG zu streichen.\r\no § 3 Nr. 24a und b EnWG – Begriff der Kundenanlage: Ein weiterer unklarer und damit verzögernder\r\nPunkt ist, ob mehrere Kundenanlagen angeschlossen werden können, und darüber, ob bei\r\nDirektleitungen die Netzverbindung in irgendeiner Weise möglich sein kann. Dies führt in der Praxis\r\nzu massiven Inves􀆟􀆟onshemmnissen und Verzögerungen.\r\n Zudem ist die Defini􀆟on einer Kundenanlage von 5.000m En􀆞ernung zu restrik􀆟v und\r\nprak􀆟sch kaum umsetzbar.\r\n Es bedarf daher einer Klarstellung, dass mehrere Kundenanlagen angeschlossen werden\r\nkönnen und die Streichung der Begrenzung von 5.000 m aus § 3 Nr. 24a und b EnWG.\r\n4. Vereinfachte Genehmigungsverfahren der RED III umsetzen\r\n Worin liegt die Chance? Die Erneuerbare‐Energien‐Richtlinie III (RED III) ermöglicht schlanke\r\nGenehmigungsverfahren in rela􀆟v umweltkonfliktarmen Flächen. Durch die Gebietsauswahl und die\r\nBerücksich􀆟gung des EU‐Umweltrechts auf der Planebene reduziert sich der erhebliche Prüfaufwand auf\r\nGenehmigungsebene und ermöglicht einen effizienten Bürokra􀆟eabbau.\r\n Worum geht es? Die RED III muss verpflichtend bis zum Mai 2025 in na􀆟onales Recht umgesetzt werden und\r\nstellt die Anschlussregelung an die EU‐No􀆞allverordnung dar, die am 30. Juni 2025 ausläu􀅌. Sollte dies nicht\r\ngeschehen, entsteht eine Regelungslücke in Deutschland, die zu erheblichen Unsicherheiten und\r\nBelastungen der Behörden bei der Ausweisung von Flächen wie auch der konkreten Genehmigung von\r\nWindprojekte führt. Zusätzlich droht ein Vertragsverbotsverfahren.\r\n Was ist zu tun? Die Regelungen der Richtlinie sollten schnellstmöglich umgesetzt werden. Um die\r\nGenehmigungsbehörden weitestgehend zu entlasten, ist insbesondere die Ausnahme des Ar􀆟kels 16a Absatz\r\n5 Unterabsatz 2 RED III zu nutzen.\r\nFür Rückfragen stehen wir Ihnen jederzeit sehr gerne zur Verfügung und wünschen Ihnen gutes Gelingen auf dem\r\nmorgigen Kongress."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-11-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013877","regulatoryProjectTitle":"Ertüchtigung von Verteilnetzen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/74/0c/499350/Stellungnahme-Gutachten-SG2503280116.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite | 1\r\nGemeinsamer Vorschlag von BWE und VKU:\r\nErtüchtigung von Verteilnetzen. Beschleunigter Netzausbau durch Regulie-rungsänderung\r\n1. Das Wichtigste in Kürze\r\n1.1. Ausgangslage\r\nDie Verteilnetze spielen beim Voranschreiten der Energiewende und auf dem Weg Deutschlands zur Treibhausgasneutralität bis 2045 eine entscheidende Rolle. Der Anschluss von Erneuerbare Energien-Anlagen erfolgt zu weit überwiegenden Teilen auf Ebene des Verteilnetzes, also auf Mittel- oder Hochspannungsebene bis maximal 110 kV. Auch die für die Energiewende ebenfalls zentralen Batte-riespeicher werden häufig auf dieser Spannungsebene angeschlossen. Die bisherige Netzstruktur ist aber auf eine zentrale Erzeugung von Energie ausgelegt und steht mit der Dezentralisierung durch die Erneuerbaren Energien vor großen Herausforderungen. Die Netzkomplexität nimmt daher zu: Statt zentraler Kraftwerke müssen künftig vielzählige Erzeugungs- und Speicheranlagen in die Verteilnetze integriert werden und ansteuerbar sein.\r\nNeben dem Ausbau der Übertragungsnetze müssen daher auch Engpässen auf Ebene der Verteilnetze zügig verringert werden, der Netzausbau muss vereinfacht und Kosten dafür müssen reduziert wer-den.\r\n1.2. Regulatorische Vorschläge:\r\nUm eine Beschleunigung, Vereinfachung und dadurch Kostensenkungen der Ausbaumaßnahmen zu erreichen, sieht der Gesetzentwurf dieses Positionspapiers im Wesentlichen folgende Maßnahmen vor:\r\n• Neben dem Tatbestandsmerkmal des „überragenden öffentlichen Interesses“, welches Dank der Anpassungen in § 14d Abs. 10 EnWG, nunmehr auch auf das Verteilnetz Anwendung findet, schla-gen wir weitere Erleichterungen vor um Antragstellung und Genehmigungsverfahren maßgeblich zu erleichtern und zu beschleunigen.\r\n• Durch eine Anhebung der Schwellenwerte für die UVP von 110 kV-Leitungen wird der unionsrecht-lich zulässige Rahmen zugunsten von Beschleunigung und Vereinfachung ausgeschöpft und eine Überregulierung auf nationaler Ebene verhindert.\r\n• Durch eine Ausweitung der Anzeigeerfordernisse und damit verbundene Fristenregelungen wird unnötiger Verwaltungsaufwand für lediglich geringfügige Änderungen und Ertüchtigungen, die er-fahrungsgemäß nur geringe Umweltauswirkungen haben deutlich reduziert.\r\nSeite | 2\r\n2. Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus der Verteilnetze und zur aus-gewogenen Finanzierung des Netzausbaus vom 10. Dezember 2024\r\nDer vorliegende Gesetzesentwurf zielt darauf ab, Genehmigungsverfahren für geringfügige Ertüchti-gungsmaßnahmen in Verteilnetzen zu vereinfachen und zu beschleunigen. Dies ist notwendig, um die Leistungsfähigkeit der Netze zeitnah zu erhöhen und so den Herausforderungen der Energiewende gerecht zu werden. Denn gerade das Verteilnetz spielt für die Netzanbindung von Erneuerbare Ener-gien-Anlagen und Energiespeichern eine zentrale Rolle.\r\nBisher mussten selbst kleinere bauliche Maßnahmen zur Ertüchtigung von Verteilnetzen aufwendige Genehmigungsprozesse durchlaufen, obwohl ihre Auswirkungen auf Umwelt und Lärmbelastung oft vernachlässigbar sind. Dies führte zu unnötigem bürokratischem Aufwand und höheren Kosten, die sich indirekt in den Netzentgelten niederschlugen.\r\nDurch die Ausweitung des überragenden öffentlichen Interesses in § 14d Abs. 10 EnWG ist der erste Schritt bereits getan. Zusätzlich sollen die Anhebung der UVP-Schwellenwerte und die Ausweitung von Vereinfachungen im Genehmigungsverfahren den bürokratischen Aufwand und die damit ver-bundenen erheblichen Planungs- und Verwaltungskosten reduzieren, so dass bestehende Netzkapazi-täten besser genutzt und zusätzliche Netzkapazitäten schneller und kostengünstiger beschafft werden können.\r\n2.1. Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes\r\n2.1.1. § 3 EnWG wird wie folgt geändert\r\nDie Legaldefinition dient der Abgrenzung von Ertüchtigungsmaßnahmen gegenüber Änderungs- und Errichtungsmaßnahmen.\r\nNach Nummer 18c wird die folgende Nummer 18d eingefügt:\r\n„Ertüchtigung geringfügige bauliche Maßnahmen, die eine Erhöhung des Mastes um maximal 20 Prozent zur Folge haben sowie sonstige geringfügige bauliche Maßnahmen, die der Aufrechterhaltung eines sicheren Leitungsbetriebs oder der Neuanbindung von Erneuerbare Energien-Anlagen dienen.“\r\nDie bisherigen Nummer 18d und 18e werden zu Nummern 18e und 18f.\r\n2.1.2. § 43 wird wie folgt geändert\r\nDie Änderung dient der Reduzierung der Planfeststellungspflichten zugunsten kleinerer Leitungspro-jekte, die in der Regel keine so erheblichen Auswirkungen entfalten, dass sie eines förmlichen Plan-feststellungsverfahrens bedürften.\r\na) § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 wird durch folgende Nummer 1 ersetzt:\r\n„Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr, ausgenom-men\r\nSeite | 3\r\na) Bahnstromfernleitungen und\r\nb) Hochspannungsfreileitungen mit einer Gesamtlänge von bis zu 200m weniger als 10 km, die nicht in einem Natura 2000-Gebiet nach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegen,“\r\nb) § 43 Absatz 2: Auf Antrag des Trägers des Vorhabens können durch Planfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige Behörde zugelassen werden:\r\nc) Nummer 5: die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung einer Freileitung mit einer Nennspannung von unter 110 Kilovolt, einer Hochspannungsfreileitung mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr und einer Gesamtlänge von bis zu 200 Metern, weniger als 10km, die nicht in einem Natura 2000-Gebiet liegt, oder einer Bahnstromfernleitung, sofern diese Leitungen mit einer Leitung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1, 2 oder 3 auf einem Mehrfachgestänge geführt werden und in das Planfeststellungsverfahren für diese Leitung integriert werden; Gleiches gilt für Erdkabel mit einer Nennspannung von unter 110 Kilovolt, sofern diese im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang mit der Baumaßnahme eines Erdkabels nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 bis 4 oder nach den Nummern 2 bis 4 mit verlegt werden,\r\nd) Nach Nummer 10: wird folgende Nummer 11 eingefügt:\r\n„die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung einer Hochspannungsfreileitung mit einer Ge-samtlänge von weniger als 10 km, die nicht in einem Natura 2000-Gebiet nach § 7 Absatz 1 Num-mer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegt.“\r\n2.1.3. § 43f wird wie folgt geändert\r\nDie Änderung dient der Gleichstellung von Ertüchtigungsmaßnahmen mit unwesentlichen Ände-rungs- und Erweiterungsmaßnahmen, die auch bislang schon von der Pflicht zur Durchführung eines förmlichen Planfeststellungsverfahrens befreit waren.\r\nGleichzeitig werden in Absatz 2 auch die Ausnahmen von der Pflicht zur Durchführung einer Umwelt-verträglichkeitsprüfung erweitert. Die Änderung ist mit den völker- und europarechtlichen Verpflich-tungen der Bundesrepublik Deutschland vereinbar, da für Leitungsanlagen mit einer Nennspannung von weniger als 200 kV nach den Vorgaben der UVP-Richtlinie nicht zwingend eine Umweltverträg-lichkeitsprüfung durchzuführen ist. Die Ausgestaltung etwaiger Prüfungen und Definition von Schwel-lenwerten obliegt damit allein den Mitgliedstaaten.\r\nSchließlich wird eine Zustimmungsfiktion eingeführt, um den in der Praxis vorherrschenden erhebli-chen Wartezeiten auf die behördliche Entscheidung nach § 43f Absatz 4 Satz 4 EnWG zu begegnen. Die Entscheidung war auch bisher fristgebunden, die Versäumung der Frist blieb jedoch ohne Rechts-folgen.\r\na) Absatz 1 wird durch folgenden Absatz 1 ersetzt:\r\n„Unwesentliche Ertüchtigungs-, Änderungs- oder Erweiterungsmaßnahmen werden anstelle des Planfeststellungsverfahrens durch ein Anzeigeverfahren zugelassen. Eine Ertüchtigung, Änderung oder Erweiterung ist dann unwesentlich, wenn\r\nSeite | 4\r\n1. nach dem Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung oder nach Absatz 2 hierfür keine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist,\r\n2. andere öffentliche Belange nicht berührt sind oder die erforderlichen behördlichen Ent-scheidungen vorliegen und sie dem Plan nicht entgegenstehen,\r\n3. Rechte anderer nicht beeinträchtigt werden oder mit den vom Plan betroffenen ent-sprechende Vereinbarungen getroffen werden.“\r\nb) Absatz 2 Satz 1 wird durch folgenden Absatz 2 Satz 1 ersetzt:\r\n„Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung für die Ertüchtigung, Änderung oder Erweiterung nicht durchzu-führen bei\r\n1. Änderungen oder Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff nach § 43l Absatz 4,\r\n2. Umbeseilungen einschließlich des Einsatzes von Hochtemperaturseilen und Bündellei-tern, auch wenn damit eine Veränderung des Durchmessers der Leitung verbunden ist,\r\n3. Zubeseilungen oder\r\n4. standortnahe Maständerungen oder Masterhöhungen um bis zu 20 Prozent.“\r\nc) In § 43f Absatz 3 wird vor „Änderung oder Erweiterung“ das Wort „Ertüchtigung,“ einge-fügt.\r\nd) Nach § 43f Absatz 4 Satz 4 wird folgender Satz 5 eingefügt:\r\n„(4) Die Bestätigung der Freistellung von einem förmlichen Verfahren gilt als erteilt, wenn die nach Landesrecht zuständige Behörde nicht innerhalb der Frist nach Satz 4 die Durchrührung eines förmlichen Verfahrens angeordnet hat.“\r\nDie bisherigen Sätze 5 und 6 werden Sätze 6 und 7.\r\ne) In § 43f Absatz 4 Satz 5 (neu) werden nach „im Falle des Absatzes 2“ die Wörter „Satz 1 Nummer 1“ gestrichen.\r\nf) Nach § 43f Absatz 6 wird folgender Absatz 7 eingefügt:\r\n„Nicht als Ertüchtigung, Änderung oder Erweiterung im Sinne des Absatzes 1 gilt eine bauliche Maßnahme, die nur den Austausch von alten Anlagenteilen gegen baulich identische oder bauli-che nicht identische, betrieblich und funktionell aber vergleichbare Anlagenteile beinhaltet, soweit der Stand der Technik eingehalten wird.“\r\n2.2. Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nDie Änderung dient der Anhebung der Schwellenwerte für die Durchführung einer Umweltverträg-lichkeitsprüfung auf der 110 kV-Ebene. Die Planungs- und Genehmigungspraxis zeigt, dass Leitungs-vorhaben unter 5 km regelmäßig nicht mit erheblichen Umweltauswirkungen einhergehen. Die\r\nSeite | 5\r\nVorbereitung und Durchführung auch einer bloßen UVP-Vorprüfung hat belastete diese Vorhaben bis-her zeitlich und finanziell enorm belastet, ohne dass die Prüfung zu einem wesentlichen Erkenntnis-gewinn beitrug.\r\nDie Änderung ist mit den völker- und europarechtlichen Verpflichtungen der Bundesrepublik Deutsch-land vereinbar, da für Leitungsanlagen mit einer Nennspannung von weniger als 200 kV nach den Vor-gaben der UVP-Richtlinie nicht zwingend eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist. Die Ausgestaltung etwaiger Prüfungen und Definition von Schwellenwerten obliegt damit allein den Mit-gliedstaaten.\r\nDas Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung in der Fassung der Bekanntmachung vom 18. März 2021 (BGBl. I S. 540), das zuletzt durch Artikel 14 des Gesetzes vom 10. September 2021 (BGBl. I S. 4147) geändert worden ist, wird wie folgt geändert:\r\n1. Anlage 1 (Liste \"UVP-pflichtige Vorhaben\") wird wie folgt geändert:\r\n19.\r\nLeitungsanlagen und andere Anlagen\r\n19.1\r\nErrichtung und Betrieb einer Hochspannungsfreileitung im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes mit\r\n19.1.1\r\neiner Länge von mehr als 15 km und mit einer Nennspannung von 220 kV oder mehr,\r\nX\r\n19.1.2\r\neiner Länge von mehr als 15 km und mit einer Nennspannung von 110 kV bis zu 220 kV,\r\nA\r\n19.1.3\r\neiner Länge von 5 km bis 15 km und mit einer Nennspannung von 110 kV oder mehr,\r\nA\r\n19.1.4\r\neiner Länge von über 200 Metern und weniger als 510 km und einer Nennspannung von 110 kV oder mehr, wenn die Hochspannungsfreilei-tung in einem Natura 2000-Gebiet nach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegt\r\nS\r\n19.1.5\r\neiner Länge von bis zu 200 Metern und einer Nennspannung von 110 kV oder mehr, wenn die Hochspannungsfreileitung in einem Natura 2000-Gebiet nach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegt\r\nS\r\nSeite | 6\r\nAnsprechpersonen\r\nPhiline Derouiche | Leiterin Justiziariat BWE | p.derouiche@wind-energie.de\r\nRainer Stock | Stv. Abteilungsleiter Energiewirtschaft VKU | stock@vku.de\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16 10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, ge-prüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE fin-den Sie hier.\r\nDatum\r\n14. März 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013878","regulatoryProjectTitle":"Ermächtigungsgrundlage zur Nutzung artenschutzfachlicher Daten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/91/d4/387240/Stellungnahme-Gutachten-SG2412190010.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nÄnderung des BNatSchG im Hochwasserschutzgesetz III\r\nGesetzentwurf des BMUV vom 11.10.2024 zur Verbesserung des Hochwasserschutzes und des Schutzes vor Starkregenereignissen sowie zur Beschleunigung von Verfahren des Hochwasserschutzes\r\nNovember 2024\r\n2 von 14\r\nInhalt\r\n1 Vorwort ...................................................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 3\r\n3 Stellungnahme zum Ref-Entwurf HWSG III .................................................................. 4\r\n3.1 Schaffung einer Umweltdatenbank grundsätzlich begrüßenswert....................................................... 4\r\n3.2 Bewertungsgrundlage für die Notwendigkeit des neuen § 6 Abs. 5a BNatSchG RefE ist falsch ........... 4\r\n3.3 Fraglicher Nutzen der Anwendung in der Praxis .................................................................................. 4\r\n3.4 Rechtliche und fachliche Unsicherheiten ............................................................................................. 5\r\n3.5 Vorschlag .............................................................................................................................................. 6\r\n4 Vorschläge zu Anpassungen im BNatSchG zur Genehmigungsbeschleunigung .............. 7\r\n4.1 Instrumente zur Signifikanzbewertung (Probabilistik) .......................................................................... 7\r\n4.2 Schutzmaßnahmen (Anlage 1 Abschnitt 2 zu § 45b BNatSchG) ........................................................... 7\r\n4.2.1 Abschaltung bei landwirtschaftlichen Bewirtschaftungsereignissen ....................................................... 7\r\n4.2.2 Phänologiebedingte Abschaltungen ........................................................................................................... 9\r\n4.2.3 Mastfußgestaltung .................................................................................................................................... 11\r\n4.2.4 Technische Systeme zur Abschaltung bei landwirtschaftlichen Bewirtschaftungsereignissen ............. 12\r\n4.2.5 Anpassung der Fußnote 1 Satz 2 zu Anlage 1 Abschnitt 1 ...................................................................... 12\r\n4.3 Weitere Standardisierungen und Anpassungen ................................................................................. 13\r\n3 von 14\r\n1 Vorwort\r\nDer BWE bedankt sich für die Möglichkeit, im Rahmen der Verbändebeteiligung zum Referentenentwurf des Gesetzes zur Verbesserung des Hochwasserschutzes und des Schutzes vor Starkregenereignissen sowie zur Beschleunigung von Verfahren des Hochwasserschutzes Stellung nehmen zu können.\r\nDer BWE begrüßt es, dass mit dem Hochwasserschutzgesetz III das Fenster für eine Weiterentwicklung des Bundesnaturschutzgesetzes (BNatSchG) geöffnet wird. Wir regen ausdrücklich an, die Chance zu ergreifen, neben der Klärung der Datenverwendung weitere Anpassungen im BNatSchG vorzunehmen. Dazu gehören die Einführung der Probabilistik wie auch die leicht durchzuführenden Reparaturen unklarer und teils widersprüchlicher Vorgaben im BNatSchG.\r\nWir weisen auch darauf hin, dass der BWE im Versand der regulären Verbändebeteiligung nicht berücksichtigt worden ist, obwohl die Windenergiebranche von der im Referentenentwurf (RefE) vorgesehenen Änderung des § 6 Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) maßgeblich betroffen ist. Wir mahnen dringend an, dass alle von den entsprechenden Gesetzesänderungen betroffenen Interessenvertretungen eingebunden werden. Nur so kann eine ausgewogene Meinungs- und Interessenvertretung im Sinne der demokratischen Partizipation stattfinden.\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\nWir unterstützen:\r\n•\r\nDie Schaffung einer bundesweiten Datenbank für natur- und artenschutzfachliche Daten.\r\nWir kritisieren:\r\n•\r\nDie falsche Bewertungsgrundlage für die Schaffung einer Daten-Ermächtigung der Behörden.\r\n•\r\nDen erheblichen Eingriff in die Eigentumsrechte von Vorhabenträgerinnen mit der aktuellen Ausgestaltung der Regelung.\r\n•\r\nDen fraglichen Nutzen der Anwendung in der Praxis.\r\nWir regen an, das BNatSchG in weiteren Punkten zu ändern:\r\n•\r\nEinführung der Probabilistik als Instrument der Signifikanzbewertung im § 45b Abs. 3 Nr. 1 BNatSchG.\r\n•\r\nKonkretisierung, Verbesserung und Anpassung insbesondere der Schutzmaßnahmen nach Anlage 1 Abschnitt 2 zu § 45b BNatSchG.\r\n•\r\nWeitere Aspekte der bundeseinheitlichen Standardisierung, zum Beispiel das Störungs- und Zerstörungsverbot sowie den Umgang mit Fledermäusen und Konkretisierung der Vorgaben zum Repowering.\r\n4 von 14\r\n3 Stellungnahme zum Ref-Entwurf HWSG III\r\n3.1 Schaffung einer Umweltdatenbank grundsätzlich begrüßenswert\r\nDer BWE begrüßt grundsätzlich die Einrichtung einer bundesweiten Umweltdatenbank.\r\nWir möchten jedoch darauf hinweisen, dass die Erfassung von Erhaltungszuständen der besonders und streng geschützten Arten entsprechend der Vogelschutzrichtlinie und FFH-Richtlinie hoheitliche Aufgabe der EU-Mitgliedsstaaten ist.1 Auch wenn diese Erfassung insbesondere im Hinblick auf die Detailtiefe von Umweltdaten die erwähnte Umweltdatenbank nicht ersetzen kann und räumlich großmaßstäblich ist, wäre sie ein guter Ausgangspunkt und wichtiges Signal. Es ist Aufgabe der Bundesrepublik Deutschland, die bestehenden Defizite zu beseitigen und die Lücken in dieser vom europäischen Gesetzgeber zwingend vorgeschriebenen Erfassung zu schließen. Abschließend verweisen wir darauf, dass bereits Ende 2023 im Beschleunigungspakt zwischen Bund und Ländern die Schaffung eines bundesweiten Umweltdatenkatasters und einer bundesweiten Gutachterdatenbank beschlossen wurde.2\r\n3.2 Bewertungsgrundlage für die Notwendigkeit des neuen § 6 Abs. 5a BNatSchG RefE ist falsch\r\nLaut Begründung des vorliegenden Referentenentwurfs setzt eine „naturverträgliche Anwendung der verkürzten Prüfungen […] das hinreichende Vorliegen von nach fachlichen Standards erhobenen und für Behörden zugänglichen Daten voraus“ (S.45).\r\nSowohl im Zulassungsverfahren nach § 6 als auch im Regierungsentwurf zum § 6b WindBG sind entsprechende Regelungen vorgesehen, die die Einhaltung der artenschutzrechtlichen Verbotstatbestände auch ohne vorhandene bzw. ohne vom Vorhabenträger eingereichte Daten (durch Schutzmaßnahmen bzw. Zahlung in Artenhilfsprogramme) gewährleisten. Damit ist den natur- und artenschutzrechtlichen Vorgaben Genüge getan – eine Notwendigkeit für den vorliegenden § 6 Abs. 5a im Sinne einer „Naturverträglichkeit“ ergibt sich nicht.\r\n3.3 Fraglicher Nutzen der Anwendung in der Praxis\r\nIn der Regel sind die zuständigen Behörden weder darüber informiert, welche Daten bei den Vorhabenträger*innen vorliegen oder erhoben werden (sollen), noch haben sie Kenntnis über die von Vorhabenträger*innen beauftragten Gutachter*innen. Eine gezielte Abfrage solcher Daten durch die Behörde wäre daher nur im Ausnahmefall möglich und keineswegs regelmäßig zu erwarten. Abgesehen davon sehen weder der § 6 WindBG noch der Entwurf des § 6b WindBG eine Kartierung durch die Vorhabenträger*innen vor. Eine Meldepflicht für Vorhabenträger*innen über die von ihnen beauftragten Gutachter*innen an die Behörden wäre indes nicht zu rechtfertigen und stünde als erheblicher Mehraufwand jedem Beschleunigungsziel entgegen. Vor diesem Hintergrund stellen wir den Anwendungsbereich und Nutzen des vorgesehenen § 6 Abs. 5a BNatSchG Ref-E infrage.\r\n1 Vgl. Artikel 12 Vogelschutzrichtlinie bzw. Artikel 17 der Flora-Fauna-Habitatrichtlinie.\r\n2 Pakt für Planungs- und Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung (7.11.2023).\r\n5 von 14\r\nDie Beschränkung der Regelung auf Daten, die für die fachliche Stellungnahme „erforderlich“ sind, ist grundsätzlich zu begrüßen. Es stellt sich jedoch die Frage, wann diese Erforderlichkeit vorliegt und wer darüber zu entscheiden hat. Da die Erforderlichkeit nicht abschließend geklärt wird, besteht hier ein entsprechender Ermessensspielraum, der zu einem uneinheitlichen und verzögernden Genehmigungsprozess führen kann.\r\nIm Übrigen ist die Vorlage der für die fachliche Prüfung durch die Genehmigungsbehörde im Zulassungsverfahren erforderlichen Unterlagen bereits an anderer Stelle geregelt (vgl. § 10 Abs. 1 S. 2 BImSchG). Maßgeblich sind die für die Beurteilung des Genehmigungsantrags notwendigen Unterlagen. Die vorliegende Regelung geht darüber hinaus, widerspricht damit der bisherigen Systematik im Zulassungsverfahren und birgt die Gefahr, die Konzentrationswirkung aufzuweichen.\r\nZuletzt sei hinsichtlich der Anwendung und Notwendigkeit in der Praxis nochmals auf Kapitel 2.2 verwiesen.\r\n3.4 Rechtliche und fachliche Unsicherheiten\r\nDas Abstellen auf „Daten“ anstelle von „vollständigen Ergebnissen“ oder „Gutachten“ kann dazu führen, dass vorläufige Erkenntnisse weitergegeben werden, die aber kein abschließendes Bild ergeben und somit zu einer fachlich verzerrten oder falschen Beurteilung beitragen.\r\nInsbesondere im Hinblick auf die Datenabfrage bei den Gutachter*innen ist zu berücksichtigen, dass dadurch ein Mehraufwand (bspw. durch die Aufbereitung der Daten) entsteht, der nicht entschädigt wird. Wir geben zu bedenken, dass Gutachterbüros häufig nur über sehr begrenzte personelle Ressourcen verfügen. In der Branche gelten die Kapazitäten der Umweltgutachter*innen seit geraumer Zeit als Nadelöhr, das zu Verzögerungen bei Windenergieprojekten führen kann. Die unentgeltliche Aufbereitung der Daten für die Behörde wäre somit nicht nur wirtschaftlich fragwürdig, sondern würde dazu führen, dass andere Arbeiten der Gutachter*innen verzögert werden. Statt Genehmigungsverfahren zu beschleunigen, könnte somit genau das Gegenteil eintreten.\r\nRechtlich bedeutet die vorliegende Regelung einen erheblichen Eingriff in die Eigentumsrechte der Vorhabenträger*innen und Gutachter*innen und ist somit verfassungsrechtlich bedenklich. Der vorgesehene direkte Durchgriff auf die von den Vorhabenträger*innen beauftragten Gutachter*innen ist als Eingriff in die privatrechtliche Vertragsgestaltung zwischen Vorhabenträger*in und Beauftragten zu bewerten. Die Daten sollten daher nur bei der Vorhabenträger*in abgefragt werden dürfen.\r\nNormsystematisch vermag es nicht zu überzeugen, dass die geplante Regelung in Absatz 5a an die Regelung des § 6 BNatSchG anknüpfen könnte. Die „Beobachtung von Natur und Landschaft“ obliegt den zuständigen Behörden und dient der fortlaufenden Ermittlung, Beschreibung und Bewertung ihres Zustandes (§ 6 Absatz 2 BNatSchG). Die Abwälzung dieser Verpflichtung auf die Vorhabenträger*innen ist zumindest rechtlich fragwürdig. Zudem steht die Herausgabe von Daten im Widerspruch zu § 6 Absatz 6 BNatSchG, der den Datenschutz sowie den Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen adressiert.\r\n6 von 14\r\n3.5 Vorschlag\r\nAufgrund der genannten Bedenken setzt sich der BWE für eine Streichung des Regelungsvorschlags ein. Dennoch könnte im Sinne einer vertrauensvollen Zusammenarbeit eine Befähigung der Behörden, eingebrachte Daten auch perspektivisch, beispielsweise im Sinne einer Einspeisung in eine Datenbank, nutzen zu können, ermöglicht werden.\r\nDann wäre der neu einzuführende § 6 Abs. 5a Ref-E wie folgt zu fassen:\r\n(5a) Die für Naturschutz und Landschaftspflege zuständige Behörde wird ermächtigt, die im Rahmen von Zulassungsverfahren erhaltenen Daten unter anderem für die fachliche Stellungnahme in Planungs- und Zulassungsverfahren zu nutzen. Ohne Zustimmung der jeweiligen Urheber ist die Nutzung und Herausgabe an Dritte unzulässig, sofern die Daten nicht bereits der Öffentlichkeit bekanntgegeben wurden.\r\nWir möchten nochmals betonen, dass der BWE die Schaffung einer bundesweiten Umweltdatenbank unterstützt. In diesem Zusammenhang schlagen wir keine abschließende Regelung der Datenempfänger vor, da bisher nicht absehbar ist, für welche Art der Datenaufbereitung und Datensammlung sich der Bundesgesetzgeber zur Schaffung einer bundesweiten Umweltdatenbank, wie im Bund-Länder-Pakt für Planungs-, Umsetzungs- und Genehmigungsbeschleunigung vorgesehen, entscheiden wird.\r\n7 von 14\r\n4 Vorschläge zu Anpassungen im BNatSchG zur Genehmigungsbeschleunigung\r\nAbschließend möchten wir folgende ergänzende Vorschläge zur Anpassung des BNatSchG durch den Artikel 3 des Hochwasserschutzgesetzes III anregen. Hierbei handelt es sich um (ausstehende) Ergänzungen, Konkretisierungen sowie die Beseitigung von Widersprüchen.\r\n4.1 Instrumente zur Signifikanzbewertung (Probabilistik)\r\n•\r\nDer Prüfbericht vom 27.09.20233 sieht die Probabilistik als grundsätzlich geeignetes Instrument der Signifikanzbestimmung an; es folgt die Ankündigung eines Schwellenwertes (Rotmilan) für Ende 2023 sowie einer vollzugstauglichen Methode für Sommer 2024.\r\n•\r\nWir fordern daher die Ergänzung der Probabilistik (Raumnutzungs-Kollisionsrisiko-Modell) in § 45b Abs. 3 Nr. 1 BNatSchG als standardisiertes Instrument zur Signifikanzbestimmung.\r\n•\r\nDarüber hinaus fordern wir eine Ermächtigungsgrundlage für BMUV und BMWK zur Erstellung einer Rechtsverordnung zur Einführung der Probabilistik insbesondere unter Berücksichtigung der in Frage kommenden Arten (mindestens aber des Rotmilans) sowie der Festlegung entsprechender artspezifischer Schwellenwerte.\r\n•\r\nDie Rechtsverordnung muss zeitgleich zum Inkrafttreten des vorliegenden Gesetzesentwurfs in Kraft treten, die Fristen zur Erstellung sind entsprechend zu setzen.\r\n4.2 Schutzmaßnahmen (Anlage 1 Abschnitt 2 zu § 45b BNatSchG)\r\nIm Folgenden regen wir an, die Anlage 1 Abschnitt 2 zu § 45b BNatSchG zu konkretisieren und Widersprüchen zu beseitigen. In den konkreten Änderungsvorschlägen sind die neuen Textstellen fett markiert.\r\n4.2.1 Abschaltung bei landwirtschaftlichen Bewirtschaftungsereignissen\r\nForderungen:\r\n•\r\nNicht das Minimum (48 Stunden), sondern vielmehr das Maximum der Abschaltzeit ist in der Anlage 1 Abschnitt 2 vorzugeben. Wir sprechen uns für ein Max. von 24 Stunden aus, da die Anziehungswirkung bereits wenige Stunden nach dem Bewirtschaftungsereignis stark abnimmt.\r\n•\r\nBegrenzung der Fläche: Die Maßnahme sollte innerhalb des vom Rotor überstrichenen Bereichs zuzüglich eines Puffers von 50 Metern gelten.\r\n•\r\nWindgeschwindigkeitsabhängige Abschaltungen unter maßgeblicher Berücksichtigung des unteren Rotordurchlaufs für den Rotmilan.4\r\n3 Bericht der Bundesregierung zum Prüfauftrag Probabilistik, abgerufen am 31.10.2024, LINK.\r\n4 Auf Basis der wissenschaftlichen Erkenntnisse zum Flugverhalten des Rotmilans bei verschiedenen Windgeschwindigkeiten mit besonderem Fokus auf den unteren Rotordurchlauf ist die Schutzmaßnahme in Anlehnung an die VWV Hessen wie in Kapital 5.1.5. zu aktualisieren.\r\n8 von 14\r\nKonkreter Änderungsvorschlag: Abschaltung bei landwirtschaftlichen Bewirtschaftungsereignissen Beschreibung: Vorübergehende Abschaltung im Falle der Grünlandmahd und Ernte von Feldfrüchten sowie des Pflügens zwischen 1. April und 31. August auf Flächen der vom Rotor überstrichenen Fläche zuzüglich eines Puffers von 50 Metern. ,die in weniger als 250 Metern Entfernung vom Mastfußmittelpunkt einer Windenergieanlage gelegen sind. Bei Windparks sind in Bezug auf die Ausgestaltung der Maßnahme gegebenenfalls die diesbezüglichen Besonderheiten zu berücksichtigen. Die Abschaltmaßnahme erfolgt – unabhängig von der Anzahl der Brutvorkommen – von Beginn des Bewirtschaftungsereignisses bis maximal 24 Stunden nach Beendigung des Bewirtschaftungsereignisses jeweils von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang. Bei für den Artenschutz besonders konfliktträchtigen Standorten mit drei Brutvorkommen oder, bei besonders gefährdeten Vogelarten, mit zwei Brutvorkommen ist für mindestens 48 Stunden bis maximal 24 Stunden nach Beendigung des Bewirtschaftungsereignisses jeweils von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang abzuschalten. Die Maßnahme ist unter Berücksichtigung von artspezifischen Verhaltensmustern anzuordnen, insbesondere des von der Windgeschwindigkeit abhängigen Flugverhaltens beim Rotmilan. Rotmilan (analog Schwarzmilan5): Schutz von rund 90 Prozent (85 Prozent) der Fluganteile in Abhängigkeit der rotorfreien Zone über Grund und der Windgeschwindigkeit: Bei rotorfreier Zone ≥ 70 m über Grund: WEA-Abschaltung bei Windgeschwindigkeit ≤ 5,8 m/s (≤ 4,7 m/s) im Gondelbereich von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang. Bei rotorfreier Zone ≥ 80 m über Grund: WEA-Abschaltung bei Windgeschwindigkeit ≤ 5,2 m/s (≤ 4,1 m/s) im Gondelbereich von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang\r\n5 Die folgenden Ausführungen sind dem gemeinsamen Runderlass des Hessischen Ministeriums für Umwelt, Klimaschutz, Landwirtschaft und Verbraucherschutz und des Hessischen Ministeriums für Wirtschaft, Energie, Verkehr und Wohnen; Verwaltungsvorschrift (VwV) „Naturschutz/Windenergie“ (HMUKLV/HMWEVW 2020) entnommen.\r\nDie Abschaltung in Abhängigkeit von dem unteren Rotordurchlauf und der Windgeschwindigkeit wurde für Hessen aus den Ergebnissen der Studie Heuck et. al.: „Untersuchungen des Flugverhaltens von Rotmilanen in Abhängigkeit von Wetter und Landnutzung unter besonderer Berücksichtigung vorhandener Windenergieanlagen im Vogelschutzgebiet Vogelsberg“, 2023 abgeleitet.\r\nEine grundsätzliche Übertragbarkeit dieser Ergebnisse auf andere Gebiete wurde in einer weiteren Studie festgestellt. ARSU: Fachgutachten zur Ermittlung des Flugverhaltens des Rotmilans im Windparkbereich unter Einsatz von Detektionssystemen in Hessen, 2023, S. 136.\r\n9 von 14\r\nBei rotorfreier Zone ≥ 90 m über Grund: WEA-Abschaltung bei Windgeschwindigkeit ≤ 4,8 m/s (≤ 3,5 m/s) im Gondelbereich von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang. Die für die Abschaltung erforderliche Information über die Bewirtschaftungsereignisse kann durch vertraglich abgesicherte Meldungen der bewirtschaftenden Landwirte oder automatisiert durch eine Detektion per Kamerasystem erfolgen.\r\nWirksamkeit: Die Abschaltung bei Bewirtschaftungsereignissen trägt regelmäßig zur Senkung des Kollisionsrisikos bei und bringt eine übergreifende Vorteilswirkung mit sich. Durch die Abschaltung der Windenergieanlage während und kurz nach dem Bewirtschaftungsereignis wird eine wirksame Reduktion des temporär deutlich erhöhten Kollisionsrisikos erreicht. Die Maßnahme ist insbesondere für Rotmilan und Schwarzmilan, Rohrweihe, Schreiadler sowie den Weißstorch wirksam.\r\n4.2.2 Phänologiebedingte Abschaltungen\r\nForderungen:\r\n•\r\nRegelvermutung in Anlage 1 streichen.\r\n•\r\nFestlegung, dass diese als alleinige Maßnahme ausreichend ist, auch wenn mehrere als kollisionsgefährdete Brutvogelarten nach Anlage 1 Abschnitt 1 zu § 45b BNatSchG vorhanden sind.\r\n•\r\nWindgeschwindigkeitsabhängige Abschaltungen für den Rotmilan.6\r\n6 Aufgrund wissenschaftlicher Erkenntnisse zum Flugverhalten des Rotmilans bei verschiedenen Windgeschwindigkeiten in Verbindung mit dem unteren Rotordurchlauf ist die Schutzmaßnahme entsprechend der VWV Hessen wie in Kapital 5.1.5. zu aktualisieren.\r\n10 von 14\r\nKonkreter Änderungsvorschlag: Phänologiebedingte Abschaltung Beschreibung: Die phänologiebedingte Abschaltung von Windenergie-anlagen umfasst bestimmte, abgrenzbare Entwicklungs-/Lebenszyklen mit erhöhter Nutzungsintensität des Brutplatzes (z. B. Balzzeit oder Zeit flügger Jungvögel). Sie beträgt in der Regel bis zu 4 oder bis zu 6 Wochen innerhalb des Zeitraums vom 1. März bis zum 31. August von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang. Die Zeiträume können bei bestimmten Witterungsbedingungen wie Starkregen oder hohen Windgeschwindigkeiten artspezifisch im Einzelfall wie folgt beschränkt werden., sofern hinreichend belegt ist, dass aufgrund bestimmter artspezifischer Verhaltensmuster während dieser Zeiten keine regelmäßigen Flüge stattfinden, die zu einer signifikanten Erhöhung des Tötungs- und Verletzungsrisikos führen. Rotmilan (analog Schwarzmilan7): Schutz von rund 90 Prozent (85 Prozent) der Fluganteile in Abhängigkeit der rotorfreien Zone über Grund und der Windgeschwindigkeit: Bei rotorfreier Zone ≥ 70 m über Grund: WEA-Abschaltung bei Windgeschwindigkeit ≤ 5,8 m/s (≤ 4,7 m/s) im Gondelbereich von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang. Bei rotorfreier Zone ≥ 80 m über Grund: WEA-Abschaltung bei Windgeschwindigkeit ≤ 5,2 m/s (≤ 4,1 m/s) im Gondelbereich von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang Bei rotorfreier Zone ≥ 90 m über Grund: WEA-Abschaltung bei Windgeschwindigkeit ≤ 4,8 m/s (≤ 3,5 m/s) im Gondelbereich von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang.\r\nWirksamkeit: Die Maßnahme ist grundsätzlich für alle Arten wirksam. Auch wenn sich mehrere Arten der Anlage 1 Abschnitt 1 im betreffenden Gebiet aufhalten, ist die Maßnahme als alleinige Schutzmaßnahme ausreichend. Da sie mit erheblichen Energieverlusten verbunden ist, soll sie aber nur angeordnet werden, wenn keine andere Maßnahme zur Verfügung steht.\r\n7 Die folgenden Ausführungen sind dem gemeinsamen Runderlass des Hessischen Ministeriums für Umwelt, Klimaschutz, Landwirtschaft und Verbraucherschutz und des Hessischen Ministeriums für Wirtschaft, Energie, Verkehr und Wohnen; Verwaltungsvorschrift (VwV) „Naturschutz/Windenergie“ (HMUKLV/HMWEVW 2020) entnommen.\r\nDie Abschaltung in Abhängigkeit von dem unterem Rotordurchlauf und der Windgeschwindigkeit wurde für Hessen aus den Ergebnissen der Studie Heuck et. al.: „Untersuchungen des Flugverhaltens von Rotmilanen in Abhängigkeit von Wetter und Landnutzung unter besonderer Berücksichtigung vorhandener Windenergieanlagen im Vogelschutzgebiet Vogelsberg“, 2023 abgeleitet.\r\nEine grundsätzliche Übertragbarkeit dieser Ergebnisse auf andere Gebiete wurde in einer weiteren Studie festgestellt. ARSU: Fachgutachten zur Ermittlung des Flugverhaltens des Rotmilans im Windparkbereich unter Einsatz von Detektionssystemen in Hessen, 2023, S. 136.\r\n11 von 14\r\n4.2.3 Mastfußgestaltung\r\nForderungen:\r\n•\r\nKlarstellung, dass es sich um zwei Maßnahmen handelt: unattraktive Gestaltung des tatsächlichen Mastfußes (1) und Verringerung der Attraktivität der Lebensräume im vom Rotor überstrichenen Bereich, zuzüglich eines Puffers von 50 Metern (2).\r\n•\r\nZu (1): Es sollte in jedem Falle möglich sein, diese Flächen im Mastfußbereich auch als schwer einsehbare Vegetationsstruktur zu gestalten, die erst nach Abschluss der Brutzeiten der gemäß Anlage 1 Abschnitt 1 zu § 45b BNatSchG als kollisionsgefährdet eingestuften Brutvogelarten gepflegt werden.\r\n•\r\nZu (2): Klarstellung, dass die bestehende, übliche landwirtschaftliche Nutzung beibehalten werden kann, auch wenn es sich um Grünlandnutzung handelt.\r\n•\r\nDie unattraktive Gestaltung sollte sich nur auf die Flächen beziehen, die während des Betriebs der WEA von der land- oder forstwirtschaftlichen Nutzung ausgeschlossen sind, da sonst erhebliche Flächen aus der land- oder forstwirtschaftlichen Nutzung herausgenommen werden müssten, die vertragliche Sicherung dieser Flächen ein entscheidendes Genehmigungshindernis darstellen würde und zudem erhebliche finanzielle Herausforderungen für den Vorhabenträger entstehen würden.\r\n•\r\nStreichung, dass die Maßnahme „regelmäßig durchzuführen“ sei. Die unattraktive Gestaltung des Mastfußes kann nur in den Ausnahmefällen greifen, in denen die Regelvermutung der Schutzmaßnahmen aus § 45b Absatz 3 Nr. 2 BNatSchG (eine Maßnahme ausreichend) nicht erfüllt ist oder mehrere Brutvogelarten betroffen sind.\r\nKonkreter Änderungsvorschlag: Gestaltung des Mastfußes Beschreibung: Der Mastfuß entspricht der Fläche des Fundaments der Windenergieanlage. Der Mastfuß kann als Brache oder Grünland gestaltet werden, das erst nach Abschluss der Brutzeit der als kollisionsgefährdet geltenden Brutvögel gemäht wird. Aufgrund der verhältnismäßig kleinen Fläche dieses Bereichs kann artenschutzfachlich keine Attraktionswirkung angenommen werden, die ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko auslöst. Die Flächen des Mastfußes können daher als wertvolle (Klein-)Biotope für andere Arten erhalten werden. Senkung der Attraktivität von Habitaten im Mastfußbereich im vom Rotor überstrichenen Bereich (Gefahrenbereich) Beschreibung: Die Minimierung und unattraktive Gestaltung des Mastfußbereiches (entspricht der vom Rotor überstrichenen Fläche zuzüglich eines Puffers von 50 Metern) sowie der Kranstellfläche kann dazu dienen, die Anlockwirkung von Flächen im direkten Umfeld der Windenergieanlage für kollisionsgefährdete Arten zu verringern. Hierfür ist die Schutzmaßnahme regelmäßig durchzuführen. Auf Kurzrasenvegetation, Brachen sowie auf zu mähendes Grünland ist im Bereich des Mastfußes und den Bereichen der Nebenanlagen der\r\n12 von 14\r\nWindenergieanlage zu verzichten. Je nach Standort, der umgebenden Flächennutzung sowie dem betroffenen Artenspektrum kann es geboten sein, die Schutzmaßnahme einzelfallspezifisch anzupassen. Land- und forstwirtschaftliche, nicht für den Betrieb der WEA erforderliche Flächen in diesem Bereich sind dabei nicht der Nutzung zu entziehen. Wirksamkeit: Die Schutzmaßnahme ist insbesondere für Rotmilan, Schwarzmilan, Schreiadler, Weißstorch und Wespenbussard wirksam. Die Maßnahme ist als alleinige Schutzmaßnahme nicht ausreichend.\r\n4.2.4 Technische Systeme zur Abschaltung bei landwirtschaftlichen Bewirtschaftungsereignissen\r\nForderungen:\r\n•\r\nGesetzliche Klarstellung, dass die Abschaltung auf unterschiedliche Art und Weise umgesetzt werden kann (Meldung der Landwirt*innen oder Detektion mit Kamerasystemen).\r\n•\r\nVon einzelnen Behörden bereits genehmigte und erfolgreich in Betrieb befindliche Systeme sind bundesweit als einsetzbare Systeme anzuerkennen.\r\n4.2.5 Anpassung der Fußnote 1 Satz 2 zu Anlage 1 Abschnitt 1\r\nForderung:\r\n•\r\nAufnahme des Uhus in die Ausnahme der Fußnote 1.\r\n•\r\nEin Kollisionsrisiko für den Uhu besteht erst, wenn die Höhe der Rotorunterkante in Küstennähe (bis zu 40 km von einem Meer entfernt) weniger als 30 m, im weiteren Flachland8 weniger als 50 m oder im hügeligen Gelände9 weniger als 80 m beträgt. Bisher wird der Uhu aber für den Nahbereich ausgenommen. Dies ist nicht plausibel, da der Uhu auch im Nahbereich nicht 30, 50 oder 80 m hoch fliegt, sodass ein Kollisionsrisiko bestünde.10\r\nKonkreter Änderungsvorschlag: Fußnote 1 zu Satz 2 zu Anlage 1 Abschnitt 1 Rohrweihe, Wiesenweihe und Uhu sind nur dann kollisionsgefährdet, wenn die Höhe der Rotorunterkante in Küstennähe (bis 100 zu 40 Kilometer von einem Meer entfernt) weniger als 30 m, im weiteren Flachland (Höhenunterschiede von unter 100 m im Gelände) weniger als 50 m oder in hügeligem Gelände (Höhenunterschied von 100 bis 300 m) weniger als 80 m beträgt. Dies gilt, mit Ausnahme der Rohrweihe und des Uhus, nicht für den Nahbereich.\r\n8 Weiteres Flachland: Höhenunterschiede von unter 100 m im Gelände.\r\n9 Hügeliges Gelände: Höhenunterschied von 100 bis 300 m.\r\n10 Vgl. dazu auch: Thomas Grünkorn, Jorg Welcker: Erhebung von Grundlagendaten zur Abschätzung des Kollisionsrisikos von Uhus an Windenergieanlagen im nördlichen Schleswig-Holstein, 2019, S. 62f.; Dr. Ulrich Mierwald: Fachlichs Grundsatzgutachten zur Flughöhe des Uhus insbesondere während der Balz, 2017 S. 17.; Olaf Miosga et. al: Telemetriestudien am Uhu, in: Natur in NRW 1/2019, S. 38.\r\n13 von 14\r\n4.3 Weitere Standardisierungen und Anpassungen\r\nDer BWE hat im September 2023 in einem Positionspapier ausführlich dargelegt, welche weiteren Ergänzungen und Korrekturen am BNatSchG vorzunehmen wären. Neben den genannten priorisierten Anpassungen bei den Schutzmaßnahmen wäre daher ebenfalls zu adressieren:\r\n•\r\nDie bundeseinheitliche Standardisierung des Störungs- und Zerstörungsverbots (§ 44 Abs. 1 Nr. 2 & 3 BNatSchG) wie im Positionspapier vorgeschlagen.\r\n•\r\nDie bundeseinheitliche Standardisierung des Schutzes von Fledermäusen bei Windenergievorhaben wie im Positionspapier aus dem Juni 2023 vorgeschlagen.\r\n•\r\nDie Konkretisierung der Vergleichsbetrachtung beim Repowering (§ 45c BNatSchG) wie im Positionspapier vorgeschlagen.\r\n•\r\nStreichung des Nisthilfenverbots für Fledermäuse (§ 45b Abs. 7 BNatSchG), wie im Positionspapier vorgeschlagen.\r\n14 von 14\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner\r\nLukas Schnürpel | Fachreferent Planung/Genehmigung/Naturschutz | l.schnuerpel@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nJuliane Karst | Justiziarin\r\nMoritz Röhrs | Fachreferent Planung/Genehmigung/Naturschutz\r\nLukas Schnürpel | Fachreferent Planung/Genehmigung/Naturschutz\r\nBeteiligte Gremien\r\nGesamtvorstand\r\nAK Naturschutz und Windenergie\r\nJuristischer Beirat\r\nDatum\r\n5. November 2024"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-11-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015374","regulatoryProjectTitle":"Stellungnahme Lex Sauerland","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/75/88/499352/Stellungnahme-Gutachten-SG2503280129.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Gesetzentwurf der Fraktion der CDU/CSU\r\nEntwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim Windenergieausbau (Windenergieakzeptanzgesetz)\r\nBT-Drucksache 20/14234\r\nDem Ausschuss ist das vorliegende Dokument in nicht barrierefreier Form zugeleitet worden.\r\nSiehe Anlage\r\nStellungnahme\r\nBundesverband WindEnergie e. V.\r\n20. Wahlperiode\r\nAusschussdrucksache 20(25)751\r\nAusschuss für Klimaschutz und Energie\r\n10.01.2025\r\nStellungnahme\r\nDezember 2024\r\nNovellierung der Windenergie-Flächenplanung\r\nGesetzentwurf der CDU-/CSU-Fraktion für mehr Steuerung und Akzeptanz beim Windenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus vom 17.12.2024\r\nJanuar 2025\r\n2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 4\r\n3 Zu den einzelnen Regelungen...................................................................................... 5\r\n3.1 Artikel 1: Änderungen im WindBG ....................................................................................................... 5\r\n3.1.1 Änderung des § 1 WindBG (Teilaussetzung des § 2 EEG) ......................................................................... 5\r\n3.1.2 Änderung in §§ 2 und 4 WindBG (komplette Anrechenbarkeit von Rotor-in-Flächen)........................... 5\r\n3.1.3 Einführung § 5 Absatz 1 Satz 2,3,4 WindBG neu ....................................................................................... 7\r\n3.2 Artikel 2: Änderungen im BauGB ........................................................................................................ 10\r\n3.2.1 Änderung des § 245e Absatz 2 BauGB (Sicherungsinstrument) ............................................................. 10\r\n3.2.2 Einfügung eines § 249 Absatz 2 Satz 4 bis 6 BauGB (Übergangsregelung) ............................................ 11\r\n3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie im Jahr 2022 beschlossenen Änderungen im EEG (u. a. das überragende öffentliche Interesse) und des WindBG (u. a. mit konkreten Flächenvorgaben) werden von den Planungsträgern und Genehmigungsbehörden in der Bundesrepublik Deutschland umfassend angewendet. Dies hat dazu geführt, dass die Zahl der Anträge, der Genehmigungsverfahren und der Genehmigungen deutlich angestiegen ist und der Ausbau der Windenergie an Land den für die Energiewende erforderlichen Schwung zurückgewonnen hat.\r\nInsbesondere die Flächenausweisungen finden in allen Bundesländern zügig und konzentriert statt, wie die laufend aktualisierten Analysen der Fachagentur Wind und Solar zeigen.\r\nDie CDU/CSU-Fraktion hat am 17. Dezember 2024 den Entwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim Ausbau der Windenergie und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus (BT/Drs. 20/1423) in den Deutschen Bundestag eingebracht. Ausweislich der Einleitung und des Titels soll der Vorschlag dazu dienen, dass die Flächenplanungen vor Ort durch klar ausgewiesene Windenergiegebiete gesteuert werden können.\r\nGrundsätzlich erkennt der BWE das Interesse der Kommunen und regionale Planungsbehörden an, den Ausbau der Windenergie zu steuern. Der vorliegende Antrag scheint jedoch, wie den begleitenden Stellungnahmen in verschiedenen Medien zu entnehmen ist, vor allem einer spezifischen Situation in einer Region Nordrhein-Westfalens begegnen zu wollen. Hierfür besteht allerdings aus zwei Gründen kein Erfordernis für einen derart weitgehenden Eingriff des Bundesgesetzgebers.\r\nHinzu kommt, dass der Beschluss des 8. Senats des Oberverwaltungsgerichts vom 20.12.2024 deutlich macht, dass das geltende Landesrecht in NRW bereits Steuerungsmöglichkeiten bietet. Die regionalen Planungsträger sind also keineswegs handlungsunfähig und die Einzelheiten können und sollten auf Landesebene geklärt werden. Ein bundesrechtliches Eingreifen erscheint aus Sicht des BWE nicht erforderlich.\r\nZum anderen schließt der Planungsträger Arnsberg gerade die Erstellung des Regionalplans ab. Die Notwendigkeit eines Instrumentes zur Untersagung von Vorhaben außerhalb von Windenergiegebieten bis zur Fertigstellung des Plans besteht daher nicht mehr. Der Regionalrat Arnsberg hat am 12.12.2024 die erneute Offenlage / Beteiligung zur 19. Änderung des Regionalplanes Arnsberg beschlossen. Stellungnahmen zu den geänderten Planunterlagen können während der Auslegungsfrist (06.01.2025 bis 05.02.2025) vorgebracht werden. Die Verabschiedung ist noch im ersten Quartal 2025 geplant.\r\nDies vorausgeschickt, geht der vorliegende Entwurf insgesamt deutlich zu weit, kann im Gegenteil die Flächenausweisung bundesweit ins Stocken bringen und darüber hinaus zu einem Mehraufwand bei Planungsträgern, ehrenamtlichen kommunalen Entscheidungsgremien und Behörden führen. Der mit dem Gesetzentwurf angedachte Eingriff in § 2 EEG wäre zudem ein drastischer Rückschritt gegenüber der bisherigen zielorientierten Genehmigungspraxis und würde zu massiven Genehmigungs- und Investitionsunsicherheiten führen. Wir plädieren dafür, den deutlich zu weit greifenden Gesetzentwurf nicht weiter zu verfolgen und den Planungsträgern vor Ort den notwendigen Spielraum für ihre Arbeit zu belassen.\r\n4 von 13\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\n●\r\nFörmliche Genehmigungsverfahren sind nur noch dann vor Untersagung geschützt, wenn eine vollständige Einreichung vor dem 01. Juli 2022 erfolgt ist. Damit wird es faktisch kaum noch Verfahren geben, die nicht von der Entprivilegierung betroffen sind.\r\n●\r\nDie deutliche Einschränkung des § 2 EEG setzt unzulässigerweise das Erreichen der Flächenziele mit dem Erreichen der Klimaziele gleich. Eine geplante Flächenausweisung ist aber noch keine klimaneutral erzeugte Kilowattstunde.\r\n●\r\nDer vorgesehene, erheblich rückwirkende Eingriff in Genehmigungen und Vorbescheide beschädigt den Vertrauensschutz.\r\n●\r\nDie Einschränkung von Schadensersatzansprüchen ist nicht sachgerecht.\r\n●\r\nDie Umstellung der Anrechnungsregelungen hin zu Rotor-In-Flächen lehnen wir ab. Diese führt zu einer massiven Flächenverkürzung und verringert die installierbare Leistung um etwa 25 Prozent.\r\n●\r\nEine \"vorsätzlich fehlerhafte\" Feststellung des Erreichens des Flächenbeitragswertes, die nicht nur für den Zeitraum des Klageverfahrens, sondern darüber hinaus noch für ein Jahr nach der Gerichtsentscheidung Wirkung entfalten soll, konterkariert den Zweck des WindBG.\r\n●\r\nWir plädieren dafür, den deutlich zu weit greifenden Gesetzentwurf nicht weiter zu verfolgen und den Planungsträgern vor Ort den notwendigen Freiraum für ihre Arbeit zu lassen.\r\n5 von 13\r\n3 Zu den einzelnen Regelungen\r\n3.1 Artikel 1: Änderungen im WindBG\r\n3.1.1 Änderung des § 1 WindBG (Teilaussetzung des § 2 EEG)\r\nDer neue Satz 2 soll erreichen, dass das WindBG das überragende öffentliche Interesse im Sinne des § 2 EEG im Hinblick auf die erforderlichen Flächen für die Windenergie an Land für die nahezu treibhausgasneutrale Stromerzeugung im Bundesgebiet ausgestaltet. So wird geregelt, dass bei Erreichen der Flächenziele des WindBG dem überragenden öffentlichen Interesse aus § 2 EEG hinsichtlich der Flächen für die Windenergie an Land Rechnung zu tragen ist.\r\nDie Regelung ist unklar formuliert und insgesamt abzulehnen, da sie zu einer deutlichen zeitlichen Einschränkung des § 2 EEG führt, indem das Erreichen der Flächenziele unzulässigerweise mit dem Erreichen der Klima- und Erneuerbaren-Ausbauziele gleichgesetzt wird. Das Erreichen der Flächenziele bedeutet lediglich, dass Flächen ausgewiesen, nicht aber, dass dort schon Anlagen errichtet wurden. Zudem besteht auch immer die erhebliche Gefahr, dass nicht nutzbare Flächen ausgewiesen werden. Es wird außerdem verkannt, dass es sich bei den Flächenzielen lediglich um Mindestziele handelt.\r\nDarüber hinaus kann die unklare Formulierung „insoweit Rechnung getragen“ dazu führen, dass gerade die Vorteile von § 2 EEG innerhalb der Windenergiegebiete sowie für Repoweringvorhaben (etwa im Genehmigungsrecht) außerhalb der Gebiete ausgesetzt würden. Damit besteht die Gefahr, dass bei der Genehmigung von Windenergieanlagen (WEA) innerhalb der Gebiete doch wieder Diskussionen über Denkmalschutz, Abstandsflächen, Befreiungen jeglicher Art führen zu müssen und sich letztlich zur Ablehnung entwickeln.\r\nDer Gesetzgeber muss sich klar machen: Mit dem Erreichen der Flächenbeitragsziele entfällt die Privilegierung für WEA außerhalb von Windenergiegebieten gem. § 245e Abs. 1 S.§ 2 BauGB. Innerhalb der Windenergiegebiete und für Repowering-Vorhaben bleibt sie zwar erhalten, aber: Wenn § 2 EEG seine Wirkung als Gewichtungsvorgabe verliert, entfällt ein hochwirksames Instrument zur Beschleunigung des Ausbaus der Windenergie. Sollte zudem die RED III nicht fristgerecht umgesetzt werden, kann von einer „Sicherung des Steuerungskonzepts“ kaum mehr die Rede sein. Vielmehr droht einer zentralen Norm der Energiewende und des Ausbaus der Windenergie die Bedeutungslosigkeit – und zwar sowohl innerhalb als auch außerhalb von Windenergiegebieten.\r\nIm Übrigen widerspricht die Einschränkung des § 2 EEG auch Art. 16f der RED III-Richtlinie.\r\nDer BWE lehnt diese Gesetzesänderung daher ab.\r\n3.1.2 Änderung in §§ 2 und 4 WindBG (komplette Anrechenbarkeit von Rotor-in-Flächen)\r\nMit diesen sich ergänzenden Änderungen in §§ 2 und 4 WindBG erfolgt eine Anpassung der Anrechnungsregelungen, sodass in Plänen, die bis zum 01.02.2024 wirksam geworden sind, eine vollständige Anrechnung der Fläche erfolgen kann, auch wenn es sich um sogenannte „Rotor-in-Flächen“ handelt. Begründet wird dies mit einer Analyse des Umweltbundesamtes, die zeigen soll, dass auch im Randbereich der in den Bestandsplänen ausgewiesenen Gebiete WEA genehmigt und betrieben\r\n6 von 13\r\nwerden. Angeblich liegen von den bundesweit in Betrieb befindlichen Anlagen 20 Prozent der Standorte in den Bereichen, die bislang von der Anrechnung abgezogen werden; von den genehmigten Anlagen sollen 11 Prozent der Standorte in diesem Randbereich liegen. Es ist zu betonen, dass die Argumentation nicht nachvollziehbar ist, da die zur Begründung herangezogene Studie nicht öffentlich ist.\r\nSelbst wenn die im Gesetzesentwurf genannten Zahlen zutreffen und 20 Prozent der Bestandsanlagen bzw. 11 Prozent der genehmigten Standorte offenbar (faktisch) „rotor-out“ nutzen können, so bewegen sich diese Zahlen bereits nicht auf einem Niveau, das eine vollständige Anrechnung sämtlicher Flächen, für die eine Rotor-in-Regelung gilt, rechtfertigt. Die genannten Zahlen von 20 bzw. 11 Prozent belegen vielmehr, dass diese Randflächen bei Rotor-in-Regelungen in 80 Prozent bzw. 89 Prozent der Fälle gerade nicht für die Windenergie nutzbar sind! Auch die veröffentlichte Kurzanalyse des Umweltbundesamtes1 zeigt, dass eine „Rotor-in-Planung“ die Flächenverfügbarkeit stark einschränkt. Dies liegt schlicht an der Rechtslage bzw. Rechtsprechung: Die Platzierung der Rotorblätter außerhalb einer ausgewiesenen Fläche (Sondergebiet, Konzentrationszone, Vorranggebiet) ist nach der Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts2 nicht zulässig. Ohne eine planungsrechtliche Ermöglichung und Sicherstellung, dass Rotor-out zulässig ist – sei es mittels Festsetzung/ Darstellung im Plan selbst oder mittels Feststellungsbeschluss des Planungsträgers nach § 5 Abs. 4 WindBG – ist eine Nutzung der Randflächen keineswegs sichergestellt und eine Steigerung der Genehmigungen für WEA in Randflächen über die genannten 11 Prozent hinaus keinesfalls zu erwarten.\r\nAbzulehnen ist daher auch die Streichung von § 5 Abs. 5 WindBG, der es den Gemeinden bislang ermöglicht, durch Beschluss eine Rotor-out-Regelung festzulegen– und damit die grundsätzliche Unzulässigkeit von Rotor-out zu überwinden. Mit der Streichung ginge ein wirksames Flexibilisierungs- und auch Beschleunigungsinstrument verloren.\r\nDas im Gesetzesentwurf herangezogene Vorgehen wird im Ergebnis dazu führen, dass Flächenziele auf dem Papier erreicht werden, obwohl die ausgewiesenen Flächen tatsächlich gerade nicht in der berechneten Weise mit WEA bebaut werden können. Dies wird in der Praxis zu einer erheblichen faktischen Kürzung der Flächenziele im WindBG führen. Dabei ist zu betonen, dass sich der errechnete Flächenbedarf aus dem Energiebedarf abgeleitet wird. Laut einer Studie der Stiftung Umweltenergierecht3 im Auftrag des Umweltbundesamtes können Rotor-in-Planungen gegenüber Rotor-out-Planungen zu einer Verringerung der Flächenverfügbarkeit um etwa 40 Prozent und zu einer Verringerung der installierbaren Leistung um etwa 25 Prozent führen, weil Abstände in Größenordnung der Flügellängen zu den Grenzen eingehalten werden müssen.\r\nEine weitere Folge dieser Änderung kann das Entstehen eines zusätzlichen Planungsbedarfs sein, da bereits tätige regionale Planungsträger mit einer neuen Ausgangssituation konfrontiert werden.\r\nDer BWE lehnt diese Änderung daher ab, da er die Gefahr sieht, dass die Änderung als Instrument genutzt wird, um das Erreichen der Flächenziele früher festzustellen, ohne dass diese auch sicher\r\n1 https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/auswirkungen-einer-rotor-in-planung-auf-die\r\n2 BVerwG, Urt. v. 21.10.2004 – 4 C 3/04).\r\n3 https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/auswirkungen-einer-rotor-in-planung-auf-die\r\n7 von 13\r\nerreicht werden (!) und damit eine nach der bisherigen Systematik ungerechtfertigte Entprivilegierung von WEA außerhalb von Windenergiegebieten erreicht werden kann. Der BWE betont, dass dies der Intention des WindBG widerspricht und die festgelegten Flächenziele untergräbt.\r\n3.1.3 Einführung § 5 Absatz 1 Satz 2,3,4 WindBG neu\r\nDie Änderungen in § 5 WindBG beschränken sich auf Änderungen hinsichtlich der Kompetenz, wer das Erreichen des Flächenziels feststellen kann, auf die Rechtsfolgen gerichtlicher Entscheidungen und auf etwaige Schadenersatzforderungen.\r\n3.1.3.1 Einführung § 5 Absatz 2 Satz 2 WindBG neu (Kompetenz)\r\nDer neue § 5 Absatz 2 Satz 2 WindBG sieht vor, dass ein Bundesland die Flächenziele für sich als erreicht erklären kann, auch wenn die einzelnen Planregionen dies nicht gesondert festgestellt haben.\r\nDiese Ergänzung könnte dazu führen, dass Landesregierung und Planungsträger unterschiedliche Auffassungen über die Erreichung der Beitragswerte haben und im Zweifelsfall unterschiedliche Werte annehmen. Letztendlich könnte sogar die Landesregierung die Erreichung der Ziele feststellen, obwohl der Planungsträger anderer Meinung ist. Das würde zu einer erheblichen Rechtsunsicherheit führen, sodass diese Regelung abgelehnt wird.\r\n3.1.3.2 Einführung § 5 Absatz 2 Satz 3 WindBG neu (Rechtsfolge einer gerichtlichen Entscheidung)\r\nMit der vorgeschlagenen Ergänzung in § 5 Absatz 2 Wind-BG-Entwurf soll erreicht werden, dass wenn eine Feststellung nach § 5 Absatz 1 oder 2 durch eine gerichtliche Entscheidung für unwirksam erklärt oder dessen Unwirksamkeit in den Entscheidungsgründen angenommen oder im Rahmen einer einstweiligen Anordnung außer Vollzug gesetzt wird, die Rechtswirkungen der Feststellung, also die Entprivilegierung, für ein Jahr ab Rechtskraft der Entscheidung, aufrechterhalten werden.\r\nDamit hätte der Planungsträgers bzw. die Landesregierung die Möglichkeit, durch das Einlegen von Rechtsmitteln die Rechtskraft einer unliebsamen gerichtlichen Entscheidung – je nach Schnelligkeit des Bundesverwaltungsgerichts – um mindestens ein Jahr in die Zukunft zu verschieben, um währenddessen an der Fehlerbehebung zu arbeiten. Die Kläger*innen, also die Projektierer*innen eines solchen Verfahrens, wären damit bis zu einem Jahr nach Rechtskraft der gerichtlichen Entscheidung gänzlich ausgebremst.\r\nDarüber hinaus erscheint diese Änderung auch dogmatisch und systematisch falsch: Ein Normenkontrollurteil wirkt ex tunc, d. h. der vom zuständigen Oberverwaltungsgericht für unwirksam erklärte Plan hat rechtlich nie bestanden, das zuständige Oberverwaltungsgericht stellt die Unwirksamkeit lediglich deklaratorisch fest (BVerwG, Beschl. v. 6.05.1993 - 4 N 2.92, NVwZ 1994, 273). Das Gesetz kann nicht die Fortgeltung eines Plans anordnen, der rechtlich nie bestanden hat.\r\nHinsichtlich der einstweiligen Anordnungen würde die Regelung darauf hinauslaufen, dieses Instrument abzuschaffen. Denn es widerspricht gerade dem Charakter eines Eilrechtsverfahrens, wenn die Entscheidung ein Jahr lang gar keine Wirkung entfaltet.\r\n8 von 13\r\nInsgesamt würde die Vorschrift damit ein erfolgreiches Vorgehen gegen rechtswidrige Feststellungen des Erreichens eines Flächenziels nach § 5 Absatz 2 WindBG erheblich erschweren. Falsche oder unzureichende Feststellungen hätten keine Konsequenzen und die Bedeutung der Stichtage aus dem WindBG wäre obsolet. Abschließend erscheint eine aufschiebende Rechtskraft von Urteilen rechtsstaatlich bedenklich und fragwürdig. Mit rechtsstaatlichen Grundsätzen unvereinbar erscheint auch die Regelung, im Voraus einstweiligen Anordnungen, die eine Feststellung nach § 5 Absatz 1 oder 2 WindBG außer Vollzug setzen, die weitere Geltung der Feststellung entgegenzuhalten. Die vorgesehene Regelung führt insgesamt zur Abschaffung effektiven Rechtsschutzes. Sie dürfte damit verfassungswidrig sein. Der Rechtsschutz soll ohne nachvollziehbare Begründung zum Nachteil der Vorhabenträger und der Energiewende eingeschränkt werden. Zudem würde die Regelung faktisch zu einer Verlängerung der Fristen des WindBG durch die Hintertür führen, bei gleichzeitigem Eintritt der Rechtsfolge nach § 249 Abs. 2. Der BWE lehnt diese Ergänzung daher ab.\r\nDiese Regelung könnte im äußersten Falle sogar die \"vorsätzlich fehlerhafte\" Feststellung des Erreichens des Flächenbeitragswertes ermöglichen, die dann nicht nur für die Dauer des Klageverfahrens, sondern darüber hinaus noch für ein Jahr ab Rechtskraft der Gerichtsentscheidung fortwirken soll, was faktisch zu einer Verlängerung der Ausweisungsfristen aus dem WindBG führen würde.\r\n3.1.3.3 Einführung § 5 Absatz 2 Satz 4 WindBG neu (Schadensersatz)\r\nDarüber hinaus sieht die vorgesehene Änderung in § 5 Absatz 2 Satz 4 vor, dass sich der Schadensersatz infolge einer Entprivilegierung nach § 249 Absatz 2 des Baugesetzbuchs nur auf vergeblich gewordene Aufwendungen beschränkt, während § 252 des Bürgerlichen Gesetzbuchs (Anspruch auf entgangenen Gewinn) keine Anwendung findet. Diese Ergänzung lehnt der BWE ab. Es muss vielmehr bei dem Anspruch nach § 839 BGB, Art. 34 GG bleiben, der sich auch auf entgangenen Gewinn bezieht. Mit der geplanten Neuregelung würde dem Antragsteller einer WEA der ihm zustehende Entschädigungsanspruch genommen. Es wäre unter rechtsstaatlichen Gesichtspunkten höchst bedenklich, wenn der Gesetzgeber im Vorgriff auf zu erwartende rechtswidrige behördliche Handlungen den Anspruchsumfang des Geschädigten auf den Vertrauensschaden beschränken würde.\r\nDa es nach derzeitiger Rechtslage unklar ist, welche Ansprüche dem Antragsteller zustehen, wenn die Behörde die Entscheidungsfristen nach dem BImSchG überschreitet, sollte stattdessen ein eigenständiger Zusatzanspruch des Antragsstellers in Form einer verschuldensunabhängigen Minimalhaftung der Behörde für vergebliche Aufwendungen als neuer § 5 Absatz 5 WindBG eingeführt werden.\r\n9 von 13\r\nKonkret: Der BWE schlägt die Einführung des § 5 Absatz 5 WindBG vor: (5) Tritt nach Ablauf der Frist nach § 10 Absatz 6a des Bundes-Immissionsschutzgesetzes die Rechtsfolge nach § 249 Absatz 2 des Baugesetzbuchs zu Lasten des Vorhabens ein, kann der Antragsteller unbeschadet weitergehender Ersatzansprüche von der Genehmigungsbehörde\r\n1. die Erstattung von bereits gezahlten und Freistellung von noch ausstehenden Verfahrensgebühren und Auslagen sowie\r\n2. Ersatz weiterer vergeblich gewordener Aufwendungen insbesondere für die Erstellung des Antrags und der erforderlichen Unterlagen verlangen. Die Behörde haftet nach Satz 1 unabhängig von einem Verschulden oder der Zurechenbarkeit der Gründe für die Fristüberschreitung.\r\n10 von 13\r\n3.2 Artikel 2: Änderungen im BauGB\r\n3.2.1 Änderung des § 245e Absatz 2 BauGB (Sicherungsinstrument)\r\nDem zuständigen Planungsträger wird in § 245e Absatz 2 BauGB-Entwurf die Möglichkeit der Zurückstellung von Baugesuchen eingeräumt. Im Übergangszeitraum soll es dem jeweiligen Planungsträger möglich sein, die Zurückstellung auch zur Sicherung von Planverfahren zu verwenden, die durchgeführt werden, um die Flächenbeitragswerte oder Teilflächenziele des WindBG zu erreichen.\r\nGenerell ist zu bedenken: Die derzeit in Aufstellung befindlichen Pläne bzw. Pläne, die nach dem in § 245e Abs. 2 BauGB-E geregelten Stichtag, dem 01.02.2024, wirksam werden, werden nach § 249 Abs. 1 BauGB keine außergebietliche Ausschlusswirkung nach § 35 Abs. 3 Satz 3 BauGB mehr entfalten. Es handelt sich um reine Positivplanungen. Es ist daher bereits mehr als zweifelhaft, ob ein Windenergievorhaben außerhalb der beabsichtigten Vorranggebiete/Sondergebiete einer reinen Positivplanung überhaupt widersprechen kann und damit ein Sicherungsbedürfnis besteht.\r\nBereits die vorgesehenen Verfahrenserleichterungen innerhalb von Windenergiegebieten nach § 6 WindBG (künftig abgelöst durch die noch ausstehende Umsetzung der RED III Richtlinie) und die drohende Entprivilegierung außerhalb der Windenergiegebiete setzen erhebliche Anreize, innerhalb bestehender und beabsichtigter Windenergiegebieten zu projektieren. Die in manchen Regionen anzutreffenden Vorbescheidsverfahren außerhalb der in Aufstellung befindlichen Gebiete sind sehr oft das Ergebnis jahrelanger Planungstätigkeit. Aufgrund der sehr stark ausdifferenzierten Rechtsprechung zu entgegenstehenden Belangen gemäß § 35 Absatz 3 Satz 3 BauGB werden nicht überall WEA genehmigt werden. Eine Einzelfallprüfung ist deshalb sachgerecht, einen Wildwuchs wird es nicht geben.\r\nGleichzeitig hat sich der Bundesgesetzgeber dafür entschieden, die Privilegierung der Windenergienutzung im Außenbereich übergangsweise, bis zum Erreichen der Flächenbeitragswerte beizubehalten. Windenergievorhaben sind deshalb auf Außenbereichsflächen raumordnungsrechtlich und planungsrechtlich grundsätzlich zulässig – und das sollten sie nach dem Willen des Bundesgesetzgebers bis zu ihrer Entprivilegierung bei Erreichen des jeweiligen Flächenziels auch bleiben. Daher ist zu bezweifeln, dass die bisherige Rechtslage bzw. der eindeutig gewollte Systemwechsel „zu nicht intendierten Entwicklungen geführt“ hat, wie der Begründung zu entnehmen ist.\r\nWenn der Bundesgesetzgeber den Planungsträgern das vorgesehene Sicherungsinstrument an die Hand gibt, ist zu erwarten (siehe die Untersagungspraxis in Nordrhein-Westfalen), dass die im Außenbereich nach wie vor privilegierten und dort planungsrechtlich grundsätzlich zulässigen Windenergievorhaben für einen nicht unerheblichen Zeitraum nicht zugelassen und nicht realisiert werden können. Mit den jetzt vorgesehenen Sicherungsinstrumenten würde die derzeit übergangsweise fortbestehende planungsrechtliche Zulässigkeit von Windenergievorhaben (auch) außerhalb von Windenergiegebieten faktisch aufgehoben oder jedenfalls suspendiert. Dies dürfte nicht etwa zu einem „geordneten Übergang von der allgemeinen Außenbereichsprivilegierung zu einem durch eine Planungsverpflichtung effektivierten Planvorbehalt“ führen, sondern vielmehr dazu, dass die Entscheidung des Bundesgesetzgebers für eine „Positivplanung und vorläufige Beibehaltung der Außenbereichsprivilegierung“ ausgehebelt werden wird.\r\n11 von 13\r\nMit dieser Regelung würden regionalplanerische Untersagungsverfügungen erheblich vereinfacht, da die im Entwurf gefassten Voraussetzungen in den meisten Fällen erfüllt sein dürften und auch die materiellen Anforderungen an eine Untersagungsverfügung deutlich geringer sind als bisher in § 12 Absatz 2 Raumordnungsgesetz vorgesehen. Im Einzelnen sind die genannten Tatbestandsmerkmale zu niederschwellig und nicht geeignet, um einen dynamischen Ausbau der Windenergie zu gewährleisten.\r\n§ 245e Absatz 2 Nr. 1 BauGB-Entwurf sieht als zeitlichen Mindestanknüpfungspunkt die “förmliche Einleitung des Verfahrens zur Aufstellung eines Raum- oder Bauleitplans” vor. Dieser Zeitpunkt ist nach hiesiger Überzeugung viel zu früh und daher unverhältnismäßig sowie unplanbar. Zum Zeitpunkt der förmlichen Einleitung des Planungsverfahrens liegt noch nicht einmal ein Entwurf vor, der das Vertrauen in die planungsrechtliche Zulässigkeit erschüttern könnte, der zu schützende Wille des Planungsträgers und seine Planungshoheit haben sich somit noch nicht konkretisiert. Insbesondere ist in einem so frühen Planungsstadium noch gar nicht absehbar, ob und welche konkreten Vorhaben in einem Konflikt mit dem in Aufstellung befindlichen Raumordnungs- oder Bauleitplan stehen könnten. Es versteht sich von selbst, dass eine Untersagung allenfalls für solche Vorhaben rechtlich zulässig sein kann, die in einem Konflikt zu der Planung stehen („Sicherungsbedürfnis“). Für Vorhaben, die dem Planentwurf entsprechen, besteht kein Sicherungsbedürfnis.\r\n§ 245e Absatz 2 Nr. 2 BauGB-Entwurf enthält die unbestimmte Formulierung eines “in Planung befindlichen Windenergiegebiets”. Dies ist insofern unklar, als in der Praxis die ersten Planentwürfe häufig noch geändert werden und es zu Gebietsverschiebungen und anderen Gebietszuschnitten kommt, so dass Standorte erst später innerhalb der Gebiete liegen und/oder dann wieder herausfallen. Flächen, die lediglich weiche Tabukriterien berühren, können grundsätzlich im endgültigen Planentwurf ausgewiesen werden, weshalb eine Untersagung auf diesen Flächen nicht in Betracht kommen dürfte.\r\nDa die Untersagung ausschließlich durch die Planungsbehörde „gegenüber der zuständigen Genehmigungsbehörde“ erfolgen soll, besteht auch hier die Gefahr einer Einschränkung der Rechtsschutzmöglichkeiten des betroffenen Antragstellers, wenn ihm gegenüber kein Verwaltungsakt ergeht, den er ggf. gerichtlich anfechten könnte. Auch dies wäre aus unserer Sicht verfassungsrechtlich höchst bedenklich.\r\n3.2.2 Einfügung eines § 249 Absatz 2 Satz 4 bis 6 BauGB (Übergangsregelung)\r\nDiese Vorschrift soll regeln, dass die Wirkung von § 249 Absatz 2 Satz 1 bis 3 BauGB, also die Entprivilegierung der Windenergie im Außenbereich, auch für weitere Vorhaben, insbesondere auch bei vollständiger Antragseinreichung, greift, soweit dies innerhalb der gesetzlichen Genehmigungsfristen des Bundes-Immissionsschutzgesetzes erfolgt. Begründet wird dies damit, dass eine Rechtsänderung (hier die Feststellung der Flächenzielerreichung und damit die Entprivilegierung) konkret vorhersehbar ist und ein Vertrauen in den Fortbestand des Rechts – ab dem Zeitpunkt der konkreten Vorhersehbarkeit – von vornherein unberechtigt und verfassungsrechtlich nicht weiter schutzwürdig sei.\r\n12 von 13\r\nKonkret wird die Entprivilegierung im Außenbereich auf Anträge erweitert, bei denen die jeweilige Frist für die Entscheidung über den vollständigen Antrag auf Zulassung des Vorhabens nach § 10 Absatz 6a Satz 1 BImSchG vor dem 2. Februar 2023 verstrichen ist. In der gewählten Formulierung ist es unklar, worauf sich diese Zeitangabe in § 249 Absatz 2 Satz 4 BauGB-Entwurf bezieht. Die Passage kann so ausgelegt werde, dass sie sich nur auf alle Antragsverfahren bezieht, bei denen die gesetzliche Frist zum Stichtag 2. Februar 2023 verstrichen ist, d. h. die vor mehr als 22 Monaten entscheidungsreif waren und bis heute noch nicht entschieden sind. Nach hiesigem Verständnis würde diese Auslegung für förmliche Genehmigungsverfahren bedeuten, dass man nur dann vor Untersagung geschützt wäre, wenn man am 01. Juli 20224 vollständige Unterlagen eingereicht hat. Damit gäbe es faktisch kaum Verfahren, die nicht von der Entprivilegierung betroffen wären.\r\nDarüber hinaus sieht der Entwurf eine Entprivilegierung im Zusammenhang mit Vorbescheiden vor. Auch hier geht aus dem Entwurf nicht hervor, ob sich dieser auf die Antragsstellung oder auf einen erteilten Vorbescheid bezieht. Durch diese unbestimmte Formulierung besteht die Gefahr, dass sich die Rückwirkung der Entprivilegierung auch auf bereits erteilte Vorbescheide bezieht. Dies wäre eine echte Rückwirkung und damit nach Auffassung des BWE verfassungswidrig, selbst wenn es sich „nur“ um eine inhaltliche Beschränkung der Wirkungen des Vorbescheids im Hinblick auf den besonders relevanten Aspekt der Außenbereichsprivilegierung handelt. In der Praxis würde die Umsetzung dieses Entwurfs zum Verlust erheblicher Investitionen führen, die im Vertrauen auf einen bereits erteilten und ggf. sogar bestandskräftigen Vorbescheid getätigt wurden. Die Begründung übersieht auch, dass Projektierer nach Erhalt eines positiven Vorbescheids im Vertrauen auf dessen Wirksamkeit weitere, oft kostenintensive Planungsschritte unternommen haben. Der BWE lehnt daher die Einführung eines § 249 Absatz 2 Satz 4 bis 6 BauGB Entwurf ab.\r\n4 7 Monate Genehmigungsfrist = 01. Februar 2023.\r\n13 von 13\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nAdobe Stock/Anselm\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechperson\r\nAntigona Lesi| stv. Leitung Justiziariat| a.lesi@wind-energie.de\r\nAutorin\r\nJuliane Karst | Justiziarin|j.karst@wind.energie.de\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nJuristischer Beirat\r\nPlanerbeirat\r\nArbeitskreis Energiepolitik\r\nDatum\r\n10. Januar 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-01-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015375","regulatoryProjectTitle":"Hochlauf Flexibilitäten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/80/53/499354/Stellungnahme-Gutachten-SG2503280118.pdf","pdfPageCount":38,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nWind. Wirtschaft. Wohlstand.\r\nDie Windenergie in der neuen Legislatur. Eine fachliche Handreichung für die Koalitionsverhandlungen\r\nFebruar 2025\r\n2 von 38\r\nInhalt\r\n1 Wieso es sich lohnt, dieses Papier zu lesen ............................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................ 5\r\n3 Schaffung eines zukunftsfähigen Marktsystems ....................................................................................... 7\r\n3.1 Weiterentwicklung einer produktionsabhängigen Investitionsabsicherung ......................................................................................................... 8\r\n3.2 Wahrung der einheitlichen Gebotszone .................................................................................................................................................................. 9\r\n4 Maßnahmen zur marktwirtschaftlichen Stärkung ................................................................................... 10\r\n4.1 Notwendigkeit von Flexibilisierung ........................................................................................................................................................................ 11\r\n4.2 Direktbelieferungen für die Industrie .................................................................................................................................................................... 12\r\n4.3 Wind-Speicherlösungen durch Innovationsausschreibungen .............................................................................................................................. 13\r\n4.4 Cybersicherheit: Anforderungen der NIS-2 an Anlagenbetreiber praxisnah umsetzen ...................................................................................... 13\r\n4.5 Sicherstellung von Cybersicherheit für Windenergieanlagen in Deutschland ..................................................................................................... 14\r\n4.6 Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl .................................................................................................................................... 15\r\n4.7 Sicherstellung der Vergütungsdauer ...................................................................................................................................................................... 15\r\n4.8 Duldungspflicht für Privatgrundstücke .................................................................................................................................................................. 16\r\n4.9 Erhalt der Akteursvielfalt ........................................................................................................................................................................................ 16\r\n5 Wege zum Bürokratieabbau ................................................................................................................... 17\r\n5.1 Umsetzung der RED III zur Entlastung der Behörden ............................................................................................................................................ 18\r\n5.2 Einführung der Probabilistik ................................................................................................................................................................................... 19\r\n5.3 Ausweitung von bundeseinheitlichen Vorgaben im Artenschutz ......................................................................................................................... 20\r\n5.4 Erleichterung des Repowerings .............................................................................................................................................................................. 20\r\n5.5 Digitalisierung von Genehmigungsverfahren ........................................................................................................................................................ 21\r\n5.6 Entlastungen bei Großraum- und Schwerlasttransporten .................................................................................................................................... 22\r\n5.7 Umsetzungsleitfaden zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung .................................................................................................................. 22\r\n5.8 Umgang mit bebauten Flächen im Erbfall ............................................................................................................................................................. 23\r\n6 Kontinuierlicher Netzausbau bei gleichzeitiger Kosteneffizienz .............................................................. 24\r\n6.1 Ertüchtigung und Ausbau der Verteilnetze............................................................................................................................................................ 25\r\n6.2 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten ........................................................................................................................................................ 25\r\n6.3 Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussprozesses ..................................................................................................................... 26\r\n6.4 Freileitungen statt Erdkabel ................................................................................................................................................................................... 27\r\n7 Ausweitung der regionalen Wertschöpfung ............................................................................................ 28\r\n7.1 Energy Sharing ......................................................................................................................................................................................................... 29\r\n7.2 Vereinfachung bei § 6 EEG ...................................................................................................................................................................................... 30\r\n7.3 Transparenz bei der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie............................................................................................................... 30\r\n7.4 Harmonisierung der Landes-Beteiligungsgesetze ................................................................................................................................................. 31\r\n7.5 Erleichterungen bei der Prospektpflicht ................................................................................................................................................................ 31\r\n8 Das Potenzial der Offshore-Windenergie ................................................................................................ 32\r\n8.1 Energiepolitische- und regulatorische Maßnahmen ............................................................................................................................................. 33\r\n8.2 Kosten- und ressourceneffizienter Ausbau durch optimierte Planung ................................................................................................................ 35\r\n8.3 Industrie- und finanzpolitische Maßnahmen ......................................................................................................................................................... 36\r\n8.4 Maßnahmen zur Erhöhung der Sicherheit für Mitarbeitende .............................................................................................................................. 37\r\n8.5 Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit ........................................................................................................................................ 37\r\n3 von 38\r\n1 Wieso es sich lohnt, dieses Papier zu lesen\r\nWindenergie ist das Rückgrat der deutschen Stromwirtschaft – für Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Klimaschutz. Mit einem Anteil von 33 Prozent an der deutschen Stromerzeugung im Jahr 2024 hat sich die Windenergie – Onshore und Offshore – längst als Fundament der Energieversorgung etabliert und wird weiter an Bedeutung gewinnen. Sie ist Schlüsseltechnologie und Wirtschaftsfaktor zugleich: Die Industrie braucht und fordert grünen Strom, um Stahl- und Chemieproduktion zukunftsfähig zu machen, Investitionen zu tätigen und Wertschöpfung in den kommenden Jahren zu sichern und auszubauen.\r\nWindenergie ist Wachstumsmotor: Sie steht für hochqualifizierte Arbeitsplätze und industrielles Know-how in einem kritischen Hochtechnologiesektor, sowie für die Beteiligung von Menschen und Kommunen. Die Entwicklung des Ausbaus in den letzten Jahren hat eindrucksvoll bewiesen, welche Potenziale in der Windenergie liegen, und welchen Weg wir in der Zukunft beschreiten können. Die gesetzliche Verankerung des „überragenden öffentlichen Interesses“ in § 2 EEG unterstreicht den breiten gesellschaftlichen Konsens, den Ausbau weiter entschlossen voranzutreiben.\r\nWindenergie ist die Antwort auf die wirtschafts-, sicherheits- und klimapolitischen Herausforderungen unserer Zeit und als Grundlage wirtschaftlicher Resilienz unverzichtbar. Deshalb müssen jetzt die richtigen Weichen gestellt werden, damit Deutschland die Chancen der Transformation voll ausschöpfen kann. Ein kosten- und ressourceneffizienter Ausbau der Windenergie an Land und auf See ist nicht nur möglich – er ist für die Zukunft des Landes unverzichtbar. Wind für die Wirtschaft – Wirtschaft für den Wohlstand.\r\nIn den Tagen und Wochen nach der Bundestagswahl am 23. Februar wird in Berlin über die Bildung einer neuen Bundesregierung verhandelt. Das vorliegende „Koalitionspapier“ des Bundesverbandes Windenergie e.V. (BWE) soll diese politischen Beratungen zu den Inhalten des Koalitionsvertrags im Bereich der Energiewirtschaft fachlich unterstützen und für Onshore- und Offshore-Windenergie einen Weg in die Zukunft aufzeigen. Diese Orientierung zu kurz- bis langfristigen Potenzialen, Herausforderungen und Lösungsoptionen erleichtert die Vereinbarung wichtiger Vorhaben für die Legislaturperiode, um die Erfolgsdynamik des Windenergieausbaus fortzuschreiben.\r\nPlanungs- und Investitionssicherheit müssen als übergeordnetes Motiv handlungsleitend für die nächste Bundesregierung sein. Die Windbranche braucht stabile gesetzliche Rahmenbedingungen, um weiterhin pro Jahr 30 Milliarden Euro in den Zubau der Windenergie an Land und auf See investieren zu können. Notwendige Reformen müssen an bestehende Regelungen anknüpfen und diese marktdienlich weiterentwickeln.\r\n•\r\nBürokratieabbau und Genehmigungsbeschleunigung verkürzen die Projektplanung, senken Kosten und sind daher ein Effizienzgewinn. Die Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) in deutsches Recht muss daher höchste Priorität haben. Digitale Genehmigungsverfahren und der Abbau regulatorischer Hürden in allen Bereichen verkürzen die Dauer von Projekten und senken Kosten.\r\n•\r\nNetzausbau und Netzregulierung müssen mit dem Tempo des Zubaus der Erneuerbaren Energien Schritt halten. Eine effizientere Nutzung von Netzverknüpfungspunkten, verbesserter Netzbetrieb, Stromdirektbelieferung von Industrie und Mittelstand sowie einfache Verfahren bei der Ertüchtigung von Verteilnetzen sind erforderlich, um den Ausbau zu beschleunigen und Strompreise zu senken.\r\n•\r\nFlexibilitäten und ein zukunftsfähiges Marktsystem senken Kosten. Die Weiterentwicklung eines neuen EU-konformen Finanzierungsmechanismus für den Zubau der Windenergie muss Planungs- und Investitionssicherheit gewährleisten. Flexibilitäten wie Speicher und Elektrolyseure müssen intelligent angereizt werden, um die Systemintegration voranzutreiben.\r\n4 von 38\r\n•\r\nEuropäische Wertschöpfung, Resilienz und Steuerbarkeit sicherstellen. Die Hersteller müssen gestärkt und die Expertise und Industrie der Windbranche im Land gehalten werden, um die Innovationsfähigkeit und Resilienz der Energiebranche zu sichern. Dies kann die Umsetzung der Netto-Null-Industrie-Verordnung (NZIA) ermöglichen. Gleichzeitig ist die Energieinfrastruktur sicherheitsrelevant. Daher muss ihre Steuerbarkeit in Europa gewährleistet sein.\r\n•\r\nPolitisches Engagement auf EU-Ebene ist unerlässlich. Der Green Deal steht aufgrund von Revisionsklauseln unter Druck, und die Verhandlungen über die Ausgestaltung des Clean Industrial Deals stehen erst am Anfang. Deutschland darf nicht nur national einer Vorreiterrolle einzunehmen, sondern muss auf europäischer Ebene mutig für die Transformation verhandeln.\r\nNach der Bundestagswahl darf bei der Bildung einer neuen Bundesregierung keine Zeit verloren werden. Die in den letzten Monaten entstandenen Verzögerungen sind aufgrund akuten Regelungsbedarfs und europäischer Fristen teils misslich, bieten aber dennoch die Chance, zentrale Vorhaben neu zu denken und den gesetzlichen Rahmen zukunftsweisend weiterzuentwickeln. Dies ermöglicht der Windbranche, Investitionsentscheidungen zu treffen, Verantwortung zu übernehmen, und damit den Erwartungen von Wirtschaft und Gesellschaft an die Windenergie zu entsprechen. Schreiben wir diese Erfolgsgeschichte gemeinsam fort.\r\n5 von 38\r\n2 Das Wichtigste in Kürze Diese Ziele sollten die nächste Koalition leiten\r\n• Wettbewerbsfähigkeit und Klimaneutralität durch Erneuerbare Energien erreichen: Der eingeschlagene Weg, die deutsche Industrie auf eine klimaneutrale Produktion umzustellen, wird konsequent fortgesetzt.\r\n• Tragfähige Energiewirtschaft schaffen: Mit der Schaffung eines neuen Strommarktdesigns und eines Investitionsrahmens mit niedrigen Kapitalkosten, aber auch mit der Entlastung der Stromnetze und einem Sofortprogramm für Flexibilisierung stellt die Bundesregierung sicher, dass die Energiekosten insgesamt sinken.\r\n• Industrie stärken: Die Industrie soll auf den steigenden CO2-Preis reagieren können, indem sie sich selbstständig mit grünem Strom versorgen kann. Die damit zusammenhängende Direktbelieferung soll bereits zu Beginn der Legislatur erleichtert werden und so den lokalen Netzausbaubedarf reduzieren.\r\n• Wirtschaft entbürokratisieren: Durch Digitalisierung und bundesweite Standardisierung von Genehmigungsverfahren – seien es Transportgenehmigungen für Erneuerbare-Energien-Anlagen, Baugenehmigungen oder artenschutzrechtliche Untersuchungen – wird wirtschaftliches Handeln entlang der gesamten Wertschöpfungskette erleichtert.\r\nDiese Vorhaben im Bereich der Windenergie sind in der neuen Legislatur essenziell\r\n• Netze stärken: Flexibilitäten schaffen, Möglichkeiten zur Netzüberbauung stärken, Netzentgelte dynamisieren und die dringend notwendige Ertüchtigung der Verteilnetze erleichtern.\r\n• Mehr Marktoptionen schaffen: Produktionsseitige Flexibilitäten anreizen, z. B. Speicher und Elektrolyseure.\r\n• Direktbelieferungen entfesseln: Die Industrie bei der Dekarbonisierung durch günstigeren Strom unterstützen.\r\n• Neuen Investitionsrahmen einführen: Produktionsabhängigen Investitionsrahmen mit einem Claw-Back-Mechanismus schaffen.\r\n• Regionale Wertschöpfung durch die Windenergie ausweiten: Energy Sharing auch für Windenergieprojekte ermöglichen.\r\n6 von 38\r\nDiese Themen sollte die Bundesregierung in den ersten 100 Tagen adressieren\r\nOnshore-Windenergie\r\n• Umsetzung der Regelungen zur Netzentlastung in der EnWG-/EEG-Novelle: Digitalisierung des Netzanschlusses und Stärkung der Netzüberbauung.\r\n• Umsetzung der europäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III in deutsches Recht: Entlastung der Genehmigungsbehörden, damit diese nach Auslaufen der EU-Notfallverordnung Anträge nicht nach unterschiedlichen Genehmigungsvoraussetzungen prüfen müssen.\r\n• Umsetzung der BauGB-Novelle: Stärkung des Repowerings zum Erhalt akzeptierter Standorte\r\n• Umsetzung der europäischen Richtlinie zur Netzwerk- und Informationssicherheit NIS 2: Minimierung des Risikos von Cyber-Angriffen aus der Lieferkette\r\n• Unterstützung der Industrie durch Stärkung der Direktbelieferungen im EEG: Abschaffung des Kriteriums der unmittelbaren räumlichen Nähe im EEG\r\n• Sofortprogramm Flexibilisierung: Abbau von Hemmnissen für Flexibilität Befreiung der Großbatteriespeicher von Netzentgelten Privilegierung von Großbatteriespeichern im Außenbereich Ausschreibung von 500 MW systemdienlicher Elektrolyseure Befreiung der Elektrolyseure von Netzentgelten über das Jahr 2027 Trennung der Innovationsausschreibungen in Wind und PV\r\nOffshore-Windenergie\r\n• Prozess zur Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes und zur Reform des Offshore-Ausschreibungsdesigns einleiten\r\n• Einrichtung eines Finanzierungsmechanismus durch Bund und Länder für Investitionen in die für Deutschland wichtigen Seehäfen.\r\n• Zügige Umsetzung sicherheitsrelevanter EU-Gesetzgebungen wie NIS-2 und CER für die Cybersicherheit und den physischen Schutz der kritischen Infrastruktur.\r\n7 von 38\r\n3 Schaffung eines zukunftsfähigen Marktsystems 3.1 Weiterentwicklung einer produktionsabhängigen Investitionsabsicherung .............................................. 8 3.2 Wahrung der einheitlichen Gebotszone ...................................................................................................... 9\r\n8 von 38\r\n3.1 Weiterentwicklung einer produktionsabhängigen Investitionsabsicherung\r\nNutzen\r\nInvestitionen in Erneuerbare Energien müssen auch in Zukunft vom Fundament der deutschen Wirtschaft, dem Mittelstand, getragen werden können. Dazu ist die Akteursvielfalt in der Projektfinanzierung und -entwicklung zu wahren. Das Investitionsvolumen liegt jährlich bei über 10 Milliarden Euro.\r\nEin produktionsabhängiger Förderrahmen kann schrittweise, verlässlich, investitionsfreundlich, risikoarm und versorgungssicher weiterentwickelt werden. So lässt sich EU-konform die strompreisdämpfende Wirkung der Erneuerbaren nutzen, ohne dass Kapitalkosten steigen. Denn günstige Finanzierungskosten sind der Schlüssel auf diesem Weg.\r\nKontext\r\nUm der von Seiten der EU geforderten Strommarktreform in Deutschland ein Stück näher zu kommen, stellte das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) Anfang August 2024 mögliche zukünftige Förderoptionen für Erneuerbare Energien vor. Hauptargument ist unter anderem, Übergewinne, die oberhalb der eigentlichen Fördernotwendigkeit liegen, der Gesellschaft zurückzuführen. Bereits während der Arbeit der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) haben die Erneuerbaren Energien klar darlegen können, dass sie in der Lage sind, Systemverantwortung zu übernehmen und Marktsignalen zu folgen. Ein zukünftiges Abschöpfungsmodell sollte dem gerecht werden und Marktverzerrungen vermeiden. Dies kann durch einen Abschöpfungsmechanismus erreicht werden, der sich an der tatsächlichen Einspeisung der Anlagen orientiert. Im Rahmen des sog. Optionenpapiers wurden diese produktionsabhängigen Modelle auch vom BMWK mit zweien der vier vorgeschlagenen Optionen berücksichtigt und vom BWE und dem BEE unterstützt. Gleichwohl werden aktuell trotz Warnungen der Verbände vom BMWK die produktionsunabhängigen Optionen forciert. Beachtlich ist, dass gerade die finanzierenden Banken auf die Risiken dieser Optionen hinweisen und vor einem deutlichen Anstieg der Finanzierungskosten warnen. Es ist zwingend notwendig, diese Expertise und Prognose ernst zu nehmen. Ein Fadenriss beim Ausbau der Erneuerbaren durch zu hohe Finanzierungsrisiken ist unbedingt zu vermeiden.\r\nVorschlag\r\nEine Änderung des Strommarktdesigns ist unumgänglich. Hier ist sogar eine kurzfristige Lösung umsetzbar: die Ergänzung des aktuellen Fördersystems der gleitenden Marktprämie um einen produktionsabhängigen Abschöpfungsmechanismus, wie er in ähnlicher Weise bereits mit dem StromPBG getestet wurde. Der Abschöpfungsmechanismus darf jedoch nicht in die Strompreisbildung eingreifen und sollte möglichst wenig administrativen Aufwand erfordern. Dies führt zu den geringsten Systemänderungen und birgt die geringsten Finanzierungsrisiken. Langfristig bietet sich an, die Idee der mengenbasierten Förderung weiterzuverfolgen, wie in der letzten Stellungnahme zum Optionenpapier des BMWK vom September 2024 deutlich gemacht wurde.\r\nAlle Überlegungen müssen zu einem einfachen, planbaren und vor allem finanzierbaren Modell führen und einen angemessenen standortangepassten Vergütungskorridor für alle Akteure ermöglichen, wie es sich im Referenzertragsmodell bewährt hat. Dieses sollte gleichermaßen Flexibilität wie auch Sicherheit bieten, damit weiterhin die Akteursvielfalt gewahrt bleibt und die Kapitalbeschaffungskosten auch für kleinere Akteure und Bürgerwindprojekte bewältigbar bleiben.\r\n9 von 38\r\n3.2 Wahrung der einheitlichen Gebotszone\r\nNutzen\r\nVermeidung von Wettbewerbsverzerrungen\r\nKontext\r\nDer deutschlandweite einheitliche Strompreis ist einer der Gründe für den erfolgreichen EE-Ausbau. Denn die dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen konnten an den sinnvollsten Standorten zum Ernten der Windenergie betriebswirtschaftlich sicher gebaut werden. Gerade für Anlagen, die ohne Förderung auskommen und sich am freien Strommarkt mit Power Purchase Agreements (PPA) eine betriebswirtschaftliche Grundlagen schaffen können, würde eine Strompreiszonenaufteilung in solchen Regionen das Aus bedeuten. Auch für die Verbraucher in Haushalten und der Industrie ist die Verlässlichkeit eines deutschlandweit einheitlichen Preises die wirtschaftliche Grundlage. Eine Aufteilung in mehrere Stromgebotszonen führt zu Verzerrungen der Wettbewerbsfähigkeit einzelner Regionen in Deutschland und vor allem zu einem Ausbaustopp der Erneuerbaren gerade in den Regionen, die meteorologisch die sinnvollsten Standorte für die Nutzung der Windenergie sind. Auch industrielle Verbraucher werden sich nicht kurz- oder mittelfristig an einen neuen Stromgebotszonenzuschnitt anpassen können.\r\nVorschlag\r\nEin „Umzug“ der Industrie in Regionen mit niedrigerem Strompreis ist eine unwahrscheinliche Vorstellung, die dringend vom Tisch muss. Es ist ohnehin zwingend notwendig, den Netzausbau zu beschleunigen und die Kostenverteilung dazu in der neuen Legislaturperiode zügig anzugehen. Nur so können bestehende Industrie- und EE-Standorte in den volkswirtschaftlich und dargebotsabhängig sinnvollsten Regionen weiter genutzt und ausgebaut werden.\r\n10 von 38\r\n4 Maßnahmen zur marktwirtschaftlichen Stärkung 4.1 Notwendigkeit von Flexibilisierung .......................................................................................................... 11 4.2 Direktbelieferungen für die Industrie ...................................................................................................... 12 4.3 Wind-Speicherlösungen durch Innovationsausschreibungen ................................................................ 13 4.4 Cybersicherheit: Anforderungen der NIS-2 an Anlagenbetreiber praxisnah umsetzen ....................... 13 4.5 Sicherstellung von Cybersicherheit für Windenergieanlagen in Deutschland ...................................... 14 4.6 Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl ..................................................................... 15 4.7 Sicherstellung der Vergütungsdauer ....................................................................................................... 15 4.8 Duldungspflicht für Privatgrundstücke .................................................................................................... 16 4.9 Erhalt der Akteursvielfalt .......................................................................................................................... 16\r\n11 von 38\r\n4.1 Notwendigkeit von Flexibilisierung\r\nNutzen\r\nWindenergie liefert bereits jetzt günstigen, klimafreundlichen und heimisch produzierten Strom. Ihr Beitrag zu einer sicheren und wirtschaftlichen Stromversorgung kann mit weiteren systemischen Umstellungen sogar noch gesteigert werden.\r\nKontext\r\nHierfür braucht es insbesondere verbrauchs- sowie produktionsseitige Flexibilisierungen. Darunter sind Anreize und Maßnahmen zum „peak shaving“ zu verstehen, hinter denen eine einfache, aber zwingende Logik steht: Grüner Strom muss vornehmlich dann verbraucht bzw. gespeichert werden, wenn er im Überfluss zur Verfügung steht.\r\nVorschlag\r\nDer konsequente Einsatz von Flexibilitäten ist eine No-Regret-Maßnahme, die zu Kostensenkungen für Wirtschaft und Gesellschaft führt. Das Glätten von Einspeisespitzen entlastet das Netz und reduziert somit die Ausgaben für Redispatch-2.0-Maßnahmen und Netzausbau. Die zeitliche Verschiebung des Stromverbrauchs durch Speichermedien ermöglicht es, die installierte Leistung der Erneuerbaren Energien voll auszunutzen. Batteriespeicher können zudem kurzfristige Leistungsausfälle ausgleichen und so die Versorgungssicherheit erhöhen. Zuletzt: Die Industrie benötigt schnell grünen Wasserstoff. Ein Blick in die Praxis zeigt: Mehrere Flexibilisierungsmaßnahmen sind bereits sowohl technisch verfügbar als auch marktdienlich einsetzbar. Vor diesem Hintergrund unterbreitet der BWE im Folgenden Vorschläge für die konkrete Umsetzung einer Flexibilitätsagenda.\r\nVorschlag zur verbraucher-seitigen Flexibilisierung\r\nVariable Netzentgelte und dynamisierte Stromtarife\r\nNetzdienliches Verhalten muss sich lohnen – dies gilt sowohl für die Industrie als auch für Privatpersonen. Deswegen plädiert der BWE für eine Netzentgeltreform, die eine Anpassung des eigenen Verbrauchs an das EE-Einspeiseprofil anreizt. Flexibilisieren Industriekunden ihren Verbrauch, so sollen sie von auslastungsabhängigen Netzentgelten entlastet werden. Zudem muss für alle Endverbraucher ein Anreiz gesetzt werden, zur Netzstabilisierung beizutragen und ihren Strombezug in die Zeitfenster zu verlegen, in denen viel grüner Strom zur Verfügung steht. Dass Lieferanten ab diesem Jahr Haushalten dynamische Tarife anbieten müssen, ist ein erster wichtiger Schritt. Für die Zukunft benötigt es darüber hinaus eine zügige Umsetzung des Energy Sharing.\r\nUnbedingte technische Voraussetzung für die Dynamisierung von Stromtarifen und die Anpassung der Netzentgelte ist der Rollout von Smart-Meter-Gateways. Nur so können Stromproduktion und -verbrauch in Echtzeit synchronisiert werden. Die EE-Branche benötigt eine geordnete Umsetzung mit klaren Informationen zum Zeitplan und zur Verfügbarkeit der Geräte.\r\nVorschläge zur produktions-seitigen Flexibilisierung\r\nPower-to-Heat\r\nNechlin in Brandenburg macht es vor: Mit der überschüssigen Energie des örtlichen Windparks wird hier bereits seit 2020 ein ganzes Dorf zuverlässig mit Wärme versorgt. Ermöglicht wird dies durch die Kopplung mit einem Warmwasserspeicher und einem Tauchsieder. Das Konzept ist auf andere Orte übertragbar. Projektskizzen für weitere Ortsteile der Gemeinde Uckerland liegen bereits vor. Damit Power-to-Heat weiter Schule machen kann, ist die oben skizzierte Reform der Netzentgelte dringend erforderlich. Solange Netzentgelte noch Fixkosten darstellen, wird eine systemdienliche, lastvariable Fahrweise wirtschaftlich verhindert.\r\n12 von 38\r\nGroßbatteriespeicher\r\nGroßbatteriespeicher stellen schon jetzt Regelenergieleistung bereit und wirken so netzstabilisierend. Diese Entwicklung gilt es zu bestärken. Batteriespeicher müssen im Außenbereich privilegiert werden, uneingeschränkt an §13k-Ausschreibungen teilnehmen können und weiterhin von Netzentgelten sowie zusätzlich von Baukostenzuschüssen befreit werden.\r\nGrüner Wasserstoff\r\nZudem müssen in der nächsten Legislaturperiode jährlich 500 MW für systemdienlich betriebene Elektrolyseure ausgeschrieben werden. Der BWE spricht sich zudem dafür aus, diese H2-Erzeuger über das Jahr 2027 hinaus für den Bezugsstrom von Netzentgelten zu befreien.\r\nEmpfehlung\r\nSofortprogramm zur Beseitigung von Flexibilitätshindernissen\r\n•\r\nBefreiung der Großbatteriespeicher von Netzentgelten\r\n•\r\nPrivilegierung von Großbatteriespeichern im Außenbereich\r\n•\r\nAusschreibung von 500 MW systemdienlicher Elektrolyseure\r\n•\r\nBefreiung der Elektrolyseure von Netzentgelten über das Jahr 2027\r\n•\r\nTrennung der Innovationsausschreibungen in Wind und PV\r\nAgenda 2030\r\n•\r\nSchaffung variabler Netzentgelte\r\n•\r\nDynamisierung der Stromtarife\r\n•\r\nGeordneter Rollout von Smart-Meter-Gateways\r\n4.2 Direktbelieferungen für die Industrie\r\nNutzen\r\nDie Direktbelieferung ermöglicht der Industrie kostengünstigen grünen Strom direkt vor Ort und entlastet zugleich den öffentlichen Netzausbau.\r\nKontext\r\nEin industrie- und damit abnehmergetriebener Ausbau der Windenergie an Land auf Grundlage von Direktbelieferungen findet aktuell aufgrund fehlender Anreize und regulatorischer Hemmnisse trotz großer Nachfrage aus der Wirtschaft nur in absoluten Ausnahmefällen statt.\r\nVorschlag\r\nDas Kriterium der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ sollte aus dem EEG und die maximale Leitungslänge von 5 km aus dem EnWG gestrichen werden. Anders als bei PV-Anlagen muss bei Windenergieanlagen schon aus immissionsschutzrechtlichen Gründen ein gewisser Abstand zur Bebauung und damit zur Verbrauchsstelle eingehalten werden. Der Begriff der unmittelbaren räumlichen Nähe geht hier fehl. Eine Beschränkung der Distanz der Anlagen zum abnehmenden Unternehmen sollte sich allein aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten ergeben. Diese verhindern zugleich Befürchtungen von überlangen Direktleitungen.\r\nNorm\r\nEnWG, EEG\r\n13 von 38\r\n4.3 Wind-Speicherlösungen durch Innovationsausschreibungen\r\nNutzen\r\nSpeicherlösungen für eine bessere Planbarkeit für die Einspeisung Erneuerbarer Energien\r\nKontext\r\nIm Bereich der Energiespeicher sind technische Innovationen und ein verlässlicher regulatorischer Rahmen von zentraler Bedeutung, um Investitionssicherheit zu gewährleisten. Die Innovationsausschreibungen im EEG wurden ursprünglich als ein solcher Rahmen konzipiert. Doch die Tatsache, dass nahezu keine Wind- und Speicherprojekte einen Zuschlag erhalten haben, macht deutlich, dass eine dringende Anpassung der Regelungen erforderlich ist. Derzeit profitieren ausschließlich PV-Speicher-Kombinationen von den Förderungen.\r\nVorschlag\r\nEin effektiver Lösungsansatz wäre die technologiespezifische Trennung der Ausschreibungen für PV- und Wind-Speicher-Kombinationen mit jeweils angepassten Höchstwerten. Nur so lassen sich faire Wettbewerbsbedingungen schaffen und eine größere Vielfalt an Projekten realisieren. Eine stärkere Einbindung der Windenergie würde nicht nur den Ausbau dringend benötigter Speicherlösungen fördern, sondern auch die Diversifizierung unserer Stromerzeugung vorantreiben. Diese Diversifizierung erhöht die Stabilität des gesamten Energiesystems und senkt die volkswirtschaftlichen Kosten, indem sie den Bedarf an Redispatch-Maßnahmen reduziert. Darüber hinaus ist es essenziell, den Netzstrombezug und eine effiziente Netznutzung zu ermöglichen, um die Wirtschaftlichkeit und Systemdienlichkeit von Speichern weiter zu optimieren. Die Branche ist bereit, in großem Umfang zu investieren, sobald die regulatorischen Rahmenbedingungen entsprechend angepasst werden.\r\nNorm\r\nEEG\r\n4.4 Cybersicherheit: Anforderungen der NIS-2 an Anlagenbetreiber praxisnah umsetzen\r\nNutzen\r\nSicherstellung der Cybersicherheit von Windenergieparks\r\nKontext\r\nMit der EU-NIS-2-Richtlinie wird ein einheitlicher Rechtsrahmen für die Aufrechterhaltung der Cybersicherheit in der gesamten EU geschaffen. Die Mitgliedsstaaten sind aufgefordert, nationale Cybersicherheitsstrategien festzulegen und bei der grenzüberschreitenden Reaktion und Durchsetzung mit der EU zusammenzuarbeiten. In Deutschland geschieht dies mit dem NIS-2-Umsetzungsgesetz, welches nach EU-Vorgaben bis zum Oktober 2024 umgesetzt sein sollte.\r\nVorschlag\r\nDer BWE begrüßt die Regelungsentwürfe im NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz (letzter Stand Formulierungshilfe 02.12.2024) und unterstützt das Ansinnen des BMI weitere Maßnahmen zur Stärkung der Cybersicherheit in Deutschland zu verabschieden. Jedoch werden noch einige offene Fragen und konkreter Änderungsbedarf gesehen. So ist bei der Klärung der Betroffenheit von Unternehmen der Begriff „Unabhängigkeit“ nicht konkretisiert; zudem ist die Abgrenzung, wann eine „Hinzurechnung“ der Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen erfolgen soll, unklar. Aus Sicht des BWE ist bei der Bestimmung, ob ein Unternehmen in den Anwendungsbereich des NIS-2-Umsetzungsgesetzes fällt, jedes Unternehmen einzeln zu\r\n14 von 38\r\nbetrachten. Hier bedarf es einer Differenzierung für den Fall, dass eine Tochtergesellschaft eine Betreibergesellschaft eines Windparks ist und die Muttergesellschaft die technische und kaufmännische Betriebsführung des Windparks übernommen hat. Ebenfalls sollte klargestellt werden, dass eine Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV gilt.\r\nNorm\r\nNIS-2-Umsetzungsgesetz\r\nEmpfehlung\r\nDer ausgereifte Entwurf zum NIS-2-Umsetzungsgesetz lag im Herbst 2024 vor und sollte rasch in das parlamentarische Verfahren eingebracht werden.\r\n4.5 Sicherstellung von Cybersicherheit für Windenergieanlagen in Deutschland\r\nNutzen\r\nStärkung der nationalen Sicherheit, Minimierung des Risikos von Cyber-Angriffen aus der Lieferkette\r\nKontext\r\nDer sichere Betrieb jeder einzelnen am Netz angeschlossenen Windenergieanlage muss über ihre gesamte Lebensdauer gewährleistet sein; dies ist zentral für die Sicherung der Energieversorgung und die nationale Sicherheit.\r\nUm eine gesetzliche Basis für entschiedenes Handeln zu schaffen, ist die schnellstmögliche Umsetzung der europäischen NIS-2-Richtlinie in nationales Recht notwendig.\r\nVorschlag\r\nDer BWE begrüßt die vorgelegten Regelungsentwürfe zur Lieferkette im Rahmen des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes (Stand: Formulierungshilfe vom 02.12.2024) und unterstützt das Bestreben des Bundesministeriums des Innern und für Heimat (BMI), weitere Maßnahmen zur Verbesserung der Cybersicherheit in Deutschland auf den Weg zu bringen.\r\nUm das Risiko von Angriffen über die Lieferkette wirksam zu minimieren, ist es essenziell, dass für Netzkomponenten, Steuerungstechnologien und Stromerzeugungsanlagen strenge Anforderungen hinsichtlich Herstellung, Zugriff, lebenslangem Support und Wartung festgelegt werden. Der Einsatz von Windenergieanlagen und deren Komponenten im deutschen und europäischen Versorgungssystem muss zwingend die notwendigen deutschen und europäischen Sicherheitsstandards erfüllen. Andernfalls könnte die Sicherheit des Versorgungssystems gefährdet werden, insbesondere wenn Herstellern oder Aufsichtsbehörden in Deutschland, Europa oder verbündeten Staaten keine umfassenden Handlungs- und Durchsetzungsmöglichkeiten zur Verfügung stehen.\r\nEs ist daher von zentraler Bedeutung, dass die Handlungsspielräume aus der Umsetzung der NIS-2-Richtlinie effektiv genutzt und konsequent von den zuständigen Behörden durchgesetzt werden. Dies schließt ausdrücklich die Möglichkeit ein, den Einsatz bestimmter kritischer Komponenten oder Anlagen zu untersagen. Entsprechende Begriffsbestimmungen und Rechtsverordnungen sollten diesem Anspruch Rechnung tragen und eine klare Grundlage für die praktische Umsetzung bieten.\r\nNorm\r\nNIS-2-Umsetzungsgesetz\r\n15 von 38\r\nEmpfehlung\r\nEffektive Umsetzung des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes zur Stärkung der nationalen Sicherheit. Weiterhin sollte Cybersicherheit als umfassendes Präqualifikationskriterium verankert werden.\r\n4.6 Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl\r\nNutzen\r\nKurzfristige Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl und Wahrung der Akzeptanz\r\nKontext\r\nUm die gesellschaftlich gewünschten und politisch festgesetzten Ziele für die Strommengen aus Erneuerbaren Energien zu erreichen, schlägt der BWE eine Erhöhung der zulässigen nächtlichen Emissionswerte im Winter vor.\r\nVorschlag\r\nKonkret geht es um die Möglichkeit, nachts den Schall um vier Dezibel gegenüber dem genehmigten Wert zu erhöhen. Diese Erhöhung der Emissionswerte soll nur in den Wintermonaten möglich sein, weil sich die meisten Menschen in dieser Zeit in ihren Wohnungen und Häusern mit geschlossenen Fenstern befinden. Gleichzeitig ist im Winter die Stromerzeugung aus Windenergie am höchsten. Dadurch lässt sich die Effizienz des bestehenden Anlagenparks in Deutschland deutlich steigern, wodurch erheblich mehr kostengünstiger, erneuerbarer und CO2-freier Strom gewonnen werden kann. Eine entsprechende Vorschrift sollte in die TA Lärm aufgenommen werden. In der Vergangenheit hat sich die Regelung des nicht verlängerten § 31k Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) (temporäre Mehrerzeugung zur Zeit der Gasmangellage) sowohl für eine kurzfristige Erhöhung der Stromproduktion als auch unter Akzeptanzaspekten bewährt und zudem zur Bereitstellung von kostengünstigem Strom beigetragen.\r\nNorm\r\nTA Lärm\r\nEmpfehlung\r\nIm Herbst 2024 sollte die TA Lärm novelliert werden. Sollte der Prozess durch die neue Regierung aufgenommen werden, lässt sich die hier vorgeschlagene Regelung leicht aufnehmen.\r\n4.7 Sicherstellung der Vergütungsdauer\r\nNutzen\r\nInvestitionssicherheit\r\nKontext\r\nIm Dezember 2023 wurden die Realisierungsfristen für Windenergieanlagen an Land um sechs Monate verlängert, um auf Probleme in der Lieferkette zu reagieren. Obwohl auch die Pönalefristen angepasst wurden, blieb der Vergütungsbeginn unverändert. Die 20-jährige Vergütungsdauer startet weiterhin 30 Monate nach Zuschlag, trotz der neuen Frist zur Realisierung von 36 Monaten. Dies führt zu Vergütungsverlusten bei Projekten, die noch keinen Strom einspeisen und schwächt die Finanzierung.\r\nVorschlag\r\nKorrektur der Realisierungs- und Pönalefristen in EEG § 36i\r\nNorm\r\nEEG\r\n16 von 38\r\n4.8 Duldungspflicht für Privatgrundstücke\r\nNutzen\r\nErleichterte Verlegung von Stromkabeln sowie erleichterter Transport von Anlagenkomponenten bei angemessener Entschädigung der betroffenen Grundstücksbesitzer\r\nKontext\r\nDas im April 2024 verabschiedete Solarpaket I enthält eine Duldungspflicht für Flächen der öffentlichen Hand. In der Folge sind die Eigentümer und sonstigen Nutzungsberechtigten solcher Grundstücke verpflichtet, unter anderem das Verlegen und Betreiben von Stromleitungen zum Anschluss von EE-Anlagen an den Verknüpfungspunkt zu dulden und Wegerechte zu gewähren.\r\nVorschlag\r\nDer BWE beobachtet, dass diese Änderung in der Praxis zu einer geringen Nutzbarkeit des Werkzeugs aus §§ 11a und b EEG führt, da nur Flächen der öffentlichen Hand betroffen sind. Zudem ist die Duldungspflicht in § 11b EEG nur auf das Recht zur Überfahrt während der Errichtung und des Rückbaus beschränkt. Wesentlich für eine Nutzbarkeit ist jedoch auch das Recht zur Überfahrt zu Wartungszwecken, sowie die Nutzung des Überschwenkbereichs. Außerdem sollte eine Ausweitung des Nutzungsrechts auf Privatgrundstücke den Passus für eine echte Beschleunigung erfolgen.\r\nNorm\r\nEEG\r\n4.9 Erhalt der Akteursvielfalt\r\nNutzen\r\nEine hohe Akteursvielfalt stärkt die Resilienz der Windenergiebranche.\r\nKontext\r\nEine Vielzahl von Akteuren und Geschäftsmodellen trägt zum raschen und standortgerechten Ausbau der Windenergie bei. Der so entstehende Wettbewerb führt außerdem zu (kosten-)effizienten Lösungen. Anders als bundesweit agierende Unternehmen können lokale Bürgerwindprojekte dabei nicht von möglichen Synergieeffekten profitieren. Als Einzelprojekte ohne diversifiziertes Portfolio tragen diese kleinen Akteure zudem ein hohes Startrisiko. Unter anderem aus diesen Gründen existiert das Förderprogramm für Bürgerenergiegesellschaften der Bundesregierung. In der kommenden Legislaturperiode muss es noch praxistauglicher ausgestaltet werden.\r\nVorschlag\r\nDie Zugangsvoraussetzungen zum Förderprogramm müssen an die Realität angepasst werden. Insbesondere bedarf es einer Novellierung des § 3 Nummer 15 lit. a) EEG 2023. Wir schlagen vor, dass zum Zeitpunkt der bundesimmissionsschutzrechtlichen Genehmigung eine Beteiligung von mindestens 10 Personen nachgewiesen werden muss, während der Nachweis von 50 beteiligten Personen erst bei Inbetriebnahme der Anlage erforderlich ist. Zudem sieht die Förderrichtlinie aktuell ein Maximum von 25 MW installierter Leistung pro Antragsteller vor. Da sich die WEA-Technik stetig weiterentwickelt, ist es nicht mehr zeitgemäß, die Leistung als Bezugsgröße heranzuziehen. Wir regen stattdessen an, die Begrenzung auf eine feste Anlagenanzahl festzulegen.\r\nNorm\r\nEEG\r\n17 von 38\r\n5 Wege zum Bürokratieabbau 5.1 Umsetzung der RED III zur Entlastung der Behörden ............................................................................. 18 5.2 Einführung der Probabilistik ..................................................................................................................... 19 5.3 Ausweitung von bundeseinheitlichen Vorgaben im Artenschutz .......................................................... 20 5.4 Erleichterung des Repowerings ............................................................................................................... 20 5.5 Digitalisierung von Genehmigungsverfahren .......................................................................................... 21 5.6 Entlastungen bei Großraum- und Schwerlasttransporten ..................................................................... 22 5.7 Umsetzungsleitfaden zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung .................................................... 22 5.8 Umgang mit bebauten Flächen im Erbfall ............................................................................................... 23\r\n18 von 38\r\n5.1 Umsetzung der RED III zur Entlastung der Behörden\r\nNutzen\r\nBeschleunigter Ausbau der Windenergie bei gleichzeitiger Entlastung der Behörden durch ein vereinfachtes und konsistentes Genehmigungsverfahren.\r\nKontext\r\nDie RED III ist als europäische Richtlinie am 20. November 2023 in Kraft getreten. Sie etabliert ein Regime, das Erneuerbaren Energien eine neue und gestärkte Verantwortung für den Klimaschutz und die Sicherheit der Energieversorgung anerkennt. Demnach sollen auf für Erneuerbare Energien vorgesehenen Flächen vereinfachte und beschleunigende Regeln gelten. Dies eröffnet zwei gleichermaßen große Chancen für den beschleunigten Ausbau der Windenergie bei gleichzeitiger Entlastung der Behörden.\r\nHierfür hat die RED III zwei neue Gebietskategorien eingeführt: Erneuerbare-Energien-Gebiete und Beschleunigungsgebiete. Insbesondere durch die Ausweisung der Beschleunigungsgebiete bietet die RED-III Beschleunigung. Hier sollen Behörden geeignete Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen bereits auf Planebene festlegen, welche bei der Errichtung von Anlagen zur Erzeugung Erneuerbarer Energie und von Energiespeichern zu ergreifen sind, um mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder zu verringern. Dies führt dazu, dass Behörden auf Genehmigungsebene etwaige Minderungsmaßnahmen schneller und zielgerichteter anordnen können.\r\nVorschlag\r\nDie Richtlinie sieht nicht nur eine umfassende Digitalisierung der Genehmigungsschritte vor, sondern stellt auch fest, dass die oben geschilderte Überprüfung, das „Screening“, anhand vorhandener Daten zu erfolgen hat. Im „Pakt für Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung” zwischen dem Bund und den Ländern wurde bereits erkannt, dass eine „vereinfachte digitale Verfügbarkeit von Umwelt- und Artenschutzdaten dazu beitragen kann, Genehmigungsverfahren effizienter durchzuführen“. Dafür hatte sich der Bund vorgenommen, ein digitales Portal für Umweltdaten einzurichten, das perspektivisch um planungsrelevante Umweltdaten ergänzt wird. Ein solches Umweltdatenkataster wäre äußerst hilfreich, um die schwierige Lage mit heterogenen und zwar verfügbaren, aber nicht gesicherten Daten in den einzelnen Bundesländern anzugehen und damit die Behörden zu entlasten, indem sie in einfachen Schritten auf vorhandene Daten zugreifen können.\r\nBesondere Vorteile für Behörden\r\nDarüber hinaus profitieren Genehmigungsbehörden von weiteren Entlastungen durch die RED III. Auf Genehmigungsebene sind in den Beschleunigungsgebieten keine UVP-, FFH- und artenschutzrechtlichen Prüfungen mehr durchzuführen. Vielmehr muss die Behörde mit dem sogenannten Screening nur noch prüfen, ob das konkrete Projekt, hinsichtlich der Schutzgüter der vier EU-Richtlinien höchstwahrscheinliche, erhebliche, unvorhergesehene, negative Umweltauswirkungen haben wird. Die Behörde entscheidet demnach nur über das „Wie“ und nicht das „Ob“ des Projekts.\r\nNeben der überschlägigen Prüfung enthält die RED-III weitere Vorgaben zu Fristen. So muss die Behörde für das Screening Fristen von 30 bzw. 45 Tagen einhalten. Trifft die Behörde in dieser Zeit keine begründete Entscheidung, so wird laut Richtlinie fingiert, dass das konkrete Projekt keine höchstwahrscheinlichen, erheblichen, unvorhergesehenen, negativen Umweltauswirkungen haben wird. Auch dies könnte bei pragmatischer, richtliniennaher Umsetzung einen erheblichen Vorteil für die behördliche Genehmigungspraxis darstellen.\r\nNorm\r\nRED III-Umsetzungsgesetz mit Anpassungen im EEG, WindBG, BauGB, ROG und BImSchG\r\n19 von 38\r\nEmpfehlung\r\nDer BWE regt an, die RED III eins zu eins zu den EU-rechtlichen Vorgaben umzusetzen. Und damit etwaige Spielräume zur Entlastung der Behörden und der damit einhergehenden Verfahrensbeschleunigung vollumfänglich auszuschöpfen.\r\n5.2 Einführung der Probabilistik\r\nNutzen\r\nEinsatz einer wissenschaftlichen Methode zur Prüfung des Kollisionsrisikos von Greifvögeln an Windenergieanlagen zur Verschlankung von behördlichen Entscheidungsprozessen.\r\nKontext\r\nWild lebende Tiere der besonders geschützten Arten sind in Deutschland durch das Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) geschützt. Die sogenannte Signifikanzbewertung geht in Bezug auf die Windenergie der Frage nach, ob ein Vorhaben das Verletzungs- und Tötungsrisiko für ein Individuum einer in der Artenliste geführten Brutvogelart signifikant (also deutlich) erhöht oder nicht. Dazu müssen folgende Voraussetzungen erfüllt sein: Eine Abschätzung und Quantifizierung des vorhabenbedingten Kollisionsrisikos, die Bestimmung des allgemeinen Grund- oder Lebensrisikos, ein Vergleich dieser beiden Risiken sowie die Festlegung eines Schwellenwertes, ab dem eine Erhöhung des Kollisionsrisikos als nicht mehr akzeptabel gilt.\r\nVorschlag\r\nAlle bisherigen Versuche der Signifikanzbewertung stellen lediglich eine vorsorgliche Annäherung an das eigentlich konkret zu bestimmende Tötungsrisiko dar. Die Probabilistik entspricht als wissenschaftlich erarbeitete und validierte Methode zur Signifikanzbewertung dem aktuellen Stand der Wissenschaft. Sie ist aufgrund der Einbindung aller maßgeblicher Parameter zur Bestimmung des Kollisionsrisikos allen anderen bisherigen Methoden überlegen.\r\nDie probabilistische Berechnung ist bisher die einzige Methode, die tatsächlich in der Lage ist, die in Gesetz und Rechtsprechung definierten Kriterien der Signifikanzbewertung zu erfüllen, d. h. das Kollisionsrisiko (Tötungs- und Verletzungsrisiko) an Windenergieanlagen konkret zu ermitteln bzw. zu quantifizieren und ins Verhältnis zum allgemeinen Grundrisiko zu setzen.\r\nMit dem Raumnutzungs-Kollisionsrisiko-Modell (RKR-Modell) steht seit September 2024 eine finalisierte und validierte Prüfmethode zur Signifikanzbewertung für den Rotmilan vollzugsfähig vor, sodass sie somit bundesweit in den Genehmigungsverfahren anwendbar wäre. Die Probabilistik mit dem RKR-Modell muss nun zügig in das BNatSchG aufgenommen werden.\r\nNorm\r\nBNatSchG\r\n20 von 38\r\n5.3 Ausweitung von bundeseinheitlichen Vorgaben im Artenschutz\r\nNutzen\r\nRechtssicherheit für Behörden und Projektierungsunternehmen\r\nKontext\r\nNachdem der Bund im Jahr 2022 das Tötungsverbot (§ 44 Abs. 1 Nr. 1 BNatSchG) in Bezug auf WEA und kollisionsgefährdete Brutvögel in § 45b Absatz. 1-6 BNatSchG geregelt und – entsprechend den Vorgaben des Bundesverfassungsgerichts (BVerfG) – standardisiert hat, bedarf es dringend vergleichbarer bundeseinheitlicher Vorgaben auch hinsichtlich des Störungs- und Zerstörungsverbots (§ 44 Abs. 1 Nr. 2 & Nr. 3 BNatSchG). Warum? In Bezug auf das Störungs- und Zerstörungsverbot besteht erhebliche Unsicherheit in der Genehmigungspraxis, weshalb Naturschutzbehörden mitunter eine „nicht auszuschließende“ Verletzung der Störungs- oder Zerstörungsverbots in den Raum stellen und damit teilweise die bundeseinheitliche Standardisierung des Tötungs- und Verletzungsverbots konterkarieren, indem sie an neuer Stelle Planungs- und Rechtsunsicherheit schaffen.\r\nDie Standardisierung des Tötungs- und Verletzungsverbots hat die Rechtssicherheit von Genehmigungsverfahren deutlich verbessert und damit entbürokratisiert und beschleunigt. Gleiches wäre für das Störungs- und Zerstörungsverbot wünschenswert.\r\nVorschlag\r\nDies zeigt: Es bestehen erhebliche Unsicherheiten und daher ein dringender Bedarf für eine umfassende, einheitliche und konkrete gesetzliche Maßstabsbildung, die Behörden und Projektierenden Rechtssicherheit gibt und entlastet. Ein solcher bundeseinheitlicher Maßstab wird auch beim Fledermausschutz benötigt, um rechtliche und faktische Unsicherheiten auszuräumen und die Genehmigungsverfahren rechtssicher zu gestalten.\r\nNorm\r\nBundesnaturschutzgesetz (BNatSchG)\r\n5.4 Erleichterung des Repowerings\r\nNutzen\r\nDeutlich höhere Produktion erneuerbaren Stroms, ohne die Gesamtanzahl der Windenergieanlagen deutlich zu erhöhen.\r\nKontext\r\nBeim Repowering werden alte Windenergieanlagen durch leistungsfähigere Anlagen ersetzt. Dadurch steigt die Stromerzeugung von Windparks mit weniger Windkraftanlagen als zuvor.\r\nDurch das vorzeitige Ende der Bundesregierung und ihrer parlamentarischen Mehrheit ist die am 04. September 2024 vom Bundeskabinett beschlossene Novelle des Baugesetzbuchs (BauGB) und damit auch die Bestrebung, bestehende bauplanungsrechtliche Hemmnisse für das Repowering zu beseitigen, zum Erliegen gekommen.\r\nVorschlag\r\nEs sind insbesondere Anpassungen im BauGB bei der Anwendung der Repowering-Vorschriften notwendig.\r\nIm Falle des § 245e Absatz 3 BauGB steht die Sonderregelung unter dem Vorbehalt, dass die “Grundzüge der Planung” durch die Zulassung des Repowering-Vorhabens nicht berührt werden dürfen. Die Auslegung dieses unbestimmten Rechtsbegriffs sorgt in der Praxis weiterhin für erhebliche Rechtsunsicherheit und verhindert die Realisierung zahlreicher\r\n21 von 38\r\nRepowering-Vorhaben außerhalb von Windenergiegebieten. Die Voraussetzung, dass die Grundzüge der Planung nicht berührt werden dürfen, sollte daher gestrichen werden.\r\nZudem ist aus Sicht des BWE die Definition des Repowerings im BauGB anzupassen. Die neue Abstandsregelung von 5H Abstand zur Altanlage sowie die Zeitvorgabe von 48 Monaten im § 16 BImSchG sollten unbedingt auch auf die bauplanungsrechtlichen Erleichterungen Anwendung finden. Hierdurch wird ein Gleichlauf des BauGB mit dem jüngst novellierten BImSchG dauerhaft gesichert und dem drängenden Ausbaubedarf weiter Rechnung getragen.\r\nNorm\r\nBaugesetzbuch (BauGB)\r\nEmpfehlung\r\nDer Gesetzentwurf zur BauGB-Novelle war fachlich sehr ausgereift und befand sich im Herbst 2024 bereits im parlamentarischen Verfahren. Die neue Bundesregierung sollte den Gesetzgebungsprozess rasch wieder aufnehmen und zum Abschluss bringen.\r\n5.5 Digitalisierung von Genehmigungsverfahren\r\nNutzen\r\nEntlastung der Behörden durch ein standardisiertes, digitales Antragssystem\r\nKontext\r\nMit der Novelle des BImSchG im Juni 20211 wurden erstmals verbindliche Vorgaben zur elektronischen Antragstellung eingeführt. Diese Neuerung bietet eine vielversprechende Chance, die Antragstellung und -bearbeitung deutlich zu erleichtern.\r\nVorschlag\r\nGenehmigungsbehörden können also wirksam entlastet werden, wenn Bund und Länder ein einheitliches und standardisiertes digitales Antragssystem bereitstellen. Das bereits bestehende ELiA-System könnte hierfür als Grundlage dienen.\r\nFür eine größtmögliche Effizienz und Entlastung im Rahmen der Modernisierung der öffentlichen Verwaltung sollte neben der Antragstellung das gesamte Genehmigungsverfahren digitalisiert werden. Derzeit entstehen in den Verfahren häufig umfangreiche Aktenordner voller Genehmigungsunterlagen, die durch eine vollständige Digitalisierung vermieden werden könnten.\r\nDabei sollten auch die Träger öffentlicher Belange über eine zentrale, gemeinsame Plattform eingebunden werden. Auf einer solchen Plattform könnten Antragsteller*innen und Behörden Stellungnahmen einsehen, Dokumente wie Gutachten hochladen und alle relevanten Unterlagen übersichtlich und jederzeit verfügbar abrufen. Zusätzlich ließen sich durch eine digitale Plattform Bearbeitungszeiten verkürzen, da Anfragen und Dokumente ohne Verzögerung bereitgestellt werden könnten. Auch die Einhaltung von Fristen würde durch eine transparente Übersicht erleichtert. So würde das Genehmigungsverfahren nicht nur schneller, sondern auch strukturierter und nutzerfreundlicher gestaltet.\r\nNorm\r\nBundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) und Verwaltungsverfahrensgesetz (VwVfG)\r\n1 Bundestag (2024): Gesetz zur Verbesserung des Klimaschutzes beim Immissionsschutz, zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung von EU-Recht – LINK.\r\n22 von 38\r\n5.6 Entlastungen bei Großraum- und Schwerlasttransporten\r\nNutzen\r\nSchnellerer Transport der Windenergieanlagen zu den jeweiligen Standorten durch eine Entbürokratisierung und Harmonisierung von Vorschriften\r\nKontext\r\nWindenergieanlagen bestehen aus großen, unteilbaren Komponenten wie Rotorblättern, die nur mit Hilfe von Sondertransporten zu den jeweiligen Baustellen transportiert werden können. Eine reibungslose Durchführung von Großraum- und Schwerlasttransporten (GST) ist daher ein Schlüsselfaktor für den schnellen Ausbau der Windenergie. Um das Ziel eines jährlichen Zubaus von 10 GW in Deutschland zu erreichen, sind rund 30.000 GST/Jahr erforderlich.\r\nDerzeit wird der Prozess durch eine komplizierte und uneinheitliche Antrags- und Genehmigungspraxis erschwert. Unterschiedliche Regelungen in den Bundesländern führen zu vermeidbaren Verzögerungen und höheren Kosten.\r\nVorschlag\r\nEine umfassende Entbürokratisierung und Harmonisierung der Vorschriften sind daher unerlässlich, um den Ausbau der Windenergie effizienter zu gestalten. Ein wichtiger Schritt war die Novellierung der Verwaltungsvorschrift zur Straßenverkehrsordnung (VwV-StVO) im Dezember 2024. Nun ist es dringend erforderlich, auch die Richtlinien für Großraum- und Schwertransporte (RGST) aus dem Jahr 2013 zu überarbeiten. Dieses zentrale Regelwerk definiert die Vorgaben für die Antragstellung, Antragsprüfung und die Gestaltung der Genehmigungsbescheide und muss an die aktuellen Herausforderungen angepasst werden.\r\nDarüber hinaus braucht es ein durchgehend digitales Genehmigungsverfahren, eine personelle Verstärkung der zuständigen Behörden sowie verständlich formulierte GST-Bescheide. Diese Maßnahmen würden die Abläufe erheblich vereinfachen und den Ausbau der Windenergie spürbar beschleunigen.\r\nNorm\r\nRichtlinien für Großraum- und Schwertransporte (RGST)\r\n5.7 Umsetzungsleitfaden zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung\r\nNutzen\r\nVerringerung des Verwaltungsaufwandes der Netzbetreiber, die derzeit Einzelberechnungen und Einzelrückerstattungen durchführen müssen.\r\nKontext\r\nAm 31. Dezember 2024 ist die Frist zur Ausstattung von Windenergieanlagen (WEA) mit einem System zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung (BNK) ausgelaufen. Alle etwa 16.000 Bestandsanlagen mussten demnach bis zum 1. Januar 2025 ein solches System installiert und in Betrieb genommen haben (§ 9 Abs. 8 EEG 2023). Dies gilt auch für Neuanlagen, die ab dem 1. Januar 2025 in Betrieb gehen. Problematisch ist hier jedoch, dass die Inbetriebnahme des BNK-Systems eine Inbetriebnahme der Anlage voraussetzt. Dies stellt jedoch einen Verstoß nach § 9 Abs. 8 EEG dar. Das Gesetz enthält also einige Regelungslücken, die es zu schließen gilt, damit Betreiber nachweisen können, dass sie alles Notwendige unternommen haben, damit der Betrieb der BNK-Technologie fristgerecht aufgenommen werden kann. Ohne eine solche Klarstellung droht vielen Betreibern eine unverschuldete Pönalisierung nach § 52 EEG. Die daraus resultierenden Erlöseinbußen fehlen dann für dringend notwendige Investitionen in den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien.\r\n23 von 38\r\nVorschlag\r\nUm eine unverschuldete Pönalisierung von Anlagenbetreibern zu verhindern, schlägt der BWE eine Anpassung des EEG vor. Als geeigneter Nachweis für die funktionsfähige Installation der BNK sollten nur diejenigen Schritte gelten, die im Einflussbereich des Anlagenbetreibers für die Zulassung der bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung liegen. Neuanlagen sollen darüber hinaus auch ohne BNK-System in Betrieb gehen dürfen, wenn die Betreiber dieses unverzüglich nach abschließender behördlicher Genehmigung in Betrieb nehmen.\r\nNorm\r\nEEG\r\n5.8 Umgang mit bebauten Flächen im Erbfall\r\nNutzen\r\nKeine Verteuerung und Verzögerung der Flächenbereitstellung\r\nKontext\r\nZu Lebzeiten sehen sich Eigentümer*innen von Flächen mit Erneuerbaren-Energien-Anlagen mit dem Szenario konfrontiert, ihre Erben im Erbfall mit erheblichen Steuerverbindlichkeiten zu belasten. Daher zögern sie unserer Beobachtung nach daher immer häufiger, ihre Flächen einem Projektierer im Rahmen eines Nutzungsvertrages für Erneuerbare Energien zur Verfügung zu stellen. Diese erhöhten Steuern im Erb- oder Schenkungsfall bei landwirtschaftlichen Flächen, die mit Windenergieanlagen bebaut sind, resultieren aus dem gemeinsamen Erlass der obersten Finanzbehörden der Länder „Bewertung von Grundstücken mit Windkraftanlagen (…); Bestimmung des Bodenwertes gem. § 179 BewG“. Dieser führt unter anderem dazu, dass Steuern im Erb- oder Schenkungsfall erheblich viel höher sind, da auch keine Freibeträge zur Anwendung kommen. Neben dem Zögern der Flächeneigentümer*innen beobachten wir jedoch auch eine Reihe von juristischen Lösungen, die das skizzierte Drohszenario mindern sollen. Alle diese Lösungen aus der Praxis führen zu bürokratischem Mehraufwand und zu einer Verteuerung der Projekte.\r\nVorschlag\r\nUm dies zu verhindern und die Energiewende weiterhin entschlossen voranzutreiben, regen wir an, das Bewertungsgesetz in den §§ 158, 159 und 160 dahingehend zu ändern, dass auch Flächen, die mit Windenergieanlagen bebaut sind, im Erbfall oder bei Abwicklung des Betriebs weiterhin dem land- und forstwirtschaftlichen Vermögen zugeordnet werden dürfen.\r\nNorm\r\nBewertungsgesetz\r\n24 von 38\r\n6 Kontinuierlicher Netzausbau bei gleichzeitiger Kosteneffizienz 6.1 Ertüchtigung und Ausbau der Verteilnetze ............................................................................................. 25 6.2 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten .......................................................................................... 25 6.3 Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussprozesses ....................................................... 26 6.4 Freileitungen statt Erdkabel ..................................................................................................................... 27\r\n25 von 38\r\n6.1 Ertüchtigung und Ausbau der Verteilnetze\r\nNutzen\r\nEntlastung des Netzausbaus durch eine unbürokratische Ertüchtigung der Verteilnetze\r\nKontext\r\nEine beschleunigte Entwicklung der Verteilnetze ist essenziell, um Deutschlands Energieversorgung zu sichern und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Da der Großteil der Erneuerbaren-Energien-Anlagen und Batteriespeicher auf Verteilnetzebene angeschlossen werden, stehen diese Netze vor enormen Herausforderungen: Schon jetzt muss die bisher zentralisierte Netzstruktur dezentralen Anforderungen gerecht werden, indem zahlreiche Erzeugungs- und Speicheranlagen integriert und steuerbar gemacht werden.\r\nVorschlag\r\nDie Engpässe in den Verteilnetzen gefährden die Versorgungssicherheit, weshalb der Netzausbau dringend vereinfacht und beschleunigt werden muss. Maßnahmen wie die Anwendung des überragenden öffentlichen Interesses auf Verteilnetze, die Anhebung der UVP-Schwellenwerte und reduzierte Verwaltungsaufgaben können die notwendige Ertüchtigung der Verteilnetze sicherstellen.\r\nNorm\r\nEnWG, UVPG\r\n6.2 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten\r\nNutzen\r\nEffiziente Nutzung der bestehenden Netzinfrastruktur und Beitrag zur Dämpfung der Netzentgelte\r\nKontext\r\nDer schleppende Netzausbau bremst die Energiewende zunehmend aus. Die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP) bietet allerdings eine kostengünstige und schnell umsetzbare Lösung, bis der Netzausbau erfolgt ist. Erneuerbare-Energien-Anlagen sind über NVP an das Stromnetz angeschlossen. NVP sind in der Regel darauf ausgelegt, 100 Prozent der theoretischen Einspeiseleistung der angeschlossenen Anlagen in das Stromnetz einzuspeisen. Dabei zeigt eine im April 2024 veröffentlichte Studie des BEE, dass die volatile Einspeisung durch Wind- und insbesondere PV-Anlagen mit einer geringen durchschnittlichen Auslastung der NVP von unter 50 Prozent einhergeht. Dementsprechend ist es technisch möglich, mehr Leistung an einen NVP anzuschließen, als dieser theoretisch in das Stromnetz einspeisen kann. Diese Überbauung von NVP wird von den meisten Netzbetreibern unverständlicherweise abgelehnt.\r\nAm 29. Januar 2025 verabschiedete der Bundestag mit den Stimmen der Bundestagsfraktionen von SPD, Bündnis 90/Die Grünen und CDU/CSU Änderungen des EEG, welche den rechtssicheren Rahmen für die NVP-Überbauung schaffen.\r\nWir begrüßen die parteiübergreifende Kooperation, die der Energiewende einen neuen Schub geben kann. Damit ist ein wichtiger Schritt zur kosteneffizienten Nutzung der bestehenden Netzinfrastruktur und der technologieübergreifenden Überbauung von Netzverknüpfungspunkten getan.\r\nVorschlag\r\nDie im Bundestag mitbeschlossene Gesetzesbegründung macht deutlich, dass der Gesetzgeber den Rahmen für technologieübergreifende Überbauungsprojekte schaffen will. Die EE-Branche hat sich das klare Ziel gesetzt, diese Gelegenheit zu nutzen und\r\n26 von 38\r\nmöglichst viele Überbauungsprojekte auf den Weg zu bringen. Um dieses gemeinsame Ziel zu verwirklichen, bedarf es allerdings noch einer entscheidenden Änderung: Die Novelle des EEG kann ihr volles Potenzial zur Entlastung des Netzausbaus und zur Dämpfung der Netzentgelte nur dann entfalten, wenn aus der Option, flexible Netzanschlussverträge zu schließen, ein grundsätzliches Recht der Anlagenbetreiber wird, NVP zu überbauen. Dies ist technisch sicher und sollte daher nur in begründeten Ausnahmefällen abgelehnt werden können. So stellt der Gesetzgeber sicher, dass Überbauungsprojekte nicht am fehlenden Willen einiger Netzbetreiber scheitern.\r\nNorm\r\nEEG, EnWG\r\n6.3 Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussprozesses\r\nNutzen\r\nEntbürokratisierung des Netzanschlussverfahrens und Entlastung aller beteiligten Akteure\r\nKontext\r\nDer Netzanschluss von Windenergieanlagen wird nicht nur durch den schleppenden Netzausbau, sondern auch durch einen Flickenteppich von aufwändigen Netzanschlussverfahren verzögert. Deutschlandweit projektierende Unternehmen müssen die Technischen Anschlussbedingungen (TAR) und Prozessabläufe von etwa 900 Verteilnetzbetreibern beachten. Daher sollten die Netzanschlussverfahren durch mehr Standardisierung, Automatisierung und Digitalisierung entbürokratisiert und beschleunigt werden.\r\nVorschlag\r\nDer im November 2024 beschlossene Kabinettsbeschluss zu einer EnWG-Novelle sah die Einführung entsprechender Verbesserungen vor: Die Digitalisierung des Netzanschlussprozesses, eine unverbindliche Netzanschlussauskunft sowie einen Reservierungsmechanismus für Netzanschlusskapazität. Diese Netzanschlussbeschleuniger gilt es nun schnellstmöglich im künftigen Bundestag zu beschließen.\r\nDer digitale und für alle Verteilnetzbetreiber (VNB) weitestmöglich standardisierte Netzanschlussprozess beschleunigt und entbürokratisiert das langwierige Netzanschlussverfahren. Die digitale und unverbindliche Netzanschlussauskunft wiederum erhöht die Transparenz der Netzdaten. Dadurch können Projektierer ihre Netzanschlussbegehren auf aussichtsreiche Standorte mit verfügbaren Netzanschlusskapazitäten fokussieren. Diese Netztransparenz ist auch für das Gelingen der NVP-Überbauung essenziell. Letztlich kann der bundeseinheitliche Reservierungsmechanismus für Netzanschlusskapazität Planungssicherheit schaffen und Prozesse beschleunigen. Die zeitlich begrenzte und technologiespezifische Reservierung von Netzanschlusskapazität würde an den Nachweis von Projektfortschritten geknüpft, sodass Netzbetreiber wesentlich entlastet werden. Durch diese prozessualen Kosteneinsparungen können auch die Stromgestehungskosten gedämpft werden.\r\nNorm\r\nEnWG\r\nEmpfehlung\r\nRascher Beschluss der im EnWG-Gesetzentwurf vorliegenden Regelung.\r\n27 von 38\r\n6.4 Freileitungen statt Erdkabel\r\nNutzen\r\nDeutliche Kostenersparnis beim Ausbau der Netze\r\nKontext\r\n2015 wurde der Erdkabelvorrang für Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ-Leitungen) eingeführt, um die Akzeptanz des Netzausbaus zu steigern. Spätestens seit dem Angriffskrieg auf die Ukraine ist die Energiewende und die damit einhergehende Energiesicherheit in der Mitte der Bevölkerung angekommen.\r\nVorschlag\r\nEs ist die Erkenntnis gereift, dass steigende Netzentgelte und Strompreise womöglich eine größere Akzeptanzhürde darstellen als der Bau von Freileitungen. Daher lohnt es sich, erneut über den Erdkabelvorrang zu diskutieren. Freileitungen sind in der Regel schneller umzusetzen, einfacher zu warten und um ein Vielfaches kostengünstiger. Mehrere Übertragungsnetzbetreiber beziffern die potenzielle Kosteneinsparung allein bei drei HGÜ-Projekten auf 20 Milliarden Euro. Die gesetzliche Priorisierung von Erdkabeln sollte durch freie Wahlmöglichkeiten der Netzbetreiber ersetzt werden. Der entbürokratisierte Netzausbau kann so zur Senkung der Netzentgelte und Strompreise beitragen.\r\n28 von 38\r\n7 Ausweitung der regionalen Wertschöpfung 7.1 Energy Sharing ............................................................................................................................................. 29 7.2 Vereinfachung bei § 6 EEG .......................................................................................................................... 30 7.3 Transparenz bei der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie ................................................... 30 7.4 Harmonisierung der Landes-Beteiligungsgesetze ...................................................................................... 31 7.5 Erleichterungen bei der Prospektpflicht..................................................................................................... 31\r\n29 von 38\r\n7.1 Energy Sharing\r\nNutzen\r\nDurch eine gerechte Beteiligung, transparente Regelungen und finanzielle Vorteile kann die Bevölkerung unmittelbar von Windparks und der Energiewende als Ganzes profitieren.\r\nKontext\r\nEnergy Sharing bietet eine einzigartige Chance, Bürgerinnen und Bürger aktiv in die Energiewende einzubeziehen und gleichzeitig die Wertschöpfung vor Ort zu stärken. Es ist nicht nur ein entscheidender Faktor für die Wertschöpfung des dringend benötigten Windenergieausbaus, sondern auch eine rechtliche Verpflichtung, die Deutschland bisher nicht erfüllt hat. Die Europäische Strombinnenmarktrichtlinie legt in Artikel 15a klar fest, dass die Mitgliedstaaten allen Haushalten, kleinen und mittleren Unternehmen sowie öffentlichen Einrichtungen das Recht einräumen müssen, sich diskriminierungsfrei an der Nutzung Erneuerbarer Energien zu beteiligen. Diese Regelung hätte bereits bis Mitte 2021 in nationales Recht umgesetzt werden müssen. Deutschland hat diese Frist verstreichen lassen und somit die Chance verpasst, eine Vorreiterrolle einzunehmen.\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) präsentierte dazu im Rahmen der Verbändeanhörungen zur EEG/EnWG-Novelle im Oktober 2024 einen Vorschlag, der die gemeinsame Nutzung von Energie ab Juni 2026 innerhalb eines Bilanzierungsgebiets und ab Juni 2028 auch in angrenzenden Bilanzierungsgebieten ermöglichen sollte. Doch die Verabschiedung scheiterte aufgrund der Regierungsauflösung. Zudem bot der vorgelegte regulatorische Entwurf kaum Umsetzungsmöglichkeit für Windenergieprojekte, wodurch das Potenzial für eine gerechte und effektive Umsetzung von Energy Sharing weiterhin ungenutzt bleibt.\r\nVorschlag\r\nWir haben jetzt die Möglichkeit, nicht nur die Versäumnisse der Vergangenheit auszugleichen, sondern mit ambitionierten Maßnahmen die Grundlage für eine gerechte und nachhaltige Energiezukunft zu schaffen. Ein wirksames Energy-Sharing-Gesetz kann die Senkung der Energiekosten vor Ort vorantreiben, indem es finanzielle Entlastungen bei Netzentgelten, Umlagen und Steuern ermöglicht, was nicht nur die Akzeptanz der Energiewende erhöht, sondern auch Haushalte und Unternehmen unmittelbar entlastet. Gleichzeitig kann eine stärkere regionale Wertschöpfung erreicht werden, indem neben den Miteigentümern von Bürgerenergieprojekten auch Anwohner*innen im näheren Umkreis von den EE-Anlagen profitieren. Eine geografische Begrenzung mit einem zweistelligen Kilometer-Radius rund um die Anlagen würde die gerechte Teilhabe sicherstellen und die Akzeptanz vor Ort fördern. Ein solcher Ansatz kann den administrativen Aufwand erheblich reduzieren und so auch Behörden entlasten, da geografische Begrenzungen einfacher umzusetzen wären als komplexere Regelungen auf Basis von Netzbilanzierungsgebieten. Darüber hinaus trägt Energy Sharing durch die lokale Nutzung Erneuerbarer Energien zur Versorgungssicherheit bei, indem es die Abhängigkeit von zentralen Energiequellen verringert, Übertragungsverluste mindert und regionale Stromnetze stabilisiert.\r\nEin zukunftsweisendes Gesetz muss außerdem sicherstellen, dass alle relevanten Akteure in den Prozess eingebunden werden. Es wäre ein Fehler, größere Betreiber, Direktvermarkter oder Grünstromhändler von der Teilnahme auszuschließen. Die bisher diskutierte Einschränkung, Energy Sharing nur als „Nebenaktivität“ zuzulassen, würde jene benachteiligen, die sich seit Jahren für die Energiewende engagieren, und die Effizienz und Breitenwirkung des Modells erheblich mindern. Stattdessen sollten möglichst viele Akteure\r\n30 von 38\r\neingebunden werden, um den Markt für Erneuerbare Energien zu stärken und das Potenzial von Energy Sharing voll auszuschöpfen.\r\nNorm\r\nEnWG\r\n7.2 Vereinfachung bei § 6 EEG\r\nNutzen\r\nTransparente und sachgerechte Umsetzung der kommunalen Beteiligung\r\nKontext\r\nDie bisherige Rechtslage des § 6 EEG basiert auf hypothetischen Einspeisemengen und führt zu Unsicherheiten.\r\nVorschlag\r\nDeshalb steht der BWE für die Streichung der fiktiven Strommengenregelungen aus § 6 EEG, wie sie bereits im Referentenentwurf der EnWG-EEG-Novelle vom Oktober 2024 vorgeschlagen wurde. Mit der Begrenzung auf tatsächlich eingespeiste Strommengen und einem Angebot von 0,2 ct wird eine transparente und sachgerechte Lösung geschaffen. Dies erhöht die Planbarkeit für Betreiber und Kommunen und fördert zugleich die Effizienz des Marktes.\r\nNorm\r\nEEG\r\nEmpfehlung\r\nRegelungsentwurf lag in der EnWG-/EEG-Novelle bereits vor und kann unmittelbar umgesetzt werden.\r\n7.3 Transparenz bei der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie\r\nNutzen\r\nSichtbarmachung der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie\r\nKontext\r\nRegionale Wertschöpfung ist ein Kernanliegen der Onshore-Windenergie. § 6 des EEG ermöglicht es Standortkommunen, von den Stromerträgen aus Windenergieanlagen zu profitieren. Immer mehr Kommunen können dadurch in Erneuerbare-Energien-Projekte eingebunden werden und unmittelbar vom Fortschritt der Energiewende profitieren. Seit 2023 gilt dies nicht nur für Neuprojekte, sondern auch für Bestandsanlagen. Allerdings bleiben die geleisteten Zahlungen bisher weitgehend unsichtbar.\r\nVorschlag\r\nDaher schlagen wir vor, dass Kommunen die erhaltenen Beiträge transparent machen, um den finanziellen Beitrag der Windenergie zu kommunalen Haushalten sichtbar zu machen. Für ein umfassendes und informatives Gesamtbild, das sowohl für Kommunen als auch für die Menschen vor Ort und die Branche von Bedeutung ist, sollten die Zahlungen vor Ort in geeigneter Weise veröffentlicht werden.\r\nNorm\r\nEEG\r\n31 von 38\r\n7.4 Harmonisierung der Landes-Beteiligungsgesetze\r\nNutzen\r\nErleichterung der Beteiligungspraxis\r\nKontext\r\nDie Beteiligung von Kommunen und Anwohner*innen hat in der Windenergiebranche eine lange Tradition und wird vielerorts unabhängig von Landesbeteiligungsgesetzen umgesetzt.\r\nVorschlag\r\nDa immer mehr Bundesländer eigene Regelungen einführen, spricht sich der BWE für einen einheitlichen, übergeordneten Rahmen aus, um einen Flickenteppich zu vermeiden. Ein flexibles Angebotsspektrum ist dabei entscheidend, um im Rahmen der Vorhabenmöglichkeiten den individuellen Bedürfnissen der Kommunen und Anwohner*innen in den verschiedenen Bundesländern gerecht zu werden. Dabei sollte ein Rahmen für die Kosten enthalten sein, um Transparenz und Vergleichbarkeit sicherzustellen.\r\nNorm\r\nEEG\r\nEmpfehlung\r\nPrüfung und Weiterentwicklung des im Herbst vorgelegten Regelungsvorschlags in der EnWG-/EEG-Novelle\r\n7.5 Erleichterungen bei der Prospektpflicht\r\nNutzen\r\nUnser Anliegen ist es, dass es auch in Zukunft in Deutschland ein breites Spektrum an Akteuren und Projektgrößen gibt. Dazu gehören auch kleinere Projekte von Bürgerenergiegesellschaften.\r\nKontext\r\nDie Prospektpflicht, die für die öffentliche Kapitalaufnahme erforderlich ist, stellt für diese Vorhaben eine erhebliche Hürde dar. Diese Vorschrift verlangt einen genehmigten Verkaufsprospekt der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht, was aufwändig und kostspielig ist. Besonders für kleinere Projekte im Bereich der Erneuerbaren Energien ist dies eine kaum zu bewältigende Belastung, die den Fortschritt der Energiewende bremsen kann.\r\nVorschlag\r\nVorschlag zu Änderungen des Vermögensanlagengesetzes:\r\n•\r\nBefreiung von BEG (§ 3 Nr. 15 EEG) von der Prospektpflicht.\r\n•\r\nErhöhung des Verkaufspreises für Vermögensanlagen auf 400.000 Euro.\r\n•\r\nAnhebung des Schwarmfinanzierungsvolumens auf 8 Millionen Euro.\r\nZiel soll sein, eine rechtliche Grundlage zu schaffen, die einerseits den Anlegerschutz gewährleistet, andererseits aber bürgernahe und lokal verankerte Projektplanung im Bereich EE entlastet.\r\nNorm\r\nVermögensanlagengesetz\r\n32 von 38\r\n8 Das Potenzial der Offshore-Windenergie\r\nMit fachlicher Unterstützung\r\ndes Bundesverbandes Windenergie Offshore e.V. sowie der Stiftung Offshore-Windenergie\r\n8.1 Energiepolitische- und regulatorische Maßnahmen ................................................................................. 33\r\n8.2 Kosten- und ressourceneffizienter Ausbau durch optimierte Planung .................................................... 35\r\n8.3 Industrie- und finanzpolitische Maßnahmen ............................................................................................. 36\r\n8.4 Maßnahmen zur Erhöhung der Sicherheit für Mitarbeitende .................................................................. 37\r\n8.5 Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit ............................................................................ 37\r\n33 von 38\r\n8.1 Energiepolitische- und regulatorische Maßnahmen\r\n8.1.1 Offshore-Ausschreibungsdesign reformieren\r\nNutzen\r\nHöhere Realisierungswahrscheinlichkeit, bessere Refinanzierungsbedingungen und damit niedrigere Investitionskosten für Projekte, niedrigere Strompreise für Wirtschaft und Industrie, Entlastung der Lieferkette, Anreiz europäischer Wertschöpfung, Stärkung der Innovationskraft.\r\nKontext\r\nDas auf staatliche Erlösmaximierung ausgelegte Ausschreibungsdesign für Offshore-Windflächen begünstigt risikoreiches Bieterverhalten finanzstarker Investoren. Geringe Pönalen sowie unsicherere Wirtschaftlichkeitsprognosen verringern die Realisierungswahrscheinlichkeit von Projekten. Hohe Gebotssummen lassen sich fast nur über höhere Preise langfristiger Stromabnahmeverträge für Industrie und Wirtschaft, über Druck auf die Lieferkette oder über ein Ausweichen auf günstigere, möglicherweise staatlich subventionierte nichteuropäische Komponenten refinanzieren. Der dämpfende Einfluss der Auktionserlöse auf die steigende Offshore-Netzumlage dürfte gering ausfallen. Die EU-Kommission forderte 2023 eine Prüfung ungedeckelter Auktionen – Deutschland hat darauf nicht reagiert. Die Rechtsvorschriften für die zeitliche Realisierung von Offshore-Windparks gefährden die Investitionssicherheit der Projekte und müssen angepasst werden.\r\nVorschlag\r\nDie Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes und des Offshore-Ausschreibungsdesigns ist notwendig. Anpassungen sollten möglichst in Abstimmung mit den europäischen Partnern erfolgen. Mit der Umsetzung des Net Zero Industry Acts der EU in Deutschland sollten sinnvolle Präqualifikations- und qualitative Kriterien eingeführt werden. So kann der Fokus auf Auktionserlöse reduziert werden. Alternative Fördermechanismen wie beidseitige Differenzverträge sollten auf Basis der Erfahrungen anderer entwickelter Offshore-Windmärkte geprüft werden. Den Entwicklern von Offshore-Windparks sollten nach ihrem verbindlichen Netzanschlusstermin deutlich mehr als sechs Monate Zeit gegeben werden, um die Betriebsbereitschaft ihrer Windenergieanlagen nachzuweisen.\r\nNorm\r\nWindenergie-auf-See-Gesetz\r\n8.1.2 Akteursvielfalt durch 1-GW-Flächen stärken\r\nNutzen\r\nFörderung von Wettbewerb, Akteursvielfalt und Effizienz.\r\nKontext\r\nDer bisherige Fokus auf 2-GW-Flächen hat die Teilnahmemöglichkeiten für kleinere Unternehmen und Konsortien eingeschränkt. Der Flächenentwicklungsplan 2025 sieht nun auch Flächen mit 1 GW oder weniger vor.\r\nVorschlag\r\nAuch künftig sollten 1-GW-Flächen ausgeschrieben werden, um Akteursvielfalt und Wettbewerb zu stärken – in Verbindung mit einem Bieterlimit, das jedem Bieter nur den Zuschlag für eine Fläche pro Auktion erlaubt.\r\n34 von 38\r\n8.1.3 Hybride Interkonnektoren als Wegbereiter für regionale Offshore-Vernetzung\r\nNutzen\r\nFlexiblere Integration der Offshore-Windenergie in das europäische Stromsystem.\r\nKontext\r\nHybride Interkonnektoren erhöhen die Kapazitäten für den internationalen Stromtransport und senken Stromkosten.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte auf ein investitionssicheres EU-Marktdesign und die Beseitigung struktureller Nachteile für PPA aus Offshore-Gebotszonen hinarbeiten.\r\n8.1.4 Offshore-Elektrolyse-Hubs nutzen\r\nNutzen\r\nKostensenkung und bessere Integration der Offshore-Windenergie.\r\nKontext\r\nDie Offshore-Elektrolyse ist bisher in Deutschland noch wenig entwickelt, bietet jedoch insbesondere an küstenfernen Standorten erhebliche Potenziale.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte Pilotprojekte fördern, kombinierte Anschlusskonzepte ermöglichen und die Offshore-Elektrolyse in die Zielvorgaben des WindSeeG aufnehmen.\r\nNorm\r\nWindenergie-auf-See-Gesetz\r\n8.1.5 Weiterbetrieb von Offshore-Windparks ermöglichen\r\nNutzen\r\nEffiziente Nutzung bestehender Infrastruktur und verbesserte Klima- und Umweltbilanz\r\nKontext\r\nAb 2040 laufen die Genehmigungen für die ersten großen Offshore-Windparks aus.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte den koordinierten Weiterbetrieb von Anlagen prüfen und regulatorisch grundsätzlich ermöglichen.\r\n35 von 38\r\n8.2 Kosten- und ressourceneffizienter Ausbau durch optimierte Planung\r\n8.2.1 Flächen effizienter nutzen\r\nNutzen\r\nGeringere Abschattungseffekte und höhere Erträge.\r\nKontext\r\nDie derzeitige Bebauungsdichte erhöht Abschattungseffekte und verringert die Effizienz.\r\nVorschlag\r\nUnter der Voraussetzung, dass die gesetzlichen Ausbauziele bis 2045 erreicht werden, sollte für künftig auszuweisende Flächen eine Reduzierung der Bebauungsdichte geprüft werden.\r\n8.2.2 Abschattungseffekte durch grenzüberschreitende Flächenplanung reduzieren\r\nNutzen\r\nEffizientere Flächennutzung und geringere Umweltbelastung.\r\nKontext\r\nDie Flächenplanung in Nord- und Ostsee erfolgt derzeit überwiegend auf nationaler Ebene und verursacht grenzüberschreitende Effekte.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte eine frühzeitige und transparente Zusammenarbeit mit den Nachbarländern etablieren.\r\n8.2.3 Gespräche mit Dänemark über die Möglichkeit einer radialen Anbindung aufnehmen\r\nNutzen\r\nOptimierung der Offshore-Potenziale durch grenzübergreifende Zusammenarbeit.\r\nKontext\r\nDänemark verfügt über größere Flächen, die für die Offshore-Windenergie geeignet sind. Würden diese Flächen mit Offshore-Windparks bebaut und an das deutsche Stromnetz angeschlossen, könnten Abschattungseffekte und Stromgestehungskosten reduziert und Erträge optimiert werden.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte mit dem Nachbarland Dänemark die Möglichkeit radialer Anbindungen einzelner Flächen prüfen.\r\n36 von 38\r\n8.3 Industrie- und finanzpolitische Maßnahmen\r\n8.3.1 Lieferketten stärken durch geeignete Rahmenbedingungen für Investitionen und Finanzierung\r\nNutzen\r\nEin höherer Anteil deutscher und europäischer Wertschöpfung. Schaffung von Arbeitsplätzen. Auslösen von Investitionen. Re-Industrialisierung. Sicherung von Know-how in einem Hochtechnologiesektor.\r\nKontext\r\nDie Offshore-Windindustrie und ihre maritime Zulieferkette bieten ein enormes Wertschöpfungspotenzial. Um dieses auszuschöpfen, müssen zentrale Herausforderungen angegangen werden. Dazu gehören Investitionen in neue Fertigungskapazitäten, die Vorabfinanzierung von Projekten, Vertragserfüllungsbürgschaften und Betriebskapital.\r\nOffshore-Windprojekte erfordern Investitionen von mehreren hundert Millionen bis zu mehreren Milliarden Euro. Die oft mittelständisch geprägte Zulieferkette kann das allein nicht stemmen. Maßgeschneiderte Finanzierungsinstrumente – jedoch keine Subventionen – sind nötig.\r\nZudem muss der globale Wettbewerb fair bleiben. Ein Level-Playing-Field ist essenziell. Die Stärkung der heimischen Produktionskapazitäten erhöht zudem die Resilienz gegenüber geopolitischen Risiken.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte den Net-Zero Industry Act der EU zügig umsetzen. Bereits eingeführte Finanzierungsinstrumente für zinsverbilligte Kredite und Bürgschaften sollten zügig angewendet werden. Bestehende Lücken sind zu schließen. Zudem sollten staatliche Bürgschaftsinstrumente und der kommerzielle Bankensektor besser verzahnt werden, um Synergien zu nutzen.\r\n8.3.2 Häfen erweitern und ertüchtigen\r\nNutzen\r\nSicherstellung ausreichender Kapazitäten für den Ausbau der Offshore-Windenergie.\r\nKontext\r\nDie Infrastruktur der deutschen Seehäfen ist derzeit nicht ausreichend ausgebaut.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte die Finanzierung des Hafenausbaus klären und Mittel aus den Auktionseinnahmen für Offshore-Windenergie für den Ausbau und die Ertüchtigung der Seehäfen für Offshore-Windenergie einsetzen.\r\n37 von 38\r\n8.4 Maßnahmen zur Erhöhung der Sicherheit für Mitarbeitende\r\n8.4.1 Küstenferne Rettung ermöglichen\r\nNutzen\r\nVerbesserte Sicherheitsvorkehrungen in küstenfernen Offshore-Gebieten.\r\nKontext\r\nEin einheitlicher Rechtsrahmen für küstenferne Rettung von Mitarbeitenden auf See fehlt bisher.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte gemeinsam mit den betroffenen Bundesländern einen entsprechenden Rechtsrahmen schaffen und die Rettungsinfrastruktur organisieren. Rettungsdienstleistungen sollten staatlich koordiniert und ausgeschrieben werden.\r\n8.5 Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit\r\n8.5.1 Kritische maritime Energieinfrastruktur schützen\r\nNutzen\r\nMehr Versorgungssicherheit als Voraussetzung für die Energiesicherheit. Synergien zwischen Offshore-Windenergie, Sicherheit und Militär.\r\nKontext\r\nDie kritische maritime Energieinfrastruktur muss vor physischen und Cyber-Angriffen geschützt werden. Insbesondere physische Angriffe stellen eine Herausforderung dar, da Offshore-Windparks und ihre Netzverknüpfungssysteme abgelegen sind und verschiedene administrative Ebenen zuständig sind. Ein wirksamer Schutz erfordert gezielte Maßnahmen und eine enge Zusammenarbeit zwischen Staat und Wirtschaft.\r\nVorschlag\r\nDie künftige Bundesregierung sollte die Meeresraumüberwachung durch Sicherheitsbehörden und Marine ausbauen, den rechtlichen Rahmen klären und die EU-Richtlinien NIS-2 und CER zügig umsetzen. Zudem sollte die Kooperation zwischen Betreibern und Behörden gestärkt werden – das Gewaltmonopol bleibt jedoch beim Staat.\r\nNorm\r\nNIS 2 und KRITIS Dachgesetz\r\n38 von 38\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nTitelbild: Adobe Stock 314239910\r\nKapitelbilder: Adobe Stock, Tim Siegert-batcam\r\nKapitelbild Offshore: Stiftung Offshore Windenergie\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Dokument enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartnerin\r\nKristina Hermann\r\nAutor*innen Onshore\r\nGörke, Elisabeth\r\nGrothe, Stefan\r\nHasse, Christina\r\nHermann, Kristina\r\nHermus, Max\r\nDr. Hilger, Janna\r\nKarst, Juliane\r\nLesi, Antigona\r\nLiebe, Luca\r\nMoser-Abt, Mirko\r\nDr. Röhsler, Andreas\r\nRöhrs, Moritz\r\nSchnürpel, Lukas\r\nStengel, Tristan\r\nStötzel, Wolf\r\nAutoren Offshore\r\nMummert, Andreas | Stiftung Offshore-Windenergie\r\nSohn, Hans | BWO\r\nSupport\r\nBackhaus, Kristina\r\nChichowitz, Lisa\r\nScholz, Manuela\r\nBeteiligte Gremien im BWE\r\nGesamtvorstand\r\nAK Energiepolitik\r\nBeirat Kommunikation\r\nJuristischer Beirat\r\nNaturschutzbeirat\r\nDatum\r\n17. Februar 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-02-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015376","regulatoryProjectTitle":"Positionspapier BImSchG-Änderung 20 Meter","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/55/bb/499356/Stellungnahme-Gutachten-SG2503280117.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nLuftverkehrsrechtliche Zustimmung i.R.d. vereinfachten Typenwechsels\r\nVorschlag zur Änderung des §16b Absatz 7 Satz 3 i.V.m. Absatz 8 des\r\nBundes-Immissionsschutzgesetz\r\nMärz 2025\r\n2 von 7\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Problemaufriss ........................................................................................................... 4\r\n3 Lösungsvorschlag ........................................................................................................ 6\r\n4 Folge .......................................................................................................................... 6\r\n3 von 7\r\n1 Einleitung\r\nAm 6. Juni 2024 hat der Bundestag eine Novelle des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG) beschlossen. Es war die umfassendste Novelle dieses Gesetzes seit 30 Jahren und die parlamentarischen Beratungen dazu haben über ein Jahr gedauert. Das novellierte BImSchG hatte insbesondere das Ziel, Genehmigungsverfahren für Erneuerbare-Anlagen zu vereinfachen und zu beschleunigen. Der Umfang und die Detailtiefe der Änderungen waren enorm.\r\nEine der Änderungen bezieht sich auf die Möglichkeit, Änderungsgenehmigungen von Windenergieanlagen (WEA) zu vereinfachen. Dies ist nötig, wenn zum Beispiel nach Genehmigungserteilung nochmal der Anlagentyp gewechselt wird, weil etwa der ursprüngliche Anlagentyp nicht lieferbar ist. Wenn es sich um eine weniger gravierende Änderung handelt, so der Gedanke des Gesetzes, sollte ein geringer Spielraum bei Anlagenhöhe und Standort ermöglicht werden, ohne ein weiteres Mal die Luftfahrbehörde konsultieren zu müssen. Das spart Zeit und schont die Verwaltungsbehörden. Konkret ermöglicht das Gesetz seither, Windenergieanlagen um bis zu 20 Meter zu erhöhen und um bis zu 8 Meter zu verschieben, ohne dass die Luftfahrtbehörde einbezogen werden muss.\r\nEin Dreivierteljahr nach Inkrafttreten kann die Windenergiebranche zu einem Aspekt der Einzelregelung jedoch keine positive Bilanz ziehen. Die ursprünglich als Vereinfachung gedachte Lösung hat in der Praxis nicht die gewünschte Beschleunigung und Entbürokratisierung gebracht, sondern eher zu Verzögerungen geführt. Unsere Mitglieder berichten, dass die zuständigen Luftfahrtbehörden – Bundeswehr und Deutsche Flugsicherung (DFS) – seither einen Kniff anwenden, um für den Fall der Fälle einer potenziellen Änderungsgenehmigung Vorkehrungen zu treffen: Sie reduziert die sogenannte Radarführungsmindesthöhe (MRVA) pauschal um 20 Meter, um damit einer gegebenenfalls eintretenden zusätzlichen Bauhöhe vorzugreifen. Dies führt regelmäßig dazu, dass die ursprünglich beantragten Anträge abgelehnt werden, weil sie dann (potenziell qua Änderungsgenehmigung) in den Radarkorridor hineinragen würden. De facto ist dies aber mit dem beantragten Anlagentyp nicht der Fall.\r\nDie Luftfahrtbehörden berufen sich dabei auf einen „pauschalen Vorsorgegedanken“, der davon ausgeht, dass der Antragsteller jederzeit die vereinfachten Genehmigungen gemäß § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG in Anspruch nehmen könnte und die Windenergieanlage dann in die regulär geltende Bauhöhenbeschränkungen reinragen könnte.\r\nWir müssen daher feststellen, dass in diesem Punkt die tatsächliche Praxis dem ursprünglichen Anliegen einer Vereinfachung und Beschleunigung entgegensteht. Sie führt zu Verzögerungen und finanziellen Nachteilen in den Genehmigungsverfahren. Die großen Vorteile der Novelle insgesamt kehren sich in diesem Einzelpunkt entgegen der ursprünglichen Intention leider ins Gegenteil. Mit den bislang gesammelten Erfahrungen möchten wir hier Abhilfe schaffen. Als Vertreter der Branche sehen wir uns in der Verantwortung, auch in diesem Bereich konstruktive Vorschläge zur Abstimmung zu unterbreiten.\r\nIn diesem Positionspapier ist daher ein Vorschlag enthalten, der vorsieht, dass bei einer Änderungsgenehmigung (§ 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG) wieder eine Zustimmung der Luftfahrtbehörde erforderlich ist, um der etablierten Vorsorge-Logik der Bundeswehr und der Luftfahrtbehörde entgegenzuwirken.\r\n4 von 7\r\n2 Problemaufriss\r\nMit der Bundes-Immissionsschutzgesetz-Novelle aus dem Juni 2024 wurde dem § 16b Absatz 7 Satz 2 Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) ein neuer Satz 3 angehangen. Bei Standortverschiebungen von bis zu 8 Metern, Erhöhungen der Gesamtanlage um bis zu 20 Metern und Verringerungen des Rotordurchlaufs um nicht mehr als 8 Meter wird dort ein reduzierter Prüfungsumfang normiert. Gemäß § 16b Absatz 7 Satz 3 i.V.m. Absatz 8 BImSchG sind im Rahmen einer Änderungsgenehmigung ausschließlich die Standsicherheit sowie die schädlichen Umwelteinwirkungen durch Geräusche und nachteilige Auswirkungen durch Turbulenzen zu prüfen. Typenänderungen, Veränderungen des Betonsockels oder leichte Abweichungen des Standortes kommen in der Projektierungsphase regelmäßig vor, weshalb die getroffenen Regelungen im §16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG prinzipiell begrüßenswert sind, da sie den Genehmigungs- und Prüfaufwand erheblich reduzieren.\r\nUnglücklicherweise führt die dargestellte Änderung nach Berichten unserer Mitglieder immer wieder dazu, dass die zuständigen Luftfahrtbehörden – Bundeswehr und Deutsche Flugsicherung (DFS) – die zulässige Bauhöhe wegen potenzieller Betroffenheit einer sogenannten Radarführungsmindesthöhe (MRVA) pauschal um 20 Meter reduzieren und damit den ursprünglich beantragten Antrag ablehnt. Sie beziehen sich dabei auf den pauschalen Vorsorgegedanken, dass der Antragssteller von der vereinfachten Änderungsgenehmigungen des § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG Gebrauch machen wird und die WEA letztendlich 20 Meter oberhalb der ursprünglich und regulär geltenden Bauhöhenbeschränkung liegt.\r\nGrundsätzlich bedarf die Errichtung von Gebäuden über 100 Metern, so auch moderner WEA, einer Zustimmung nach § 14 Absatz 1 Luftverkehrsgesetz (LuftVG) der zuständigen Luftfahrtbehörde. Die Bundeswehr ist in diesem Zusammenhang zwar nicht zuständige Luftfahrtbehörde gem. § 30 Absatz 2 Satz 4 LuftVG, die Luftfahrtbehörden haben jedoch auch militärische Belange zu berücksichtigen und übernehmen dabei regelmäßig die Voten der Bundeswehr in ihre Zustimmungsentscheidung.\r\nEs gilt zu beachten, dass die luftverkehrsrechtlichen Vorgaben selbstverständlich dauerhaft einzuhalten sind – auch ohne explizite Beteiligung des Luftfahrtbehörde in einem etwaigen Änderungsverfahren. Eine Durchsetzung erfolgt gegebenenfalls im Wege repressiver Maßnahmen (§§ 16, 16a LuftVG).\r\nDie 8 Meter Standortveränderung, die zudem auch über die Änderungsgenehmigung des § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG möglich ist, kann zusätzlich die Prüfbereiche eines Radars oder einer Hubschraubertiefflugstrecke (HTFS) tangieren. Auch hier beziehen sich die Bundeswehr und die DFS auf den Vorsorgegedanken.\r\nBeispiel:\r\nAufgrund der oben genannten Bedenken setzt die Bundeswehr die geltende maximale Bauhöhe von 250 Meter Normalhöhennull (NHN) für die projektierte Fläche auf 230 Meter NHN herab. Dies führt zu einer Ablehnung des ursprünglich beantragten Projekts in einer Bauhöhe von circa 240 m, aufgrund der Bedenken der Bundeswehr oder DFS hinsichtlich einer etwaige folgenden vereinfachten Änderungsgenehmigung nach § 16b Absatz 7 Satz BImSchG ab. Die mögliche nachträgliche Veränderung des Standorts der Anlage um bis zu 8 Meter in alle Richtungen sowie eine Erhöhung der Gesamthöhe um bis zu 20 Meter bezieht die Bundeswehr anlasslos in ihre fachliche Bewertung ein. Dabei lässt sie jedoch außer Acht, dass auch eine solche vereinfachte Änderungsgenehmigung gemäß § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG einen enormen zeitlichen und\r\n5 von 7\r\nfinanziellen Aufwand für den Projektierer darstellt – auch ohne luftfahrtrechtliche Prüfung. Klar ist, dass die pauschale Berücksichtigung der 20 Meter rechtlich nicht haltbar ist, da es eine Abweichung vom Antragsinhalt darstellt, da eine WEA mit einer konkreten Höhe von x Metern, nicht von x + 20 Metern beantragt ist.\r\nAuf die Berücksichtigung – unabhängig von der eigentlich zu prüfenden WEA – einer nach § 16b Abs. 7 Satz 3 BImSchG möglichen Änderungsgenehmigung durch die Luftfahrtbehörde, haben in der Praxis Vorhabenträger verschieden reagiert. Teilweise wird im Rahmen eines Rechtsschutzverfahrens, inzident die Rechtmäßigkeit der verweigerten Zustimmung im Rahmen von Verfahren auf Erlass der begehrten Genehmigungsentscheidung überprüft. Weitere von Vorhabenträgern ergriffene Lösungen vor einer ablehnenden Genehmigung noch im Genehmigungsverfahren waren, dass die Luftfahrtbehörde durch Gespräche dazu gebracht werden sollte, ihre Zustimmung nicht zu verweigern. Eine weitere Option kann auch seitens der Behörde die ausdrückliche Beschränkung der Zustimmung auf die beantragte Höhe (Maximalhöhe) bzw. Zustimmung unter der auflösenden Bedingung der Änderung der beantragten Höhe (Erhöhung) sein. Ebenfalls ein Verzicht des Vorhabenträgers auf spätere Anwendung des § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG in Bezug auf Erhöhung ist denkbar.\r\nAuf Landesebene\r\ngibt es bisher nur in Brandenburg einen Erlass zur Auslegung des § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG vom 10. Juli 2024. Dieser geht von einer planwidrigen Regelungslücke hinsichtlich der luftverkehrsrechtlichen Zustimmung aus und schlägt vor auch in Änderungsgenehmigungsverfahren nach § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG über eine analoge Anwendung des § 16b Absatz 1 Satz 3 BImSchG vor. § 16b Absatz 1 Satz 3 BImSchG sieht vor, dass Zustimmungserfordernisse nach anderen öffentlich-rechtlichen Vorschriften unberührt bleibt, sodass bei dessen analoger Anwendung auch im Änderungsgenehmigungsverfahren nach § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG eine Zustimmung der Luftfahrtbehörde zu erfolgen hat.\r\nAlle diese Beispiele zeigen, dass die Novelle des § 16b Absatz 7 BImSchG in dieser Hinsicht zu keiner Vereinfachung, sondern vielmehr zu erheblichen Verzögerungen und Verteuerungen führte. Der BWE schlägt vor die Vorschrift des § 16b Absatz 7 Satz 3 i.V.m. Absatz 8 BImSchG dahingehend anzupassen, dass auch bei vereinfachten Änderungsgenehmigung zur Erhöhung der Gesamthöhe die Luftfahrtbehörde zu beteiligen ist.\r\nEine luftfahrtrechtliche Zustimmung braucht jedoch ein Trägerverfahren, da eine isolierte luftfahrtbehördliche Genehmigung gemäß §§ 12 ff. LuftVG nicht vorgesehen ist, da die dort normierte Zustimmung ein Verwaltungsinternum gegenüber der Genehmigungsbehörde ist.\r\n6 von 7\r\n3 Lösungsvorschlag Konkret: Der BWE regt die Anpassung des § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG NEU an (neuer Text in fett): „Wird der Standort der Anlage um nicht mehr als 8 Meter geändert, die Gesamthöhe um nicht mehr als 20 Meter erhöht und der Rotordurchlauf um nicht mehr als 8 Meter verringert, sind ausschließlich Anforderungen nach Absatz 8 sowie die Vereinbarkeit des geänderten Anlagentyps mit Militärischen Belangen und denen des Luftverkehrsrechts nachzuweisen und zu prüfen, wobei § 12 Absatz 2 Satz 2, § 18a Absatz 1 Satz 1 sowie § 18a Abs. 1a des Luftverkehrsgesetzes jeweils mit der Maßgabe anzuwenden sind, dass die Frist einen Monat beträgt.“\r\n4 Folge\r\nDurch die vorgeschlagene Änderung entsteht zwar ein erhöhter Arbeitsaufwand für Projektierer und zuständige Behörden, jedoch bringt diese Entscheidung wesentliche Vorteile mit sich. Sie ermöglicht einen konstruktiven Dialog mit der Bundeswehr und schafft die dringend benötigte Planungssicherheit für alle Beteiligten.\r\nEin zentraler Vorteil dieser Regelung ist die entstehende Rechtssicherheit, von der sowohl die Bundeswehr als auch die Deutsche Flugsicherung und die Projektierer profitieren werden. Die zu erwartende Abnahme von Ablehnungsbescheiden wird dabei einerseits zu einer spürbaren Entlastung der Behörden und andererseits zum weiteren, dringend notwendigen, Ausbau der Windenergie führen.\r\nDurch die neue Regelung werden kostspielige Klagen vermieden und die Notwendigkeit nachträglicher Änderungsgenehmigungen minimiert. Dies führt zu einer effizienteren Ressourcennutzung, einer verbesserten Planbarkeit und einer Reduzierung finanzieller Risiken für alle involvierten Parteien.\r\n7 von 7\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpersonen\r\nJuliane Karst | Justiziarin| j.karst@wind-energie.de\r\nDr. Andreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb | a.roehsler@wind-energie.de\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nSprecherinnenkreis Juristischer Beirat\r\nJur. AG Genehmigungsrecht\r\nJur. AG Luftverkehrsrecht\r\nJur. AG Unternehmensjuristinnen\r\nPlanerbeirat\r\nAK Luftverkehr\r\nAK Energiepolitik\r\nGesamtvorstand\r\nLänder: alle Landesverbände des BWE und BEE\r\nDatum\r\n04. März 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Verteidigung (BMVg)","shortTitle":"BMVg","url":"https://www.bmvg.de/de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015377","regulatoryProjectTitle":"Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7f/a0/499358/Stellungnahme-Gutachten-SG2503280122.pdf","pdfPageCount":38,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"ositionspapier\r\nWind. Wirtschaft. Wohlstand.\r\nDie Windenergie in der neuen Legislatur. Eine fachliche Handreichung für die Koalitionsverhandlungen\r\nFebruar 2025\r\n2 von 38\r\nInhalt\r\n1 Wieso es sich lohnt, dieses Papier zu lesen ............................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................ 5\r\n3 Schaffung eines zukunftsfähigen Marktsystems ....................................................................................... 7\r\n3.1 Weiterentwicklung einer produktionsabhängigen Investitionsabsicherung ......................................................................................................... 8\r\n3.2 Wahrung der einheitlichen Gebotszone .................................................................................................................................................................. 9\r\n4 Maßnahmen zur marktwirtschaftlichen Stärkung ................................................................................... 10\r\n4.1 Notwendigkeit von Flexibilisierung ........................................................................................................................................................................ 11\r\n4.2 Direktbelieferungen für die Industrie .................................................................................................................................................................... 12\r\n4.3 Wind-Speicherlösungen durch Innovationsausschreibungen .............................................................................................................................. 13\r\n4.4 Cybersicherheit: Anforderungen der NIS-2 an Anlagenbetreiber praxisnah umsetzen ...................................................................................... 13\r\n4.5 Sicherstellung von Cybersicherheit für Windenergieanlagen in Deutschland ..................................................................................................... 14\r\n4.6 Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl .................................................................................................................................... 15\r\n4.7 Sicherstellung der Vergütungsdauer ...................................................................................................................................................................... 15\r\n4.8 Duldungspflicht für Privatgrundstücke .................................................................................................................................................................. 16\r\n4.9 Erhalt der Akteursvielfalt ........................................................................................................................................................................................ 16\r\n5 Wege zum Bürokratieabbau ................................................................................................................... 17\r\n5.1 Umsetzung der RED III zur Entlastung der Behörden ............................................................................................................................................ 18\r\n5.2 Einführung der Probabilistik ................................................................................................................................................................................... 19\r\n5.3 Ausweitung von bundeseinheitlichen Vorgaben im Artenschutz ......................................................................................................................... 20\r\n5.4 Erleichterung des Repowerings .............................................................................................................................................................................. 20\r\n5.5 Digitalisierung von Genehmigungsverfahren ........................................................................................................................................................ 21\r\n5.6 Entlastungen bei Großraum- und Schwerlasttransporten .................................................................................................................................... 22\r\n5.7 Umsetzungsleitfaden zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung .................................................................................................................. 22\r\n5.8 Umgang mit bebauten Flächen im Erbfall ............................................................................................................................................................. 23\r\n6 Kontinuierlicher Netzausbau bei gleichzeitiger Kosteneffizienz .............................................................. 24\r\n6.1 Ertüchtigung und Ausbau der Verteilnetze............................................................................................................................................................ 25\r\n6.2 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten ........................................................................................................................................................ 25\r\n6.3 Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussprozesses ..................................................................................................................... 26\r\n6.4 Freileitungen statt Erdkabel ................................................................................................................................................................................... 27\r\n7 Ausweitung der regionalen Wertschöpfung ............................................................................................ 28\r\n7.1 Energy Sharing ......................................................................................................................................................................................................... 29\r\n7.2 Vereinfachung bei § 6 EEG ...................................................................................................................................................................................... 30\r\n7.3 Transparenz bei der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie............................................................................................................... 30\r\n7.4 Harmonisierung der Landes-Beteiligungsgesetze ................................................................................................................................................. 31\r\n7.5 Erleichterungen bei der Prospektpflicht ................................................................................................................................................................ 31\r\n8 Das Potenzial der Offshore-Windenergie ................................................................................................ 32\r\n8.1 Energiepolitische- und regulatorische Maßnahmen ............................................................................................................................................. 33\r\n8.2 Kosten- und ressourceneffizienter Ausbau durch optimierte Planung ................................................................................................................ 35\r\n8.3 Industrie- und finanzpolitische Maßnahmen ......................................................................................................................................................... 36\r\n8.4 Maßnahmen zur Erhöhung der Sicherheit für Mitarbeitende .............................................................................................................................. 37\r\n8.5 Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit ........................................................................................................................................ 37\r\n3 von 38\r\n1 Wieso es sich lohnt, dieses Papier zu lesen\r\nWindenergie ist das Rückgrat der deutschen Stromwirtschaft – für Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Klimaschutz. Mit einem Anteil von 33 Prozent an der deutschen Stromerzeugung im Jahr 2024 hat sich die Windenergie – Onshore und Offshore – längst als Fundament der Energieversorgung etabliert und wird weiter an Bedeutung gewinnen. Sie ist Schlüsseltechnologie und Wirtschaftsfaktor zugleich: Die Industrie braucht und fordert grünen Strom, um Stahl- und Chemieproduktion zukunftsfähig zu machen, Investitionen zu tätigen und Wertschöpfung in den kommenden Jahren zu sichern und auszubauen.\r\nWindenergie ist Wachstumsmotor: Sie steht für hochqualifizierte Arbeitsplätze und industrielles Know-how in einem kritischen Hochtechnologiesektor, sowie für die Beteiligung von Menschen und Kommunen. Die Entwicklung des Ausbaus in den letzten Jahren hat eindrucksvoll bewiesen, welche Potenziale in der Windenergie liegen, und welchen Weg wir in der Zukunft beschreiten können. Die gesetzliche Verankerung des „überragenden öffentlichen Interesses“ in § 2 EEG unterstreicht den breiten gesellschaftlichen Konsens, den Ausbau weiter entschlossen voranzutreiben.\r\nWindenergie ist die Antwort auf die wirtschafts-, sicherheits- und klimapolitischen Herausforderungen unserer Zeit und als Grundlage wirtschaftlicher Resilienz unverzichtbar. Deshalb müssen jetzt die richtigen Weichen gestellt werden, damit Deutschland die Chancen der Transformation voll ausschöpfen kann. Ein kosten- und ressourceneffizienter Ausbau der Windenergie an Land und auf See ist nicht nur möglich – er ist für die Zukunft des Landes unverzichtbar. Wind für die Wirtschaft – Wirtschaft für den Wohlstand.\r\nIn den Tagen und Wochen nach der Bundestagswahl am 23. Februar wird in Berlin über die Bildung einer neuen Bundesregierung verhandelt. Das vorliegende „Koalitionspapier“ des Bundesverbandes Windenergie e.V. (BWE) soll diese politischen Beratungen zu den Inhalten des Koalitionsvertrags im Bereich der Energiewirtschaft fachlich unterstützen und für Onshore- und Offshore-Windenergie einen Weg in die Zukunft aufzeigen. Diese Orientierung zu kurz- bis langfristigen Potenzialen, Herausforderungen und Lösungsoptionen erleichtert die Vereinbarung wichtiger Vorhaben für die Legislaturperiode, um die Erfolgsdynamik des Windenergieausbaus fortzuschreiben.\r\nPlanungs- und Investitionssicherheit müssen als übergeordnetes Motiv handlungsleitend für die nächste Bundesregierung sein. Die Windbranche braucht stabile gesetzliche Rahmenbedingungen, um weiterhin pro Jahr 30 Milliarden Euro in den Zubau der Windenergie an Land und auf See investieren zu können. Notwendige Reformen müssen an bestehende Regelungen anknüpfen und diese marktdienlich weiterentwickeln.\r\n•\r\nBürokratieabbau und Genehmigungsbeschleunigung verkürzen die Projektplanung, senken Kosten und sind daher ein Effizienzgewinn. Die Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) in deutsches Recht muss daher höchste Priorität haben. Digitale Genehmigungsverfahren und der Abbau regulatorischer Hürden in allen Bereichen verkürzen die Dauer von Projekten und senken Kosten.\r\n•\r\nNetzausbau und Netzregulierung müssen mit dem Tempo des Zubaus der Erneuerbaren Energien Schritt halten. Eine effizientere Nutzung von Netzverknüpfungspunkten, verbesserter Netzbetrieb, Stromdirektbelieferung von Industrie und Mittelstand sowie einfache Verfahren bei der Ertüchtigung von Verteilnetzen sind erforderlich, um den Ausbau zu beschleunigen und Strompreise zu senken.\r\n•\r\nFlexibilitäten und ein zukunftsfähiges Marktsystem senken Kosten. Die Weiterentwicklung eines neuen EU-konformen Finanzierungsmechanismus für den Zubau der Windenergie muss Planungs- und Investitionssicherheit gewährleisten. Flexibilitäten wie Speicher und Elektrolyseure müssen intelligent angereizt werden, um die Systemintegration voranzutreiben.\r\n4 von 38\r\n•\r\nEuropäische Wertschöpfung, Resilienz und Steuerbarkeit sicherstellen. Die Hersteller müssen gestärkt und die Expertise und Industrie der Windbranche im Land gehalten werden, um die Innovationsfähigkeit und Resilienz der Energiebranche zu sichern. Dies kann die Umsetzung der Netto-Null-Industrie-Verordnung (NZIA) ermöglichen. Gleichzeitig ist die Energieinfrastruktur sicherheitsrelevant. Daher muss ihre Steuerbarkeit in Europa gewährleistet sein.\r\n•\r\nPolitisches Engagement auf EU-Ebene ist unerlässlich. Der Green Deal steht aufgrund von Revisionsklauseln unter Druck, und die Verhandlungen über die Ausgestaltung des Clean Industrial Deals stehen erst am Anfang. Deutschland darf nicht nur national einer Vorreiterrolle einzunehmen, sondern muss auf europäischer Ebene mutig für die Transformation verhandeln.\r\nNach der Bundestagswahl darf bei der Bildung einer neuen Bundesregierung keine Zeit verloren werden. Die in den letzten Monaten entstandenen Verzögerungen sind aufgrund akuten Regelungsbedarfs und europäischer Fristen teils misslich, bieten aber dennoch die Chance, zentrale Vorhaben neu zu denken und den gesetzlichen Rahmen zukunftsweisend weiterzuentwickeln. Dies ermöglicht der Windbranche, Investitionsentscheidungen zu treffen, Verantwortung zu übernehmen, und damit den Erwartungen von Wirtschaft und Gesellschaft an die Windenergie zu entsprechen. Schreiben wir diese Erfolgsgeschichte gemeinsam fort.\r\n5 von 38\r\n2 Das Wichtigste in Kürze Diese Ziele sollten die nächste Koalition leiten\r\n• Wettbewerbsfähigkeit und Klimaneutralität durch Erneuerbare Energien erreichen: Der eingeschlagene Weg, die deutsche Industrie auf eine klimaneutrale Produktion umzustellen, wird konsequent fortgesetzt.\r\n• Tragfähige Energiewirtschaft schaffen: Mit der Schaffung eines neuen Strommarktdesigns und eines Investitionsrahmens mit niedrigen Kapitalkosten, aber auch mit der Entlastung der Stromnetze und einem Sofortprogramm für Flexibilisierung stellt die Bundesregierung sicher, dass die Energiekosten insgesamt sinken.\r\n• Industrie stärken: Die Industrie soll auf den steigenden CO2-Preis reagieren können, indem sie sich selbstständig mit grünem Strom versorgen kann. Die damit zusammenhängende Direktbelieferung soll bereits zu Beginn der Legislatur erleichtert werden und so den lokalen Netzausbaubedarf reduzieren.\r\n• Wirtschaft entbürokratisieren: Durch Digitalisierung und bundesweite Standardisierung von Genehmigungsverfahren – seien es Transportgenehmigungen für Erneuerbare-Energien-Anlagen, Baugenehmigungen oder artenschutzrechtliche Untersuchungen – wird wirtschaftliches Handeln entlang der gesamten Wertschöpfungskette erleichtert.\r\nDiese Vorhaben im Bereich der Windenergie sind in der neuen Legislatur essenziell\r\n• Netze stärken: Flexibilitäten schaffen, Möglichkeiten zur Netzüberbauung stärken, Netzentgelte dynamisieren und die dringend notwendige Ertüchtigung der Verteilnetze erleichtern.\r\n• Mehr Marktoptionen schaffen: Produktionsseitige Flexibilitäten anreizen, z. B. Speicher und Elektrolyseure.\r\n• Direktbelieferungen entfesseln: Die Industrie bei der Dekarbonisierung durch günstigeren Strom unterstützen.\r\n• Neuen Investitionsrahmen einführen: Produktionsabhängigen Investitionsrahmen mit einem Claw-Back-Mechanismus schaffen.\r\n• Regionale Wertschöpfung durch die Windenergie ausweiten: Energy Sharing auch für Windenergieprojekte ermöglichen.\r\n6 von 38\r\nDiese Themen sollte die Bundesregierung in den ersten 100 Tagen adressieren\r\nOnshore-Windenergie\r\n• Umsetzung der Regelungen zur Netzentlastung in der EnWG-/EEG-Novelle: Digitalisierung des Netzanschlusses und Stärkung der Netzüberbauung.\r\n• Umsetzung der europäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III in deutsches Recht: Entlastung der Genehmigungsbehörden, damit diese nach Auslaufen der EU-Notfallverordnung Anträge nicht nach unterschiedlichen Genehmigungsvoraussetzungen prüfen müssen.\r\n• Umsetzung der BauGB-Novelle: Stärkung des Repowerings zum Erhalt akzeptierter Standorte\r\n• Umsetzung der europäischen Richtlinie zur Netzwerk- und Informationssicherheit NIS 2: Minimierung des Risikos von Cyber-Angriffen aus der Lieferkette\r\n• Unterstützung der Industrie durch Stärkung der Direktbelieferungen im EEG: Abschaffung des Kriteriums der unmittelbaren räumlichen Nähe im EEG\r\n• Sofortprogramm Flexibilisierung: Abbau von Hemmnissen für Flexibilität Befreiung der Großbatteriespeicher von Netzentgelten Privilegierung von Großbatteriespeichern im Außenbereich Ausschreibung von 500 MW systemdienlicher Elektrolyseure Befreiung der Elektrolyseure von Netzentgelten über das Jahr 2027 Trennung der Innovationsausschreibungen in Wind und PV\r\nOffshore-Windenergie\r\n• Prozess zur Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes und zur Reform des Offshore-Ausschreibungsdesigns einleiten\r\n• Einrichtung eines Finanzierungsmechanismus durch Bund und Länder für Investitionen in die für Deutschland wichtigen Seehäfen.\r\n• Zügige Umsetzung sicherheitsrelevanter EU-Gesetzgebungen wie NIS-2 und CER für die Cybersicherheit und den physischen Schutz der kritischen Infrastruktur.\r\n7 von 38\r\n3 Schaffung eines zukunftsfähigen Marktsystems 3.1 Weiterentwicklung einer produktionsabhängigen Investitionsabsicherung .............................................. 8 3.2 Wahrung der einheitlichen Gebotszone ...................................................................................................... 9\r\n8 von 38\r\n3.1 Weiterentwicklung einer produktionsabhängigen Investitionsabsicherung\r\nNutzen\r\nInvestitionen in Erneuerbare Energien müssen auch in Zukunft vom Fundament der deutschen Wirtschaft, dem Mittelstand, getragen werden können. Dazu ist die Akteursvielfalt in der Projektfinanzierung und -entwicklung zu wahren. Das Investitionsvolumen liegt jährlich bei über 10 Milliarden Euro.\r\nEin produktionsabhängiger Förderrahmen kann schrittweise, verlässlich, investitionsfreundlich, risikoarm und versorgungssicher weiterentwickelt werden. So lässt sich EU-konform die strompreisdämpfende Wirkung der Erneuerbaren nutzen, ohne dass Kapitalkosten steigen. Denn günstige Finanzierungskosten sind der Schlüssel auf diesem Weg.\r\nKontext\r\nUm der von Seiten der EU geforderten Strommarktreform in Deutschland ein Stück näher zu kommen, stellte das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) Anfang August 2024 mögliche zukünftige Förderoptionen für Erneuerbare Energien vor. Hauptargument ist unter anderem, Übergewinne, die oberhalb der eigentlichen Fördernotwendigkeit liegen, der Gesellschaft zurückzuführen. Bereits während der Arbeit der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) haben die Erneuerbaren Energien klar darlegen können, dass sie in der Lage sind, Systemverantwortung zu übernehmen und Marktsignalen zu folgen. Ein zukünftiges Abschöpfungsmodell sollte dem gerecht werden und Marktverzerrungen vermeiden. Dies kann durch einen Abschöpfungsmechanismus erreicht werden, der sich an der tatsächlichen Einspeisung der Anlagen orientiert. Im Rahmen des sog. Optionenpapiers wurden diese produktionsabhängigen Modelle auch vom BMWK mit zweien der vier vorgeschlagenen Optionen berücksichtigt und vom BWE und dem BEE unterstützt. Gleichwohl werden aktuell trotz Warnungen der Verbände vom BMWK die produktionsunabhängigen Optionen forciert. Beachtlich ist, dass gerade die finanzierenden Banken auf die Risiken dieser Optionen hinweisen und vor einem deutlichen Anstieg der Finanzierungskosten warnen. Es ist zwingend notwendig, diese Expertise und Prognose ernst zu nehmen. Ein Fadenriss beim Ausbau der Erneuerbaren durch zu hohe Finanzierungsrisiken ist unbedingt zu vermeiden.\r\nVorschlag\r\nEine Änderung des Strommarktdesigns ist unumgänglich. Hier ist sogar eine kurzfristige Lösung umsetzbar: die Ergänzung des aktuellen Fördersystems der gleitenden Marktprämie um einen produktionsabhängigen Abschöpfungsmechanismus, wie er in ähnlicher Weise bereits mit dem StromPBG getestet wurde. Der Abschöpfungsmechanismus darf jedoch nicht in die Strompreisbildung eingreifen und sollte möglichst wenig administrativen Aufwand erfordern. Dies führt zu den geringsten Systemänderungen und birgt die geringsten Finanzierungsrisiken. Langfristig bietet sich an, die Idee der mengenbasierten Förderung weiterzuverfolgen, wie in der letzten Stellungnahme zum Optionenpapier des BMWK vom September 2024 deutlich gemacht wurde.\r\nAlle Überlegungen müssen zu einem einfachen, planbaren und vor allem finanzierbaren Modell führen und einen angemessenen standortangepassten Vergütungskorridor für alle Akteure ermöglichen, wie es sich im Referenzertragsmodell bewährt hat. Dieses sollte gleichermaßen Flexibilität wie auch Sicherheit bieten, damit weiterhin die Akteursvielfalt gewahrt bleibt und die Kapitalbeschaffungskosten auch für kleinere Akteure und Bürgerwindprojekte bewältigbar bleiben.\r\n9 von 38\r\n3.2 Wahrung der einheitlichen Gebotszone\r\nNutzen\r\nVermeidung von Wettbewerbsverzerrungen\r\nKontext\r\nDer deutschlandweite einheitliche Strompreis ist einer der Gründe für den erfolgreichen EE-Ausbau. Denn die dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen konnten an den sinnvollsten Standorten zum Ernten der Windenergie betriebswirtschaftlich sicher gebaut werden. Gerade für Anlagen, die ohne Förderung auskommen und sich am freien Strommarkt mit Power Purchase Agreements (PPA) eine betriebswirtschaftliche Grundlagen schaffen können, würde eine Strompreiszonenaufteilung in solchen Regionen das Aus bedeuten. Auch für die Verbraucher in Haushalten und der Industrie ist die Verlässlichkeit eines deutschlandweit einheitlichen Preises die wirtschaftliche Grundlage. Eine Aufteilung in mehrere Stromgebotszonen führt zu Verzerrungen der Wettbewerbsfähigkeit einzelner Regionen in Deutschland und vor allem zu einem Ausbaustopp der Erneuerbaren gerade in den Regionen, die meteorologisch die sinnvollsten Standorte für die Nutzung der Windenergie sind. Auch industrielle Verbraucher werden sich nicht kurz- oder mittelfristig an einen neuen Stromgebotszonenzuschnitt anpassen können.\r\nVorschlag\r\nEin „Umzug“ der Industrie in Regionen mit niedrigerem Strompreis ist eine unwahrscheinliche Vorstellung, die dringend vom Tisch muss. Es ist ohnehin zwingend notwendig, den Netzausbau zu beschleunigen und die Kostenverteilung dazu in der neuen Legislaturperiode zügig anzugehen. Nur so können bestehende Industrie- und EE-Standorte in den volkswirtschaftlich und dargebotsabhängig sinnvollsten Regionen weiter genutzt und ausgebaut werden.\r\n10 von 38\r\n4 Maßnahmen zur marktwirtschaftlichen Stärkung 4.1 Notwendigkeit von Flexibilisierung .......................................................................................................... 11 4.2 Direktbelieferungen für die Industrie ...................................................................................................... 12 4.3 Wind-Speicherlösungen durch Innovationsausschreibungen ................................................................ 13 4.4 Cybersicherheit: Anforderungen der NIS-2 an Anlagenbetreiber praxisnah umsetzen ....................... 13 4.5 Sicherstellung von Cybersicherheit für Windenergieanlagen in Deutschland ...................................... 14 4.6 Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl ..................................................................... 15 4.7 Sicherstellung der Vergütungsdauer ....................................................................................................... 15 4.8 Duldungspflicht für Privatgrundstücke .................................................................................................... 16 4.9 Erhalt der Akteursvielfalt .......................................................................................................................... 16\r\n11 von 38\r\n4.1 Notwendigkeit von Flexibilisierung\r\nNutzen\r\nWindenergie liefert bereits jetzt günstigen, klimafreundlichen und heimisch produzierten Strom. Ihr Beitrag zu einer sicheren und wirtschaftlichen Stromversorgung kann mit weiteren systemischen Umstellungen sogar noch gesteigert werden.\r\nKontext\r\nHierfür braucht es insbesondere verbrauchs- sowie produktionsseitige Flexibilisierungen. Darunter sind Anreize und Maßnahmen zum „peak shaving“ zu verstehen, hinter denen eine einfache, aber zwingende Logik steht: Grüner Strom muss vornehmlich dann verbraucht bzw. gespeichert werden, wenn er im Überfluss zur Verfügung steht.\r\nVorschlag\r\nDer konsequente Einsatz von Flexibilitäten ist eine No-Regret-Maßnahme, die zu Kostensenkungen für Wirtschaft und Gesellschaft führt. Das Glätten von Einspeisespitzen entlastet das Netz und reduziert somit die Ausgaben für Redispatch-2.0-Maßnahmen und Netzausbau. Die zeitliche Verschiebung des Stromverbrauchs durch Speichermedien ermöglicht es, die installierte Leistung der Erneuerbaren Energien voll auszunutzen. Batteriespeicher können zudem kurzfristige Leistungsausfälle ausgleichen und so die Versorgungssicherheit erhöhen. Zuletzt: Die Industrie benötigt schnell grünen Wasserstoff. Ein Blick in die Praxis zeigt: Mehrere Flexibilisierungsmaßnahmen sind bereits sowohl technisch verfügbar als auch marktdienlich einsetzbar. Vor diesem Hintergrund unterbreitet der BWE im Folgenden Vorschläge für die konkrete Umsetzung einer Flexibilitätsagenda.\r\nVorschlag zur verbraucher-seitigen Flexibilisierung\r\nVariable Netzentgelte und dynamisierte Stromtarife\r\nNetzdienliches Verhalten muss sich lohnen – dies gilt sowohl für die Industrie als auch für Privatpersonen. Deswegen plädiert der BWE für eine Netzentgeltreform, die eine Anpassung des eigenen Verbrauchs an das EE-Einspeiseprofil anreizt. Flexibilisieren Industriekunden ihren Verbrauch, so sollen sie von auslastungsabhängigen Netzentgelten entlastet werden. Zudem muss für alle Endverbraucher ein Anreiz gesetzt werden, zur Netzstabilisierung beizutragen und ihren Strombezug in die Zeitfenster zu verlegen, in denen viel grüner Strom zur Verfügung steht. Dass Lieferanten ab diesem Jahr Haushalten dynamische Tarife anbieten müssen, ist ein erster wichtiger Schritt. Für die Zukunft benötigt es darüber hinaus eine zügige Umsetzung des Energy Sharing.\r\nUnbedingte technische Voraussetzung für die Dynamisierung von Stromtarifen und die Anpassung der Netzentgelte ist der Rollout von Smart-Meter-Gateways. Nur so können Stromproduktion und -verbrauch in Echtzeit synchronisiert werden. Die EE-Branche benötigt eine geordnete Umsetzung mit klaren Informationen zum Zeitplan und zur Verfügbarkeit der Geräte.\r\nVorschläge zur produktions-seitigen Flexibilisierung\r\nPower-to-Heat\r\nNechlin in Brandenburg macht es vor: Mit der überschüssigen Energie des örtlichen Windparks wird hier bereits seit 2020 ein ganzes Dorf zuverlässig mit Wärme versorgt. Ermöglicht wird dies durch die Kopplung mit einem Warmwasserspeicher und einem Tauchsieder. Das Konzept ist auf andere Orte übertragbar. Projektskizzen für weitere Ortsteile der Gemeinde Uckerland liegen bereits vor. Damit Power-to-Heat weiter Schule machen kann, ist die oben skizzierte Reform der Netzentgelte dringend erforderlich. Solange Netzentgelte noch Fixkosten darstellen, wird eine systemdienliche, lastvariable Fahrweise wirtschaftlich verhindert.\r\n12 von 38\r\nGroßbatteriespeicher\r\nGroßbatteriespeicher stellen schon jetzt Regelenergieleistung bereit und wirken so netzstabilisierend. Diese Entwicklung gilt es zu bestärken. Batteriespeicher müssen im Außenbereich privilegiert werden, uneingeschränkt an §13k-Ausschreibungen teilnehmen können und weiterhin von Netzentgelten sowie zusätzlich von Baukostenzuschüssen befreit werden.\r\nGrüner Wasserstoff\r\nZudem müssen in der nächsten Legislaturperiode jährlich 500 MW für systemdienlich betriebene Elektrolyseure ausgeschrieben werden. Der BWE spricht sich zudem dafür aus, diese H2-Erzeuger über das Jahr 2027 hinaus für den Bezugsstrom von Netzentgelten zu befreien.\r\nEmpfehlung\r\nSofortprogramm zur Beseitigung von Flexibilitätshindernissen\r\n•\r\nBefreiung der Großbatteriespeicher von Netzentgelten\r\n•\r\nPrivilegierung von Großbatteriespeichern im Außenbereich\r\n•\r\nAusschreibung von 500 MW systemdienlicher Elektrolyseure\r\n•\r\nBefreiung der Elektrolyseure von Netzentgelten über das Jahr 2027\r\n•\r\nTrennung der Innovationsausschreibungen in Wind und PV\r\nAgenda 2030\r\n•\r\nSchaffung variabler Netzentgelte\r\n•\r\nDynamisierung der Stromtarife\r\n•\r\nGeordneter Rollout von Smart-Meter-Gateways\r\n4.2 Direktbelieferungen für die Industrie\r\nNutzen\r\nDie Direktbelieferung ermöglicht der Industrie kostengünstigen grünen Strom direkt vor Ort und entlastet zugleich den öffentlichen Netzausbau.\r\nKontext\r\nEin industrie- und damit abnehmergetriebener Ausbau der Windenergie an Land auf Grundlage von Direktbelieferungen findet aktuell aufgrund fehlender Anreize und regulatorischer Hemmnisse trotz großer Nachfrage aus der Wirtschaft nur in absoluten Ausnahmefällen statt.\r\nVorschlag\r\nDas Kriterium der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ sollte aus dem EEG und die maximale Leitungslänge von 5 km aus dem EnWG gestrichen werden. Anders als bei PV-Anlagen muss bei Windenergieanlagen schon aus immissionsschutzrechtlichen Gründen ein gewisser Abstand zur Bebauung und damit zur Verbrauchsstelle eingehalten werden. Der Begriff der unmittelbaren räumlichen Nähe geht hier fehl. Eine Beschränkung der Distanz der Anlagen zum abnehmenden Unternehmen sollte sich allein aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten ergeben. Diese verhindern zugleich Befürchtungen von überlangen Direktleitungen.\r\nNorm\r\nEnWG, EEG\r\n13 von 38\r\n4.3 Wind-Speicherlösungen durch Innovationsausschreibungen\r\nNutzen\r\nSpeicherlösungen für eine bessere Planbarkeit für die Einspeisung Erneuerbarer Energien\r\nKontext\r\nIm Bereich der Energiespeicher sind technische Innovationen und ein verlässlicher regulatorischer Rahmen von zentraler Bedeutung, um Investitionssicherheit zu gewährleisten. Die Innovationsausschreibungen im EEG wurden ursprünglich als ein solcher Rahmen konzipiert. Doch die Tatsache, dass nahezu keine Wind- und Speicherprojekte einen Zuschlag erhalten haben, macht deutlich, dass eine dringende Anpassung der Regelungen erforderlich ist. Derzeit profitieren ausschließlich PV-Speicher-Kombinationen von den Förderungen.\r\nVorschlag\r\nEin effektiver Lösungsansatz wäre die technologiespezifische Trennung der Ausschreibungen für PV- und Wind-Speicher-Kombinationen mit jeweils angepassten Höchstwerten. Nur so lassen sich faire Wettbewerbsbedingungen schaffen und eine größere Vielfalt an Projekten realisieren. Eine stärkere Einbindung der Windenergie würde nicht nur den Ausbau dringend benötigter Speicherlösungen fördern, sondern auch die Diversifizierung unserer Stromerzeugung vorantreiben. Diese Diversifizierung erhöht die Stabilität des gesamten Energiesystems und senkt die volkswirtschaftlichen Kosten, indem sie den Bedarf an Redispatch-Maßnahmen reduziert. Darüber hinaus ist es essenziell, den Netzstrombezug und eine effiziente Netznutzung zu ermöglichen, um die Wirtschaftlichkeit und Systemdienlichkeit von Speichern weiter zu optimieren. Die Branche ist bereit, in großem Umfang zu investieren, sobald die regulatorischen Rahmenbedingungen entsprechend angepasst werden.\r\nNorm\r\nEEG\r\n4.4 Cybersicherheit: Anforderungen der NIS-2 an Anlagenbetreiber praxisnah umsetzen\r\nNutzen\r\nSicherstellung der Cybersicherheit von Windenergieparks\r\nKontext\r\nMit der EU-NIS-2-Richtlinie wird ein einheitlicher Rechtsrahmen für die Aufrechterhaltung der Cybersicherheit in der gesamten EU geschaffen. Die Mitgliedsstaaten sind aufgefordert, nationale Cybersicherheitsstrategien festzulegen und bei der grenzüberschreitenden Reaktion und Durchsetzung mit der EU zusammenzuarbeiten. In Deutschland geschieht dies mit dem NIS-2-Umsetzungsgesetz, welches nach EU-Vorgaben bis zum Oktober 2024 umgesetzt sein sollte.\r\nVorschlag\r\nDer BWE begrüßt die Regelungsentwürfe im NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz (letzter Stand Formulierungshilfe 02.12.2024) und unterstützt das Ansinnen des BMI weitere Maßnahmen zur Stärkung der Cybersicherheit in Deutschland zu verabschieden. Jedoch werden noch einige offene Fragen und konkreter Änderungsbedarf gesehen. So ist bei der Klärung der Betroffenheit von Unternehmen der Begriff „Unabhängigkeit“ nicht konkretisiert; zudem ist die Abgrenzung, wann eine „Hinzurechnung“ der Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen erfolgen soll, unklar. Aus Sicht des BWE ist bei der Bestimmung, ob ein Unternehmen in den Anwendungsbereich des NIS-2-Umsetzungsgesetzes fällt, jedes Unternehmen einzeln zu\r\n14 von 38\r\nbetrachten. Hier bedarf es einer Differenzierung für den Fall, dass eine Tochtergesellschaft eine Betreibergesellschaft eines Windparks ist und die Muttergesellschaft die technische und kaufmännische Betriebsführung des Windparks übernommen hat. Ebenfalls sollte klargestellt werden, dass eine Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV gilt.\r\nNorm\r\nNIS-2-Umsetzungsgesetz\r\nEmpfehlung\r\nDer ausgereifte Entwurf zum NIS-2-Umsetzungsgesetz lag im Herbst 2024 vor und sollte rasch in das parlamentarische Verfahren eingebracht werden.\r\n4.5 Sicherstellung von Cybersicherheit für Windenergieanlagen in Deutschland\r\nNutzen\r\nStärkung der nationalen Sicherheit, Minimierung des Risikos von Cyber-Angriffen aus der Lieferkette\r\nKontext\r\nDer sichere Betrieb jeder einzelnen am Netz angeschlossenen Windenergieanlage muss über ihre gesamte Lebensdauer gewährleistet sein; dies ist zentral für die Sicherung der Energieversorgung und die nationale Sicherheit.\r\nUm eine gesetzliche Basis für entschiedenes Handeln zu schaffen, ist die schnellstmögliche Umsetzung der europäischen NIS-2-Richtlinie in nationales Recht notwendig.\r\nVorschlag\r\nDer BWE begrüßt die vorgelegten Regelungsentwürfe zur Lieferkette im Rahmen des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes (Stand: Formulierungshilfe vom 02.12.2024) und unterstützt das Bestreben des Bundesministeriums des Innern und für Heimat (BMI), weitere Maßnahmen zur Verbesserung der Cybersicherheit in Deutschland auf den Weg zu bringen.\r\nUm das Risiko von Angriffen über die Lieferkette wirksam zu minimieren, ist es essenziell, dass für Netzkomponenten, Steuerungstechnologien und Stromerzeugungsanlagen strenge Anforderungen hinsichtlich Herstellung, Zugriff, lebenslangem Support und Wartung festgelegt werden. Der Einsatz von Windenergieanlagen und deren Komponenten im deutschen und europäischen Versorgungssystem muss zwingend die notwendigen deutschen und europäischen Sicherheitsstandards erfüllen. Andernfalls könnte die Sicherheit des Versorgungssystems gefährdet werden, insbesondere wenn Herstellern oder Aufsichtsbehörden in Deutschland, Europa oder verbündeten Staaten keine umfassenden Handlungs- und Durchsetzungsmöglichkeiten zur Verfügung stehen.\r\nEs ist daher von zentraler Bedeutung, dass die Handlungsspielräume aus der Umsetzung der NIS-2-Richtlinie effektiv genutzt und konsequent von den zuständigen Behörden durchgesetzt werden. Dies schließt ausdrücklich die Möglichkeit ein, den Einsatz bestimmter kritischer Komponenten oder Anlagen zu untersagen. Entsprechende Begriffsbestimmungen und Rechtsverordnungen sollten diesem Anspruch Rechnung tragen und eine klare Grundlage für die praktische Umsetzung bieten.\r\nNorm\r\nNIS-2-Umsetzungsgesetz\r\n15 von 38\r\nEmpfehlung\r\nEffektive Umsetzung des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes zur Stärkung der nationalen Sicherheit. Weiterhin sollte Cybersicherheit als umfassendes Präqualifikationskriterium verankert werden.\r\n4.6 Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl\r\nNutzen\r\nKurzfristige Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl und Wahrung der Akzeptanz\r\nKontext\r\nUm die gesellschaftlich gewünschten und politisch festgesetzten Ziele für die Strommengen aus Erneuerbaren Energien zu erreichen, schlägt der BWE eine Erhöhung der zulässigen nächtlichen Emissionswerte im Winter vor.\r\nVorschlag\r\nKonkret geht es um die Möglichkeit, nachts den Schall um vier Dezibel gegenüber dem genehmigten Wert zu erhöhen. Diese Erhöhung der Emissionswerte soll nur in den Wintermonaten möglich sein, weil sich die meisten Menschen in dieser Zeit in ihren Wohnungen und Häusern mit geschlossenen Fenstern befinden. Gleichzeitig ist im Winter die Stromerzeugung aus Windenergie am höchsten. Dadurch lässt sich die Effizienz des bestehenden Anlagenparks in Deutschland deutlich steigern, wodurch erheblich mehr kostengünstiger, erneuerbarer und CO2-freier Strom gewonnen werden kann. Eine entsprechende Vorschrift sollte in die TA Lärm aufgenommen werden. In der Vergangenheit hat sich die Regelung des nicht verlängerten § 31k Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) (temporäre Mehrerzeugung zur Zeit der Gasmangellage) sowohl für eine kurzfristige Erhöhung der Stromproduktion als auch unter Akzeptanzaspekten bewährt und zudem zur Bereitstellung von kostengünstigem Strom beigetragen.\r\nNorm\r\nTA Lärm\r\nEmpfehlung\r\nIm Herbst 2024 sollte die TA Lärm novelliert werden. Sollte der Prozess durch die neue Regierung aufgenommen werden, lässt sich die hier vorgeschlagene Regelung leicht aufnehmen.\r\n4.7 Sicherstellung der Vergütungsdauer\r\nNutzen\r\nInvestitionssicherheit\r\nKontext\r\nIm Dezember 2023 wurden die Realisierungsfristen für Windenergieanlagen an Land um sechs Monate verlängert, um auf Probleme in der Lieferkette zu reagieren. Obwohl auch die Pönalefristen angepasst wurden, blieb der Vergütungsbeginn unverändert. Die 20-jährige Vergütungsdauer startet weiterhin 30 Monate nach Zuschlag, trotz der neuen Frist zur Realisierung von 36 Monaten. Dies führt zu Vergütungsverlusten bei Projekten, die noch keinen Strom einspeisen und schwächt die Finanzierung.\r\nVorschlag\r\nKorrektur der Realisierungs- und Pönalefristen in EEG § 36i\r\nNorm\r\nEEG\r\n16 von 38\r\n4.8 Duldungspflicht für Privatgrundstücke\r\nNutzen\r\nErleichterte Verlegung von Stromkabeln sowie erleichterter Transport von Anlagenkomponenten bei angemessener Entschädigung der betroffenen Grundstücksbesitzer\r\nKontext\r\nDas im April 2024 verabschiedete Solarpaket I enthält eine Duldungspflicht für Flächen der öffentlichen Hand. In der Folge sind die Eigentümer und sonstigen Nutzungsberechtigten solcher Grundstücke verpflichtet, unter anderem das Verlegen und Betreiben von Stromleitungen zum Anschluss von EE-Anlagen an den Verknüpfungspunkt zu dulden und Wegerechte zu gewähren.\r\nVorschlag\r\nDer BWE beobachtet, dass diese Änderung in der Praxis zu einer geringen Nutzbarkeit des Werkzeugs aus §§ 11a und b EEG führt, da nur Flächen der öffentlichen Hand betroffen sind. Zudem ist die Duldungspflicht in § 11b EEG nur auf das Recht zur Überfahrt während der Errichtung und des Rückbaus beschränkt. Wesentlich für eine Nutzbarkeit ist jedoch auch das Recht zur Überfahrt zu Wartungszwecken, sowie die Nutzung des Überschwenkbereichs. Außerdem sollte eine Ausweitung des Nutzungsrechts auf Privatgrundstücke den Passus für eine echte Beschleunigung erfolgen.\r\nNorm\r\nEEG\r\n4.9 Erhalt der Akteursvielfalt\r\nNutzen\r\nEine hohe Akteursvielfalt stärkt die Resilienz der Windenergiebranche.\r\nKontext\r\nEine Vielzahl von Akteuren und Geschäftsmodellen trägt zum raschen und standortgerechten Ausbau der Windenergie bei. Der so entstehende Wettbewerb führt außerdem zu (kosten-)effizienten Lösungen. Anders als bundesweit agierende Unternehmen können lokale Bürgerwindprojekte dabei nicht von möglichen Synergieeffekten profitieren. Als Einzelprojekte ohne diversifiziertes Portfolio tragen diese kleinen Akteure zudem ein hohes Startrisiko. Unter anderem aus diesen Gründen existiert das Förderprogramm für Bürgerenergiegesellschaften der Bundesregierung. In der kommenden Legislaturperiode muss es noch praxistauglicher ausgestaltet werden.\r\nVorschlag\r\nDie Zugangsvoraussetzungen zum Förderprogramm müssen an die Realität angepasst werden. Insbesondere bedarf es einer Novellierung des § 3 Nummer 15 lit. a) EEG 2023. Wir schlagen vor, dass zum Zeitpunkt der bundesimmissionsschutzrechtlichen Genehmigung eine Beteiligung von mindestens 10 Personen nachgewiesen werden muss, während der Nachweis von 50 beteiligten Personen erst bei Inbetriebnahme der Anlage erforderlich ist. Zudem sieht die Förderrichtlinie aktuell ein Maximum von 25 MW installierter Leistung pro Antragsteller vor. Da sich die WEA-Technik stetig weiterentwickelt, ist es nicht mehr zeitgemäß, die Leistung als Bezugsgröße heranzuziehen. Wir regen stattdessen an, die Begrenzung auf eine feste Anlagenanzahl festzulegen.\r\nNorm\r\nEEG\r\n17 von 38\r\n5 Wege zum Bürokratieabbau 5.1 Umsetzung der RED III zur Entlastung der Behörden ............................................................................. 18 5.2 Einführung der Probabilistik ..................................................................................................................... 19 5.3 Ausweitung von bundeseinheitlichen Vorgaben im Artenschutz .......................................................... 20 5.4 Erleichterung des Repowerings ............................................................................................................... 20 5.5 Digitalisierung von Genehmigungsverfahren .......................................................................................... 21 5.6 Entlastungen bei Großraum- und Schwerlasttransporten ..................................................................... 22 5.7 Umsetzungsleitfaden zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung .................................................... 22 5.8 Umgang mit bebauten Flächen im Erbfall ............................................................................................... 23\r\n18 von 38\r\n5.1 Umsetzung der RED III zur Entlastung der Behörden\r\nNutzen\r\nBeschleunigter Ausbau der Windenergie bei gleichzeitiger Entlastung der Behörden durch ein vereinfachtes und konsistentes Genehmigungsverfahren.\r\nKontext\r\nDie RED III ist als europäische Richtlinie am 20. November 2023 in Kraft getreten. Sie etabliert ein Regime, das Erneuerbaren Energien eine neue und gestärkte Verantwortung für den Klimaschutz und die Sicherheit der Energieversorgung anerkennt. Demnach sollen auf für Erneuerbare Energien vorgesehenen Flächen vereinfachte und beschleunigende Regeln gelten. Dies eröffnet zwei gleichermaßen große Chancen für den beschleunigten Ausbau der Windenergie bei gleichzeitiger Entlastung der Behörden.\r\nHierfür hat die RED III zwei neue Gebietskategorien eingeführt: Erneuerbare-Energien-Gebiete und Beschleunigungsgebiete. Insbesondere durch die Ausweisung der Beschleunigungsgebiete bietet die RED-III Beschleunigung. Hier sollen Behörden geeignete Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen bereits auf Planebene festlegen, welche bei der Errichtung von Anlagen zur Erzeugung Erneuerbarer Energie und von Energiespeichern zu ergreifen sind, um mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder zu verringern. Dies führt dazu, dass Behörden auf Genehmigungsebene etwaige Minderungsmaßnahmen schneller und zielgerichteter anordnen können.\r\nVorschlag\r\nDie Richtlinie sieht nicht nur eine umfassende Digitalisierung der Genehmigungsschritte vor, sondern stellt auch fest, dass die oben geschilderte Überprüfung, das „Screening“, anhand vorhandener Daten zu erfolgen hat. Im „Pakt für Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung” zwischen dem Bund und den Ländern wurde bereits erkannt, dass eine „vereinfachte digitale Verfügbarkeit von Umwelt- und Artenschutzdaten dazu beitragen kann, Genehmigungsverfahren effizienter durchzuführen“. Dafür hatte sich der Bund vorgenommen, ein digitales Portal für Umweltdaten einzurichten, das perspektivisch um planungsrelevante Umweltdaten ergänzt wird. Ein solches Umweltdatenkataster wäre äußerst hilfreich, um die schwierige Lage mit heterogenen und zwar verfügbaren, aber nicht gesicherten Daten in den einzelnen Bundesländern anzugehen und damit die Behörden zu entlasten, indem sie in einfachen Schritten auf vorhandene Daten zugreifen können.\r\nBesondere Vorteile für Behörden\r\nDarüber hinaus profitieren Genehmigungsbehörden von weiteren Entlastungen durch die RED III. Auf Genehmigungsebene sind in den Beschleunigungsgebieten keine UVP-, FFH- und artenschutzrechtlichen Prüfungen mehr durchzuführen. Vielmehr muss die Behörde mit dem sogenannten Screening nur noch prüfen, ob das konkrete Projekt, hinsichtlich der Schutzgüter der vier EU-Richtlinien höchstwahrscheinliche, erhebliche, unvorhergesehene, negative Umweltauswirkungen haben wird. Die Behörde entscheidet demnach nur über das „Wie“ und nicht das „Ob“ des Projekts.\r\nNeben der überschlägigen Prüfung enthält die RED-III weitere Vorgaben zu Fristen. So muss die Behörde für das Screening Fristen von 30 bzw. 45 Tagen einhalten. Trifft die Behörde in dieser Zeit keine begründete Entscheidung, so wird laut Richtlinie fingiert, dass das konkrete Projekt keine höchstwahrscheinlichen, erheblichen, unvorhergesehenen, negativen Umweltauswirkungen haben wird. Auch dies könnte bei pragmatischer, richtliniennaher Umsetzung einen erheblichen Vorteil für die behördliche Genehmigungspraxis darstellen.\r\nNorm\r\nRED III-Umsetzungsgesetz mit Anpassungen im EEG, WindBG, BauGB, ROG und BImSchG\r\n19 von 38\r\nEmpfehlung\r\nDer BWE regt an, die RED III eins zu eins zu den EU-rechtlichen Vorgaben umzusetzen. Und damit etwaige Spielräume zur Entlastung der Behörden und der damit einhergehenden Verfahrensbeschleunigung vollumfänglich auszuschöpfen.\r\n5.2 Einführung der Probabilistik\r\nNutzen\r\nEinsatz einer wissenschaftlichen Methode zur Prüfung des Kollisionsrisikos von Greifvögeln an Windenergieanlagen zur Verschlankung von behördlichen Entscheidungsprozessen.\r\nKontext\r\nWild lebende Tiere der besonders geschützten Arten sind in Deutschland durch das Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) geschützt. Die sogenannte Signifikanzbewertung geht in Bezug auf die Windenergie der Frage nach, ob ein Vorhaben das Verletzungs- und Tötungsrisiko für ein Individuum einer in der Artenliste geführten Brutvogelart signifikant (also deutlich) erhöht oder nicht. Dazu müssen folgende Voraussetzungen erfüllt sein: Eine Abschätzung und Quantifizierung des vorhabenbedingten Kollisionsrisikos, die Bestimmung des allgemeinen Grund- oder Lebensrisikos, ein Vergleich dieser beiden Risiken sowie die Festlegung eines Schwellenwertes, ab dem eine Erhöhung des Kollisionsrisikos als nicht mehr akzeptabel gilt.\r\nVorschlag\r\nAlle bisherigen Versuche der Signifikanzbewertung stellen lediglich eine vorsorgliche Annäherung an das eigentlich konkret zu bestimmende Tötungsrisiko dar. Die Probabilistik entspricht als wissenschaftlich erarbeitete und validierte Methode zur Signifikanzbewertung dem aktuellen Stand der Wissenschaft. Sie ist aufgrund der Einbindung aller maßgeblicher Parameter zur Bestimmung des Kollisionsrisikos allen anderen bisherigen Methoden überlegen.\r\nDie probabilistische Berechnung ist bisher die einzige Methode, die tatsächlich in der Lage ist, die in Gesetz und Rechtsprechung definierten Kriterien der Signifikanzbewertung zu erfüllen, d. h. das Kollisionsrisiko (Tötungs- und Verletzungsrisiko) an Windenergieanlagen konkret zu ermitteln bzw. zu quantifizieren und ins Verhältnis zum allgemeinen Grundrisiko zu setzen.\r\nMit dem Raumnutzungs-Kollisionsrisiko-Modell (RKR-Modell) steht seit September 2024 eine finalisierte und validierte Prüfmethode zur Signifikanzbewertung für den Rotmilan vollzugsfähig vor, sodass sie somit bundesweit in den Genehmigungsverfahren anwendbar wäre. Die Probabilistik mit dem RKR-Modell muss nun zügig in das BNatSchG aufgenommen werden.\r\nNorm\r\nBNatSchG\r\n20 von 38\r\n5.3 Ausweitung von bundeseinheitlichen Vorgaben im Artenschutz\r\nNutzen\r\nRechtssicherheit für Behörden und Projektierungsunternehmen\r\nKontext\r\nNachdem der Bund im Jahr 2022 das Tötungsverbot (§ 44 Abs. 1 Nr. 1 BNatSchG) in Bezug auf WEA und kollisionsgefährdete Brutvögel in § 45b Absatz. 1-6 BNatSchG geregelt und – entsprechend den Vorgaben des Bundesverfassungsgerichts (BVerfG) – standardisiert hat, bedarf es dringend vergleichbarer bundeseinheitlicher Vorgaben auch hinsichtlich des Störungs- und Zerstörungsverbots (§ 44 Abs. 1 Nr. 2 & Nr. 3 BNatSchG). Warum? In Bezug auf das Störungs- und Zerstörungsverbot besteht erhebliche Unsicherheit in der Genehmigungspraxis, weshalb Naturschutzbehörden mitunter eine „nicht auszuschließende“ Verletzung der Störungs- oder Zerstörungsverbots in den Raum stellen und damit teilweise die bundeseinheitliche Standardisierung des Tötungs- und Verletzungsverbots konterkarieren, indem sie an neuer Stelle Planungs- und Rechtsunsicherheit schaffen.\r\nDie Standardisierung des Tötungs- und Verletzungsverbots hat die Rechtssicherheit von Genehmigungsverfahren deutlich verbessert und damit entbürokratisiert und beschleunigt. Gleiches wäre für das Störungs- und Zerstörungsverbot wünschenswert.\r\nVorschlag\r\nDies zeigt: Es bestehen erhebliche Unsicherheiten und daher ein dringender Bedarf für eine umfassende, einheitliche und konkrete gesetzliche Maßstabsbildung, die Behörden und Projektierenden Rechtssicherheit gibt und entlastet. Ein solcher bundeseinheitlicher Maßstab wird auch beim Fledermausschutz benötigt, um rechtliche und faktische Unsicherheiten auszuräumen und die Genehmigungsverfahren rechtssicher zu gestalten.\r\nNorm\r\nBundesnaturschutzgesetz (BNatSchG)\r\n5.4 Erleichterung des Repowerings\r\nNutzen\r\nDeutlich höhere Produktion erneuerbaren Stroms, ohne die Gesamtanzahl der Windenergieanlagen deutlich zu erhöhen.\r\nKontext\r\nBeim Repowering werden alte Windenergieanlagen durch leistungsfähigere Anlagen ersetzt. Dadurch steigt die Stromerzeugung von Windparks mit weniger Windkraftanlagen als zuvor.\r\nDurch das vorzeitige Ende der Bundesregierung und ihrer parlamentarischen Mehrheit ist die am 04. September 2024 vom Bundeskabinett beschlossene Novelle des Baugesetzbuchs (BauGB) und damit auch die Bestrebung, bestehende bauplanungsrechtliche Hemmnisse für das Repowering zu beseitigen, zum Erliegen gekommen.\r\nVorschlag\r\nEs sind insbesondere Anpassungen im BauGB bei der Anwendung der Repowering-Vorschriften notwendig.\r\nIm Falle des § 245e Absatz 3 BauGB steht die Sonderregelung unter dem Vorbehalt, dass die “Grundzüge der Planung” durch die Zulassung des Repowering-Vorhabens nicht berührt werden dürfen. Die Auslegung dieses unbestimmten Rechtsbegriffs sorgt in der Praxis weiterhin für erhebliche Rechtsunsicherheit und verhindert die Realisierung zahlreicher\r\n21 von 38\r\nRepowering-Vorhaben außerhalb von Windenergiegebieten. Die Voraussetzung, dass die Grundzüge der Planung nicht berührt werden dürfen, sollte daher gestrichen werden.\r\nZudem ist aus Sicht des BWE die Definition des Repowerings im BauGB anzupassen. Die neue Abstandsregelung von 5H Abstand zur Altanlage sowie die Zeitvorgabe von 48 Monaten im § 16 BImSchG sollten unbedingt auch auf die bauplanungsrechtlichen Erleichterungen Anwendung finden. Hierdurch wird ein Gleichlauf des BauGB mit dem jüngst novellierten BImSchG dauerhaft gesichert und dem drängenden Ausbaubedarf weiter Rechnung getragen.\r\nNorm\r\nBaugesetzbuch (BauGB)\r\nEmpfehlung\r\nDer Gesetzentwurf zur BauGB-Novelle war fachlich sehr ausgereift und befand sich im Herbst 2024 bereits im parlamentarischen Verfahren. Die neue Bundesregierung sollte den Gesetzgebungsprozess rasch wieder aufnehmen und zum Abschluss bringen.\r\n5.5 Digitalisierung von Genehmigungsverfahren\r\nNutzen\r\nEntlastung der Behörden durch ein standardisiertes, digitales Antragssystem\r\nKontext\r\nMit der Novelle des BImSchG im Juni 20211 wurden erstmals verbindliche Vorgaben zur elektronischen Antragstellung eingeführt. Diese Neuerung bietet eine vielversprechende Chance, die Antragstellung und -bearbeitung deutlich zu erleichtern.\r\nVorschlag\r\nGenehmigungsbehörden können also wirksam entlastet werden, wenn Bund und Länder ein einheitliches und standardisiertes digitales Antragssystem bereitstellen. Das bereits bestehende ELiA-System könnte hierfür als Grundlage dienen.\r\nFür eine größtmögliche Effizienz und Entlastung im Rahmen der Modernisierung der öffentlichen Verwaltung sollte neben der Antragstellung das gesamte Genehmigungsverfahren digitalisiert werden. Derzeit entstehen in den Verfahren häufig umfangreiche Aktenordner voller Genehmigungsunterlagen, die durch eine vollständige Digitalisierung vermieden werden könnten.\r\nDabei sollten auch die Träger öffentlicher Belange über eine zentrale, gemeinsame Plattform eingebunden werden. Auf einer solchen Plattform könnten Antragsteller*innen und Behörden Stellungnahmen einsehen, Dokumente wie Gutachten hochladen und alle relevanten Unterlagen übersichtlich und jederzeit verfügbar abrufen. Zusätzlich ließen sich durch eine digitale Plattform Bearbeitungszeiten verkürzen, da Anfragen und Dokumente ohne Verzögerung bereitgestellt werden könnten. Auch die Einhaltung von Fristen würde durch eine transparente Übersicht erleichtert. So würde das Genehmigungsverfahren nicht nur schneller, sondern auch strukturierter und nutzerfreundlicher gestaltet.\r\nNorm\r\nBundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) und Verwaltungsverfahrensgesetz (VwVfG)\r\n1 Bundestag (2024): Gesetz zur Verbesserung des Klimaschutzes beim Immissionsschutz, zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung von EU-Recht – LINK.\r\n22 von 38\r\n5.6 Entlastungen bei Großraum- und Schwerlasttransporten\r\nNutzen\r\nSchnellerer Transport der Windenergieanlagen zu den jeweiligen Standorten durch eine Entbürokratisierung und Harmonisierung von Vorschriften\r\nKontext\r\nWindenergieanlagen bestehen aus großen, unteilbaren Komponenten wie Rotorblättern, die nur mit Hilfe von Sondertransporten zu den jeweiligen Baustellen transportiert werden können. Eine reibungslose Durchführung von Großraum- und Schwerlasttransporten (GST) ist daher ein Schlüsselfaktor für den schnellen Ausbau der Windenergie. Um das Ziel eines jährlichen Zubaus von 10 GW in Deutschland zu erreichen, sind rund 30.000 GST/Jahr erforderlich.\r\nDerzeit wird der Prozess durch eine komplizierte und uneinheitliche Antrags- und Genehmigungspraxis erschwert. Unterschiedliche Regelungen in den Bundesländern führen zu vermeidbaren Verzögerungen und höheren Kosten.\r\nVorschlag\r\nEine umfassende Entbürokratisierung und Harmonisierung der Vorschriften sind daher unerlässlich, um den Ausbau der Windenergie effizienter zu gestalten. Ein wichtiger Schritt war die Novellierung der Verwaltungsvorschrift zur Straßenverkehrsordnung (VwV-StVO) im Dezember 2024. Nun ist es dringend erforderlich, auch die Richtlinien für Großraum- und Schwertransporte (RGST) aus dem Jahr 2013 zu überarbeiten. Dieses zentrale Regelwerk definiert die Vorgaben für die Antragstellung, Antragsprüfung und die Gestaltung der Genehmigungsbescheide und muss an die aktuellen Herausforderungen angepasst werden.\r\nDarüber hinaus braucht es ein durchgehend digitales Genehmigungsverfahren, eine personelle Verstärkung der zuständigen Behörden sowie verständlich formulierte GST-Bescheide. Diese Maßnahmen würden die Abläufe erheblich vereinfachen und den Ausbau der Windenergie spürbar beschleunigen.\r\nNorm\r\nRichtlinien für Großraum- und Schwertransporte (RGST)\r\n5.7 Umsetzungsleitfaden zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung\r\nNutzen\r\nVerringerung des Verwaltungsaufwandes der Netzbetreiber, die derzeit Einzelberechnungen und Einzelrückerstattungen durchführen müssen.\r\nKontext\r\nAm 31. Dezember 2024 ist die Frist zur Ausstattung von Windenergieanlagen (WEA) mit einem System zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung (BNK) ausgelaufen. Alle etwa 16.000 Bestandsanlagen mussten demnach bis zum 1. Januar 2025 ein solches System installiert und in Betrieb genommen haben (§ 9 Abs. 8 EEG 2023). Dies gilt auch für Neuanlagen, die ab dem 1. Januar 2025 in Betrieb gehen. Problematisch ist hier jedoch, dass die Inbetriebnahme des BNK-Systems eine Inbetriebnahme der Anlage voraussetzt. Dies stellt jedoch einen Verstoß nach § 9 Abs. 8 EEG dar. Das Gesetz enthält also einige Regelungslücken, die es zu schließen gilt, damit Betreiber nachweisen können, dass sie alles Notwendige unternommen haben, damit der Betrieb der BNK-Technologie fristgerecht aufgenommen werden kann. Ohne eine solche Klarstellung droht vielen Betreibern eine unverschuldete Pönalisierung nach § 52 EEG. Die daraus resultierenden Erlöseinbußen fehlen dann für dringend notwendige Investitionen in den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien.\r\n23 von 38\r\nVorschlag\r\nUm eine unverschuldete Pönalisierung von Anlagenbetreibern zu verhindern, schlägt der BWE eine Anpassung des EEG vor. Als geeigneter Nachweis für die funktionsfähige Installation der BNK sollten nur diejenigen Schritte gelten, die im Einflussbereich des Anlagenbetreibers für die Zulassung der bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung liegen. Neuanlagen sollen darüber hinaus auch ohne BNK-System in Betrieb gehen dürfen, wenn die Betreiber dieses unverzüglich nach abschließender behördlicher Genehmigung in Betrieb nehmen.\r\nNorm\r\nEEG\r\n5.8 Umgang mit bebauten Flächen im Erbfall\r\nNutzen\r\nKeine Verteuerung und Verzögerung der Flächenbereitstellung\r\nKontext\r\nZu Lebzeiten sehen sich Eigentümer*innen von Flächen mit Erneuerbaren-Energien-Anlagen mit dem Szenario konfrontiert, ihre Erben im Erbfall mit erheblichen Steuerverbindlichkeiten zu belasten. Daher zögern sie unserer Beobachtung nach daher immer häufiger, ihre Flächen einem Projektierer im Rahmen eines Nutzungsvertrages für Erneuerbare Energien zur Verfügung zu stellen. Diese erhöhten Steuern im Erb- oder Schenkungsfall bei landwirtschaftlichen Flächen, die mit Windenergieanlagen bebaut sind, resultieren aus dem gemeinsamen Erlass der obersten Finanzbehörden der Länder „Bewertung von Grundstücken mit Windkraftanlagen (…); Bestimmung des Bodenwertes gem. § 179 BewG“. Dieser führt unter anderem dazu, dass Steuern im Erb- oder Schenkungsfall erheblich viel höher sind, da auch keine Freibeträge zur Anwendung kommen. Neben dem Zögern der Flächeneigentümer*innen beobachten wir jedoch auch eine Reihe von juristischen Lösungen, die das skizzierte Drohszenario mindern sollen. Alle diese Lösungen aus der Praxis führen zu bürokratischem Mehraufwand und zu einer Verteuerung der Projekte.\r\nVorschlag\r\nUm dies zu verhindern und die Energiewende weiterhin entschlossen voranzutreiben, regen wir an, das Bewertungsgesetz in den §§ 158, 159 und 160 dahingehend zu ändern, dass auch Flächen, die mit Windenergieanlagen bebaut sind, im Erbfall oder bei Abwicklung des Betriebs weiterhin dem land- und forstwirtschaftlichen Vermögen zugeordnet werden dürfen.\r\nNorm\r\nBewertungsgesetz\r\n24 von 38\r\n6 Kontinuierlicher Netzausbau bei gleichzeitiger Kosteneffizienz 6.1 Ertüchtigung und Ausbau der Verteilnetze ............................................................................................. 25 6.2 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten .......................................................................................... 25 6.3 Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussprozesses ....................................................... 26 6.4 Freileitungen statt Erdkabel ..................................................................................................................... 27\r\n25 von 38\r\n6.1 Ertüchtigung und Ausbau der Verteilnetze\r\nNutzen\r\nEntlastung des Netzausbaus durch eine unbürokratische Ertüchtigung der Verteilnetze\r\nKontext\r\nEine beschleunigte Entwicklung der Verteilnetze ist essenziell, um Deutschlands Energieversorgung zu sichern und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Da der Großteil der Erneuerbaren-Energien-Anlagen und Batteriespeicher auf Verteilnetzebene angeschlossen werden, stehen diese Netze vor enormen Herausforderungen: Schon jetzt muss die bisher zentralisierte Netzstruktur dezentralen Anforderungen gerecht werden, indem zahlreiche Erzeugungs- und Speicheranlagen integriert und steuerbar gemacht werden.\r\nVorschlag\r\nDie Engpässe in den Verteilnetzen gefährden die Versorgungssicherheit, weshalb der Netzausbau dringend vereinfacht und beschleunigt werden muss. Maßnahmen wie die Anwendung des überragenden öffentlichen Interesses auf Verteilnetze, die Anhebung der UVP-Schwellenwerte und reduzierte Verwaltungsaufgaben können die notwendige Ertüchtigung der Verteilnetze sicherstellen.\r\nNorm\r\nEnWG, UVPG\r\n6.2 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten\r\nNutzen\r\nEffiziente Nutzung der bestehenden Netzinfrastruktur und Beitrag zur Dämpfung der Netzentgelte\r\nKontext\r\nDer schleppende Netzausbau bremst die Energiewende zunehmend aus. Die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP) bietet allerdings eine kostengünstige und schnell umsetzbare Lösung, bis der Netzausbau erfolgt ist. Erneuerbare-Energien-Anlagen sind über NVP an das Stromnetz angeschlossen. NVP sind in der Regel darauf ausgelegt, 100 Prozent der theoretischen Einspeiseleistung der angeschlossenen Anlagen in das Stromnetz einzuspeisen. Dabei zeigt eine im April 2024 veröffentlichte Studie des BEE, dass die volatile Einspeisung durch Wind- und insbesondere PV-Anlagen mit einer geringen durchschnittlichen Auslastung der NVP von unter 50 Prozent einhergeht. Dementsprechend ist es technisch möglich, mehr Leistung an einen NVP anzuschließen, als dieser theoretisch in das Stromnetz einspeisen kann. Diese Überbauung von NVP wird von den meisten Netzbetreibern unverständlicherweise abgelehnt.\r\nAm 29. Januar 2025 verabschiedete der Bundestag mit den Stimmen der Bundestagsfraktionen von SPD, Bündnis 90/Die Grünen und CDU/CSU Änderungen des EEG, welche den rechtssicheren Rahmen für die NVP-Überbauung schaffen.\r\nWir begrüßen die parteiübergreifende Kooperation, die der Energiewende einen neuen Schub geben kann. Damit ist ein wichtiger Schritt zur kosteneffizienten Nutzung der bestehenden Netzinfrastruktur und der technologieübergreifenden Überbauung von Netzverknüpfungspunkten getan.\r\nVorschlag\r\nDie im Bundestag mitbeschlossene Gesetzesbegründung macht deutlich, dass der Gesetzgeber den Rahmen für technologieübergreifende Überbauungsprojekte schaffen will. Die EE-Branche hat sich das klare Ziel gesetzt, diese Gelegenheit zu nutzen und\r\n26 von 38\r\nmöglichst viele Überbauungsprojekte auf den Weg zu bringen. Um dieses gemeinsame Ziel zu verwirklichen, bedarf es allerdings noch einer entscheidenden Änderung: Die Novelle des EEG kann ihr volles Potenzial zur Entlastung des Netzausbaus und zur Dämpfung der Netzentgelte nur dann entfalten, wenn aus der Option, flexible Netzanschlussverträge zu schließen, ein grundsätzliches Recht der Anlagenbetreiber wird, NVP zu überbauen. Dies ist technisch sicher und sollte daher nur in begründeten Ausnahmefällen abgelehnt werden können. So stellt der Gesetzgeber sicher, dass Überbauungsprojekte nicht am fehlenden Willen einiger Netzbetreiber scheitern.\r\nNorm\r\nEEG, EnWG\r\n6.3 Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussprozesses\r\nNutzen\r\nEntbürokratisierung des Netzanschlussverfahrens und Entlastung aller beteiligten Akteure\r\nKontext\r\nDer Netzanschluss von Windenergieanlagen wird nicht nur durch den schleppenden Netzausbau, sondern auch durch einen Flickenteppich von aufwändigen Netzanschlussverfahren verzögert. Deutschlandweit projektierende Unternehmen müssen die Technischen Anschlussbedingungen (TAR) und Prozessabläufe von etwa 900 Verteilnetzbetreibern beachten. Daher sollten die Netzanschlussverfahren durch mehr Standardisierung, Automatisierung und Digitalisierung entbürokratisiert und beschleunigt werden.\r\nVorschlag\r\nDer im November 2024 beschlossene Kabinettsbeschluss zu einer EnWG-Novelle sah die Einführung entsprechender Verbesserungen vor: Die Digitalisierung des Netzanschlussprozesses, eine unverbindliche Netzanschlussauskunft sowie einen Reservierungsmechanismus für Netzanschlusskapazität. Diese Netzanschlussbeschleuniger gilt es nun schnellstmöglich im künftigen Bundestag zu beschließen.\r\nDer digitale und für alle Verteilnetzbetreiber (VNB) weitestmöglich standardisierte Netzanschlussprozess beschleunigt und entbürokratisiert das langwierige Netzanschlussverfahren. Die digitale und unverbindliche Netzanschlussauskunft wiederum erhöht die Transparenz der Netzdaten. Dadurch können Projektierer ihre Netzanschlussbegehren auf aussichtsreiche Standorte mit verfügbaren Netzanschlusskapazitäten fokussieren. Diese Netztransparenz ist auch für das Gelingen der NVP-Überbauung essenziell. Letztlich kann der bundeseinheitliche Reservierungsmechanismus für Netzanschlusskapazität Planungssicherheit schaffen und Prozesse beschleunigen. Die zeitlich begrenzte und technologiespezifische Reservierung von Netzanschlusskapazität würde an den Nachweis von Projektfortschritten geknüpft, sodass Netzbetreiber wesentlich entlastet werden. Durch diese prozessualen Kosteneinsparungen können auch die Stromgestehungskosten gedämpft werden.\r\nNorm\r\nEnWG\r\nEmpfehlung\r\nRascher Beschluss der im EnWG-Gesetzentwurf vorliegenden Regelung.\r\n27 von 38\r\n6.4 Freileitungen statt Erdkabel\r\nNutzen\r\nDeutliche Kostenersparnis beim Ausbau der Netze\r\nKontext\r\n2015 wurde der Erdkabelvorrang für Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ-Leitungen) eingeführt, um die Akzeptanz des Netzausbaus zu steigern. Spätestens seit dem Angriffskrieg auf die Ukraine ist die Energiewende und die damit einhergehende Energiesicherheit in der Mitte der Bevölkerung angekommen.\r\nVorschlag\r\nEs ist die Erkenntnis gereift, dass steigende Netzentgelte und Strompreise womöglich eine größere Akzeptanzhürde darstellen als der Bau von Freileitungen. Daher lohnt es sich, erneut über den Erdkabelvorrang zu diskutieren. Freileitungen sind in der Regel schneller umzusetzen, einfacher zu warten und um ein Vielfaches kostengünstiger. Mehrere Übertragungsnetzbetreiber beziffern die potenzielle Kosteneinsparung allein bei drei HGÜ-Projekten auf 20 Milliarden Euro. Die gesetzliche Priorisierung von Erdkabeln sollte durch freie Wahlmöglichkeiten der Netzbetreiber ersetzt werden. Der entbürokratisierte Netzausbau kann so zur Senkung der Netzentgelte und Strompreise beitragen.\r\n28 von 38\r\n7 Ausweitung der regionalen Wertschöpfung 7.1 Energy Sharing ............................................................................................................................................. 29 7.2 Vereinfachung bei § 6 EEG .......................................................................................................................... 30 7.3 Transparenz bei der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie ................................................... 30 7.4 Harmonisierung der Landes-Beteiligungsgesetze ...................................................................................... 31 7.5 Erleichterungen bei der Prospektpflicht..................................................................................................... 31\r\n29 von 38\r\n7.1 Energy Sharing\r\nNutzen\r\nDurch eine gerechte Beteiligung, transparente Regelungen und finanzielle Vorteile kann die Bevölkerung unmittelbar von Windparks und der Energiewende als Ganzes profitieren.\r\nKontext\r\nEnergy Sharing bietet eine einzigartige Chance, Bürgerinnen und Bürger aktiv in die Energiewende einzubeziehen und gleichzeitig die Wertschöpfung vor Ort zu stärken. Es ist nicht nur ein entscheidender Faktor für die Wertschöpfung des dringend benötigten Windenergieausbaus, sondern auch eine rechtliche Verpflichtung, die Deutschland bisher nicht erfüllt hat. Die Europäische Strombinnenmarktrichtlinie legt in Artikel 15a klar fest, dass die Mitgliedstaaten allen Haushalten, kleinen und mittleren Unternehmen sowie öffentlichen Einrichtungen das Recht einräumen müssen, sich diskriminierungsfrei an der Nutzung Erneuerbarer Energien zu beteiligen. Diese Regelung hätte bereits bis Mitte 2021 in nationales Recht umgesetzt werden müssen. Deutschland hat diese Frist verstreichen lassen und somit die Chance verpasst, eine Vorreiterrolle einzunehmen.\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) präsentierte dazu im Rahmen der Verbändeanhörungen zur EEG/EnWG-Novelle im Oktober 2024 einen Vorschlag, der die gemeinsame Nutzung von Energie ab Juni 2026 innerhalb eines Bilanzierungsgebiets und ab Juni 2028 auch in angrenzenden Bilanzierungsgebieten ermöglichen sollte. Doch die Verabschiedung scheiterte aufgrund der Regierungsauflösung. Zudem bot der vorgelegte regulatorische Entwurf kaum Umsetzungsmöglichkeit für Windenergieprojekte, wodurch das Potenzial für eine gerechte und effektive Umsetzung von Energy Sharing weiterhin ungenutzt bleibt.\r\nVorschlag\r\nWir haben jetzt die Möglichkeit, nicht nur die Versäumnisse der Vergangenheit auszugleichen, sondern mit ambitionierten Maßnahmen die Grundlage für eine gerechte und nachhaltige Energiezukunft zu schaffen. Ein wirksames Energy-Sharing-Gesetz kann die Senkung der Energiekosten vor Ort vorantreiben, indem es finanzielle Entlastungen bei Netzentgelten, Umlagen und Steuern ermöglicht, was nicht nur die Akzeptanz der Energiewende erhöht, sondern auch Haushalte und Unternehmen unmittelbar entlastet. Gleichzeitig kann eine stärkere regionale Wertschöpfung erreicht werden, indem neben den Miteigentümern von Bürgerenergieprojekten auch Anwohner*innen im näheren Umkreis von den EE-Anlagen profitieren. Eine geografische Begrenzung mit einem zweistelligen Kilometer-Radius rund um die Anlagen würde die gerechte Teilhabe sicherstellen und die Akzeptanz vor Ort fördern. Ein solcher Ansatz kann den administrativen Aufwand erheblich reduzieren und so auch Behörden entlasten, da geografische Begrenzungen einfacher umzusetzen wären als komplexere Regelungen auf Basis von Netzbilanzierungsgebieten. Darüber hinaus trägt Energy Sharing durch die lokale Nutzung Erneuerbarer Energien zur Versorgungssicherheit bei, indem es die Abhängigkeit von zentralen Energiequellen verringert, Übertragungsverluste mindert und regionale Stromnetze stabilisiert.\r\nEin zukunftsweisendes Gesetz muss außerdem sicherstellen, dass alle relevanten Akteure in den Prozess eingebunden werden. Es wäre ein Fehler, größere Betreiber, Direktvermarkter oder Grünstromhändler von der Teilnahme auszuschließen. Die bisher diskutierte Einschränkung, Energy Sharing nur als „Nebenaktivität“ zuzulassen, würde jene benachteiligen, die sich seit Jahren für die Energiewende engagieren, und die Effizienz und Breitenwirkung des Modells erheblich mindern. Stattdessen sollten möglichst viele Akteure\r\n30 von 38\r\neingebunden werden, um den Markt für Erneuerbare Energien zu stärken und das Potenzial von Energy Sharing voll auszuschöpfen.\r\nNorm\r\nEnWG\r\n7.2 Vereinfachung bei § 6 EEG\r\nNutzen\r\nTransparente und sachgerechte Umsetzung der kommunalen Beteiligung\r\nKontext\r\nDie bisherige Rechtslage des § 6 EEG basiert auf hypothetischen Einspeisemengen und führt zu Unsicherheiten.\r\nVorschlag\r\nDeshalb steht der BWE für die Streichung der fiktiven Strommengenregelungen aus § 6 EEG, wie sie bereits im Referentenentwurf der EnWG-EEG-Novelle vom Oktober 2024 vorgeschlagen wurde. Mit der Begrenzung auf tatsächlich eingespeiste Strommengen und einem Angebot von 0,2 ct wird eine transparente und sachgerechte Lösung geschaffen. Dies erhöht die Planbarkeit für Betreiber und Kommunen und fördert zugleich die Effizienz des Marktes.\r\nNorm\r\nEEG\r\nEmpfehlung\r\nRegelungsentwurf lag in der EnWG-/EEG-Novelle bereits vor und kann unmittelbar umgesetzt werden.\r\n7.3 Transparenz bei der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie\r\nNutzen\r\nSichtbarmachung der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie\r\nKontext\r\nRegionale Wertschöpfung ist ein Kernanliegen der Onshore-Windenergie. § 6 des EEG ermöglicht es Standortkommunen, von den Stromerträgen aus Windenergieanlagen zu profitieren. Immer mehr Kommunen können dadurch in Erneuerbare-Energien-Projekte eingebunden werden und unmittelbar vom Fortschritt der Energiewende profitieren. Seit 2023 gilt dies nicht nur für Neuprojekte, sondern auch für Bestandsanlagen. Allerdings bleiben die geleisteten Zahlungen bisher weitgehend unsichtbar.\r\nVorschlag\r\nDaher schlagen wir vor, dass Kommunen die erhaltenen Beiträge transparent machen, um den finanziellen Beitrag der Windenergie zu kommunalen Haushalten sichtbar zu machen. Für ein umfassendes und informatives Gesamtbild, das sowohl für Kommunen als auch für die Menschen vor Ort und die Branche von Bedeutung ist, sollten die Zahlungen vor Ort in geeigneter Weise veröffentlicht werden.\r\nNorm\r\nEEG\r\n31 von 38\r\n7.4 Harmonisierung der Landes-Beteiligungsgesetze\r\nNutzen\r\nErleichterung der Beteiligungspraxis\r\nKontext\r\nDie Beteiligung von Kommunen und Anwohner*innen hat in der Windenergiebranche eine lange Tradition und wird vielerorts unabhängig von Landesbeteiligungsgesetzen umgesetzt.\r\nVorschlag\r\nDa immer mehr Bundesländer eigene Regelungen einführen, spricht sich der BWE für einen einheitlichen, übergeordneten Rahmen aus, um einen Flickenteppich zu vermeiden. Ein flexibles Angebotsspektrum ist dabei entscheidend, um im Rahmen der Vorhabenmöglichkeiten den individuellen Bedürfnissen der Kommunen und Anwohner*innen in den verschiedenen Bundesländern gerecht zu werden. Dabei sollte ein Rahmen für die Kosten enthalten sein, um Transparenz und Vergleichbarkeit sicherzustellen.\r\nNorm\r\nEEG\r\nEmpfehlung\r\nPrüfung und Weiterentwicklung des im Herbst vorgelegten Regelungsvorschlags in der EnWG-/EEG-Novelle\r\n7.5 Erleichterungen bei der Prospektpflicht\r\nNutzen\r\nUnser Anliegen ist es, dass es auch in Zukunft in Deutschland ein breites Spektrum an Akteuren und Projektgrößen gibt. Dazu gehören auch kleinere Projekte von Bürgerenergiegesellschaften.\r\nKontext\r\nDie Prospektpflicht, die für die öffentliche Kapitalaufnahme erforderlich ist, stellt für diese Vorhaben eine erhebliche Hürde dar. Diese Vorschrift verlangt einen genehmigten Verkaufsprospekt der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht, was aufwändig und kostspielig ist. Besonders für kleinere Projekte im Bereich der Erneuerbaren Energien ist dies eine kaum zu bewältigende Belastung, die den Fortschritt der Energiewende bremsen kann.\r\nVorschlag\r\nVorschlag zu Änderungen des Vermögensanlagengesetzes:\r\n•\r\nBefreiung von BEG (§ 3 Nr. 15 EEG) von der Prospektpflicht.\r\n•\r\nErhöhung des Verkaufspreises für Vermögensanlagen auf 400.000 Euro.\r\n•\r\nAnhebung des Schwarmfinanzierungsvolumens auf 8 Millionen Euro.\r\nZiel soll sein, eine rechtliche Grundlage zu schaffen, die einerseits den Anlegerschutz gewährleistet, andererseits aber bürgernahe und lokal verankerte Projektplanung im Bereich EE entlastet.\r\nNorm\r\nVermögensanlagengesetz\r\n32 von 38\r\n8 Das Potenzial der Offshore-Windenergie\r\nMit fachlicher Unterstützung\r\ndes Bundesverbandes Windenergie Offshore e.V. sowie der Stiftung Offshore-Windenergie\r\n8.1 Energiepolitische- und regulatorische Maßnahmen ................................................................................. 33\r\n8.2 Kosten- und ressourceneffizienter Ausbau durch optimierte Planung .................................................... 35\r\n8.3 Industrie- und finanzpolitische Maßnahmen ............................................................................................. 36\r\n8.4 Maßnahmen zur Erhöhung der Sicherheit für Mitarbeitende .................................................................. 37\r\n8.5 Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit ............................................................................ 37\r\n33 von 38\r\n8.1 Energiepolitische- und regulatorische Maßnahmen\r\n8.1.1 Offshore-Ausschreibungsdesign reformieren\r\nNutzen\r\nHöhere Realisierungswahrscheinlichkeit, bessere Refinanzierungsbedingungen und damit niedrigere Investitionskosten für Projekte, niedrigere Strompreise für Wirtschaft und Industrie, Entlastung der Lieferkette, Anreiz europäischer Wertschöpfung, Stärkung der Innovationskraft.\r\nKontext\r\nDas auf staatliche Erlösmaximierung ausgelegte Ausschreibungsdesign für Offshore-Windflächen begünstigt risikoreiches Bieterverhalten finanzstarker Investoren. Geringe Pönalen sowie unsicherere Wirtschaftlichkeitsprognosen verringern die Realisierungswahrscheinlichkeit von Projekten. Hohe Gebotssummen lassen sich fast nur über höhere Preise langfristiger Stromabnahmeverträge für Industrie und Wirtschaft, über Druck auf die Lieferkette oder über ein Ausweichen auf günstigere, möglicherweise staatlich subventionierte nichteuropäische Komponenten refinanzieren. Der dämpfende Einfluss der Auktionserlöse auf die steigende Offshore-Netzumlage dürfte gering ausfallen. Die EU-Kommission forderte 2023 eine Prüfung ungedeckelter Auktionen – Deutschland hat darauf nicht reagiert. Die Rechtsvorschriften für die zeitliche Realisierung von Offshore-Windparks gefährden die Investitionssicherheit der Projekte und müssen angepasst werden.\r\nVorschlag\r\nDie Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes und des Offshore-Ausschreibungsdesigns ist notwendig. Anpassungen sollten möglichst in Abstimmung mit den europäischen Partnern erfolgen. Mit der Umsetzung des Net Zero Industry Acts der EU in Deutschland sollten sinnvolle Präqualifikations- und qualitative Kriterien eingeführt werden. So kann der Fokus auf Auktionserlöse reduziert werden. Alternative Fördermechanismen wie beidseitige Differenzverträge sollten auf Basis der Erfahrungen anderer entwickelter Offshore-Windmärkte geprüft werden. Den Entwicklern von Offshore-Windparks sollten nach ihrem verbindlichen Netzanschlusstermin deutlich mehr als sechs Monate Zeit gegeben werden, um die Betriebsbereitschaft ihrer Windenergieanlagen nachzuweisen.\r\nNorm\r\nWindenergie-auf-See-Gesetz\r\n8.1.2 Akteursvielfalt durch 1-GW-Flächen stärken\r\nNutzen\r\nFörderung von Wettbewerb, Akteursvielfalt und Effizienz.\r\nKontext\r\nDer bisherige Fokus auf 2-GW-Flächen hat die Teilnahmemöglichkeiten für kleinere Unternehmen und Konsortien eingeschränkt. Der Flächenentwicklungsplan 2025 sieht nun auch Flächen mit 1 GW oder weniger vor.\r\nVorschlag\r\nAuch künftig sollten 1-GW-Flächen ausgeschrieben werden, um Akteursvielfalt und Wettbewerb zu stärken – in Verbindung mit einem Bieterlimit, das jedem Bieter nur den Zuschlag für eine Fläche pro Auktion erlaubt.\r\n34 von 38\r\n8.1.3 Hybride Interkonnektoren als Wegbereiter für regionale Offshore-Vernetzung\r\nNutzen\r\nFlexiblere Integration der Offshore-Windenergie in das europäische Stromsystem.\r\nKontext\r\nHybride Interkonnektoren erhöhen die Kapazitäten für den internationalen Stromtransport und senken Stromkosten.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte auf ein investitionssicheres EU-Marktdesign und die Beseitigung struktureller Nachteile für PPA aus Offshore-Gebotszonen hinarbeiten.\r\n8.1.4 Offshore-Elektrolyse-Hubs nutzen\r\nNutzen\r\nKostensenkung und bessere Integration der Offshore-Windenergie.\r\nKontext\r\nDie Offshore-Elektrolyse ist bisher in Deutschland noch wenig entwickelt, bietet jedoch insbesondere an küstenfernen Standorten erhebliche Potenziale.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte Pilotprojekte fördern, kombinierte Anschlusskonzepte ermöglichen und die Offshore-Elektrolyse in die Zielvorgaben des WindSeeG aufnehmen.\r\nNorm\r\nWindenergie-auf-See-Gesetz\r\n8.1.5 Weiterbetrieb von Offshore-Windparks ermöglichen\r\nNutzen\r\nEffiziente Nutzung bestehender Infrastruktur und verbesserte Klima- und Umweltbilanz\r\nKontext\r\nAb 2040 laufen die Genehmigungen für die ersten großen Offshore-Windparks aus.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte den koordinierten Weiterbetrieb von Anlagen prüfen und regulatorisch grundsätzlich ermöglichen.\r\n35 von 38\r\n8.2 Kosten- und ressourceneffizienter Ausbau durch optimierte Planung\r\n8.2.1 Flächen effizienter nutzen\r\nNutzen\r\nGeringere Abschattungseffekte und höhere Erträge.\r\nKontext\r\nDie derzeitige Bebauungsdichte erhöht Abschattungseffekte und verringert die Effizienz.\r\nVorschlag\r\nUnter der Voraussetzung, dass die gesetzlichen Ausbauziele bis 2045 erreicht werden, sollte für künftig auszuweisende Flächen eine Reduzierung der Bebauungsdichte geprüft werden.\r\n8.2.2 Abschattungseffekte durch grenzüberschreitende Flächenplanung reduzieren\r\nNutzen\r\nEffizientere Flächennutzung und geringere Umweltbelastung.\r\nKontext\r\nDie Flächenplanung in Nord- und Ostsee erfolgt derzeit überwiegend auf nationaler Ebene und verursacht grenzüberschreitende Effekte.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte eine frühzeitige und transparente Zusammenarbeit mit den Nachbarländern etablieren.\r\n8.2.3 Gespräche mit Dänemark über die Möglichkeit einer radialen Anbindung aufnehmen\r\nNutzen\r\nOptimierung der Offshore-Potenziale durch grenzübergreifende Zusammenarbeit.\r\nKontext\r\nDänemark verfügt über größere Flächen, die für die Offshore-Windenergie geeignet sind. Würden diese Flächen mit Offshore-Windparks bebaut und an das deutsche Stromnetz angeschlossen, könnten Abschattungseffekte und Stromgestehungskosten reduziert und Erträge optimiert werden.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte mit dem Nachbarland Dänemark die Möglichkeit radialer Anbindungen einzelner Flächen prüfen.\r\n36 von 38\r\n8.3 Industrie- und finanzpolitische Maßnahmen\r\n8.3.1 Lieferketten stärken durch geeignete Rahmenbedingungen für Investitionen und Finanzierung\r\nNutzen\r\nEin höherer Anteil deutscher und europäischer Wertschöpfung. Schaffung von Arbeitsplätzen. Auslösen von Investitionen. Re-Industrialisierung. Sicherung von Know-how in einem Hochtechnologiesektor.\r\nKontext\r\nDie Offshore-Windindustrie und ihre maritime Zulieferkette bieten ein enormes Wertschöpfungspotenzial. Um dieses auszuschöpfen, müssen zentrale Herausforderungen angegangen werden. Dazu gehören Investitionen in neue Fertigungskapazitäten, die Vorabfinanzierung von Projekten, Vertragserfüllungsbürgschaften und Betriebskapital.\r\nOffshore-Windprojekte erfordern Investitionen von mehreren hundert Millionen bis zu mehreren Milliarden Euro. Die oft mittelständisch geprägte Zulieferkette kann das allein nicht stemmen. Maßgeschneiderte Finanzierungsinstrumente – jedoch keine Subventionen – sind nötig.\r\nZudem muss der globale Wettbewerb fair bleiben. Ein Level-Playing-Field ist essenziell. Die Stärkung der heimischen Produktionskapazitäten erhöht zudem die Resilienz gegenüber geopolitischen Risiken.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte den Net-Zero Industry Act der EU zügig umsetzen. Bereits eingeführte Finanzierungsinstrumente für zinsverbilligte Kredite und Bürgschaften sollten zügig angewendet werden. Bestehende Lücken sind zu schließen. Zudem sollten staatliche Bürgschaftsinstrumente und der kommerzielle Bankensektor besser verzahnt werden, um Synergien zu nutzen.\r\n8.3.2 Häfen erweitern und ertüchtigen\r\nNutzen\r\nSicherstellung ausreichender Kapazitäten für den Ausbau der Offshore-Windenergie.\r\nKontext\r\nDie Infrastruktur der deutschen Seehäfen ist derzeit nicht ausreichend ausgebaut.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte die Finanzierung des Hafenausbaus klären und Mittel aus den Auktionseinnahmen für Offshore-Windenergie für den Ausbau und die Ertüchtigung der Seehäfen für Offshore-Windenergie einsetzen.\r\n37 von 38\r\n8.4 Maßnahmen zur Erhöhung der Sicherheit für Mitarbeitende\r\n8.4.1 Küstenferne Rettung ermöglichen\r\nNutzen\r\nVerbesserte Sicherheitsvorkehrungen in küstenfernen Offshore-Gebieten.\r\nKontext\r\nEin einheitlicher Rechtsrahmen für küstenferne Rettung von Mitarbeitenden auf See fehlt bisher.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte gemeinsam mit den betroffenen Bundesländern einen entsprechenden Rechtsrahmen schaffen und die Rettungsinfrastruktur organisieren. Rettungsdienstleistungen sollten staatlich koordiniert und ausgeschrieben werden.\r\n8.5 Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit\r\n8.5.1 Kritische maritime Energieinfrastruktur schützen\r\nNutzen\r\nMehr Versorgungssicherheit als Voraussetzung für die Energiesicherheit. Synergien zwischen Offshore-Windenergie, Sicherheit und Militär.\r\nKontext\r\nDie kritische maritime Energieinfrastruktur muss vor physischen und Cyber-Angriffen geschützt werden. Insbesondere physische Angriffe stellen eine Herausforderung dar, da Offshore-Windparks und ihre Netzverknüpfungssysteme abgelegen sind und verschiedene administrative Ebenen zuständig sind. Ein wirksamer Schutz erfordert gezielte Maßnahmen und eine enge Zusammenarbeit zwischen Staat und Wirtschaft.\r\nVorschlag\r\nDie künftige Bundesregierung sollte die Meeresraumüberwachung durch Sicherheitsbehörden und Marine ausbauen, den rechtlichen Rahmen klären und die EU-Richtlinien NIS-2 und CER zügig umsetzen. Zudem sollte die Kooperation zwischen Betreibern und Behörden gestärkt werden – das Gewaltmonopol bleibt jedoch beim Staat.\r\nNorm\r\nNIS 2 und KRITIS Dachgesetz\r\n38 von 38\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nTitelbild: Adobe Stock 314239910\r\nKapitelbilder: Adobe Stock, Tim Siegert-batcam\r\nKapitelbild Offshore: Stiftung Offshore Windenergie\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Dokument enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartnerin\r\nKristina Hermann\r\nAutor*innen Onshore\r\nGörke, Elisabeth\r\nGrothe, Stefan\r\nHasse, Christina\r\nHermann, Kristina\r\nHermus, Max\r\nDr. Hilger, Janna\r\nKarst, Juliane\r\nLesi, Antigona\r\nLiebe, Luca\r\nMoser-Abt, Mirko\r\nDr. Röhsler, Andreas\r\nRöhrs, Moritz\r\nSchnürpel, Lukas\r\nStengel, Tristan\r\nStötzel, Wolf\r\nAutoren Offshore\r\nMummert, Andreas | Stiftung Offshore-Windenergie\r\nSohn, Hans | BWO\r\nSupport\r\nBackhaus, Kristina\r\nChichowitz, Lisa\r\nScholz, Manuela\r\nBeteiligte Gremien im BWE\r\nGesamtvorstand\r\nAK Energiepolitik\r\nBeirat Kommunikation\r\nJuristischer Beirat\r\nNaturschutzbeirat\r\nDatum\r\n17. Februar 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-02-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015378","regulatoryProjectTitle":"Kritische maritime Energieinfrastruktur schützen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/08/0b/499360/Stellungnahme-Gutachten-SG2503280127.pdf","pdfPageCount":38,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"ositionspapier\r\nWind. Wirtschaft. Wohlstand.\r\nDie Windenergie in der neuen Legislatur. Eine fachliche Handreichung für die Koalitionsverhandlungen\r\nFebruar 2025\r\n2 von 38\r\nInhalt\r\n1 Wieso es sich lohnt, dieses Papier zu lesen ............................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze ............................................................................................................................ 5\r\n3 Schaffung eines zukunftsfähigen Marktsystems ....................................................................................... 7\r\n3.1 Weiterentwicklung einer produktionsabhängigen Investitionsabsicherung ......................................................................................................... 8\r\n3.2 Wahrung der einheitlichen Gebotszone .................................................................................................................................................................. 9\r\n4 Maßnahmen zur marktwirtschaftlichen Stärkung ................................................................................... 10\r\n4.1 Notwendigkeit von Flexibilisierung ........................................................................................................................................................................ 11\r\n4.2 Direktbelieferungen für die Industrie .................................................................................................................................................................... 12\r\n4.3 Wind-Speicherlösungen durch Innovationsausschreibungen .............................................................................................................................. 13\r\n4.4 Cybersicherheit: Anforderungen der NIS-2 an Anlagenbetreiber praxisnah umsetzen ...................................................................................... 13\r\n4.5 Sicherstellung von Cybersicherheit für Windenergieanlagen in Deutschland ..................................................................................................... 14\r\n4.6 Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl .................................................................................................................................... 15\r\n4.7 Sicherstellung der Vergütungsdauer ...................................................................................................................................................................... 15\r\n4.8 Duldungspflicht für Privatgrundstücke .................................................................................................................................................................. 16\r\n4.9 Erhalt der Akteursvielfalt ........................................................................................................................................................................................ 16\r\n5 Wege zum Bürokratieabbau ................................................................................................................... 17\r\n5.1 Umsetzung der RED III zur Entlastung der Behörden ............................................................................................................................................ 18\r\n5.2 Einführung der Probabilistik ................................................................................................................................................................................... 19\r\n5.3 Ausweitung von bundeseinheitlichen Vorgaben im Artenschutz ......................................................................................................................... 20\r\n5.4 Erleichterung des Repowerings .............................................................................................................................................................................. 20\r\n5.5 Digitalisierung von Genehmigungsverfahren ........................................................................................................................................................ 21\r\n5.6 Entlastungen bei Großraum- und Schwerlasttransporten .................................................................................................................................... 22\r\n5.7 Umsetzungsleitfaden zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung .................................................................................................................. 22\r\n5.8 Umgang mit bebauten Flächen im Erbfall ............................................................................................................................................................. 23\r\n6 Kontinuierlicher Netzausbau bei gleichzeitiger Kosteneffizienz .............................................................. 24\r\n6.1 Ertüchtigung und Ausbau der Verteilnetze............................................................................................................................................................ 25\r\n6.2 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten ........................................................................................................................................................ 25\r\n6.3 Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussprozesses ..................................................................................................................... 26\r\n6.4 Freileitungen statt Erdkabel ................................................................................................................................................................................... 27\r\n7 Ausweitung der regionalen Wertschöpfung ............................................................................................ 28\r\n7.1 Energy Sharing ......................................................................................................................................................................................................... 29\r\n7.2 Vereinfachung bei § 6 EEG ...................................................................................................................................................................................... 30\r\n7.3 Transparenz bei der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie............................................................................................................... 30\r\n7.4 Harmonisierung der Landes-Beteiligungsgesetze ................................................................................................................................................. 31\r\n7.5 Erleichterungen bei der Prospektpflicht ................................................................................................................................................................ 31\r\n8 Das Potenzial der Offshore-Windenergie ................................................................................................ 32\r\n8.1 Energiepolitische- und regulatorische Maßnahmen ............................................................................................................................................. 33\r\n8.2 Kosten- und ressourceneffizienter Ausbau durch optimierte Planung ................................................................................................................ 35\r\n8.3 Industrie- und finanzpolitische Maßnahmen ......................................................................................................................................................... 36\r\n8.4 Maßnahmen zur Erhöhung der Sicherheit für Mitarbeitende .............................................................................................................................. 37\r\n8.5 Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit ........................................................................................................................................ 37\r\n3 von 38\r\n1 Wieso es sich lohnt, dieses Papier zu lesen\r\nWindenergie ist das Rückgrat der deutschen Stromwirtschaft – für Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Klimaschutz. Mit einem Anteil von 33 Prozent an der deutschen Stromerzeugung im Jahr 2024 hat sich die Windenergie – Onshore und Offshore – längst als Fundament der Energieversorgung etabliert und wird weiter an Bedeutung gewinnen. Sie ist Schlüsseltechnologie und Wirtschaftsfaktor zugleich: Die Industrie braucht und fordert grünen Strom, um Stahl- und Chemieproduktion zukunftsfähig zu machen, Investitionen zu tätigen und Wertschöpfung in den kommenden Jahren zu sichern und auszubauen.\r\nWindenergie ist Wachstumsmotor: Sie steht für hochqualifizierte Arbeitsplätze und industrielles Know-how in einem kritischen Hochtechnologiesektor, sowie für die Beteiligung von Menschen und Kommunen. Die Entwicklung des Ausbaus in den letzten Jahren hat eindrucksvoll bewiesen, welche Potenziale in der Windenergie liegen, und welchen Weg wir in der Zukunft beschreiten können. Die gesetzliche Verankerung des „überragenden öffentlichen Interesses“ in § 2 EEG unterstreicht den breiten gesellschaftlichen Konsens, den Ausbau weiter entschlossen voranzutreiben.\r\nWindenergie ist die Antwort auf die wirtschafts-, sicherheits- und klimapolitischen Herausforderungen unserer Zeit und als Grundlage wirtschaftlicher Resilienz unverzichtbar. Deshalb müssen jetzt die richtigen Weichen gestellt werden, damit Deutschland die Chancen der Transformation voll ausschöpfen kann. Ein kosten- und ressourceneffizienter Ausbau der Windenergie an Land und auf See ist nicht nur möglich – er ist für die Zukunft des Landes unverzichtbar. Wind für die Wirtschaft – Wirtschaft für den Wohlstand.\r\nIn den Tagen und Wochen nach der Bundestagswahl am 23. Februar wird in Berlin über die Bildung einer neuen Bundesregierung verhandelt. Das vorliegende „Koalitionspapier“ des Bundesverbandes Windenergie e.V. (BWE) soll diese politischen Beratungen zu den Inhalten des Koalitionsvertrags im Bereich der Energiewirtschaft fachlich unterstützen und für Onshore- und Offshore-Windenergie einen Weg in die Zukunft aufzeigen. Diese Orientierung zu kurz- bis langfristigen Potenzialen, Herausforderungen und Lösungsoptionen erleichtert die Vereinbarung wichtiger Vorhaben für die Legislaturperiode, um die Erfolgsdynamik des Windenergieausbaus fortzuschreiben.\r\nPlanungs- und Investitionssicherheit müssen als übergeordnetes Motiv handlungsleitend für die nächste Bundesregierung sein. Die Windbranche braucht stabile gesetzliche Rahmenbedingungen, um weiterhin pro Jahr 30 Milliarden Euro in den Zubau der Windenergie an Land und auf See investieren zu können. Notwendige Reformen müssen an bestehende Regelungen anknüpfen und diese marktdienlich weiterentwickeln.\r\n•\r\nBürokratieabbau und Genehmigungsbeschleunigung verkürzen die Projektplanung, senken Kosten und sind daher ein Effizienzgewinn. Die Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) in deutsches Recht muss daher höchste Priorität haben. Digitale Genehmigungsverfahren und der Abbau regulatorischer Hürden in allen Bereichen verkürzen die Dauer von Projekten und senken Kosten.\r\n•\r\nNetzausbau und Netzregulierung müssen mit dem Tempo des Zubaus der Erneuerbaren Energien Schritt halten. Eine effizientere Nutzung von Netzverknüpfungspunkten, verbesserter Netzbetrieb, Stromdirektbelieferung von Industrie und Mittelstand sowie einfache Verfahren bei der Ertüchtigung von Verteilnetzen sind erforderlich, um den Ausbau zu beschleunigen und Strompreise zu senken.\r\n•\r\nFlexibilitäten und ein zukunftsfähiges Marktsystem senken Kosten. Die Weiterentwicklung eines neuen EU-konformen Finanzierungsmechanismus für den Zubau der Windenergie muss Planungs- und Investitionssicherheit gewährleisten. Flexibilitäten wie Speicher und Elektrolyseure müssen intelligent angereizt werden, um die Systemintegration voranzutreiben.\r\n4 von 38\r\n•\r\nEuropäische Wertschöpfung, Resilienz und Steuerbarkeit sicherstellen. Die Hersteller müssen gestärkt und die Expertise und Industrie der Windbranche im Land gehalten werden, um die Innovationsfähigkeit und Resilienz der Energiebranche zu sichern. Dies kann die Umsetzung der Netto-Null-Industrie-Verordnung (NZIA) ermöglichen. Gleichzeitig ist die Energieinfrastruktur sicherheitsrelevant. Daher muss ihre Steuerbarkeit in Europa gewährleistet sein.\r\n•\r\nPolitisches Engagement auf EU-Ebene ist unerlässlich. Der Green Deal steht aufgrund von Revisionsklauseln unter Druck, und die Verhandlungen über die Ausgestaltung des Clean Industrial Deals stehen erst am Anfang. Deutschland darf nicht nur national einer Vorreiterrolle einzunehmen, sondern muss auf europäischer Ebene mutig für die Transformation verhandeln.\r\nNach der Bundestagswahl darf bei der Bildung einer neuen Bundesregierung keine Zeit verloren werden. Die in den letzten Monaten entstandenen Verzögerungen sind aufgrund akuten Regelungsbedarfs und europäischer Fristen teils misslich, bieten aber dennoch die Chance, zentrale Vorhaben neu zu denken und den gesetzlichen Rahmen zukunftsweisend weiterzuentwickeln. Dies ermöglicht der Windbranche, Investitionsentscheidungen zu treffen, Verantwortung zu übernehmen, und damit den Erwartungen von Wirtschaft und Gesellschaft an die Windenergie zu entsprechen. Schreiben wir diese Erfolgsgeschichte gemeinsam fort.\r\n5 von 38\r\n2 Das Wichtigste in Kürze Diese Ziele sollten die nächste Koalition leiten\r\n• Wettbewerbsfähigkeit und Klimaneutralität durch Erneuerbare Energien erreichen: Der eingeschlagene Weg, die deutsche Industrie auf eine klimaneutrale Produktion umzustellen, wird konsequent fortgesetzt.\r\n• Tragfähige Energiewirtschaft schaffen: Mit der Schaffung eines neuen Strommarktdesigns und eines Investitionsrahmens mit niedrigen Kapitalkosten, aber auch mit der Entlastung der Stromnetze und einem Sofortprogramm für Flexibilisierung stellt die Bundesregierung sicher, dass die Energiekosten insgesamt sinken.\r\n• Industrie stärken: Die Industrie soll auf den steigenden CO2-Preis reagieren können, indem sie sich selbstständig mit grünem Strom versorgen kann. Die damit zusammenhängende Direktbelieferung soll bereits zu Beginn der Legislatur erleichtert werden und so den lokalen Netzausbaubedarf reduzieren.\r\n• Wirtschaft entbürokratisieren: Durch Digitalisierung und bundesweite Standardisierung von Genehmigungsverfahren – seien es Transportgenehmigungen für Erneuerbare-Energien-Anlagen, Baugenehmigungen oder artenschutzrechtliche Untersuchungen – wird wirtschaftliches Handeln entlang der gesamten Wertschöpfungskette erleichtert.\r\nDiese Vorhaben im Bereich der Windenergie sind in der neuen Legislatur essenziell\r\n• Netze stärken: Flexibilitäten schaffen, Möglichkeiten zur Netzüberbauung stärken, Netzentgelte dynamisieren und die dringend notwendige Ertüchtigung der Verteilnetze erleichtern.\r\n• Mehr Marktoptionen schaffen: Produktionsseitige Flexibilitäten anreizen, z. B. Speicher und Elektrolyseure.\r\n• Direktbelieferungen entfesseln: Die Industrie bei der Dekarbonisierung durch günstigeren Strom unterstützen.\r\n• Neuen Investitionsrahmen einführen: Produktionsabhängigen Investitionsrahmen mit einem Claw-Back-Mechanismus schaffen.\r\n• Regionale Wertschöpfung durch die Windenergie ausweiten: Energy Sharing auch für Windenergieprojekte ermöglichen.\r\n6 von 38\r\nDiese Themen sollte die Bundesregierung in den ersten 100 Tagen adressieren\r\nOnshore-Windenergie\r\n• Umsetzung der Regelungen zur Netzentlastung in der EnWG-/EEG-Novelle: Digitalisierung des Netzanschlusses und Stärkung der Netzüberbauung.\r\n• Umsetzung der europäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III in deutsches Recht: Entlastung der Genehmigungsbehörden, damit diese nach Auslaufen der EU-Notfallverordnung Anträge nicht nach unterschiedlichen Genehmigungsvoraussetzungen prüfen müssen.\r\n• Umsetzung der BauGB-Novelle: Stärkung des Repowerings zum Erhalt akzeptierter Standorte\r\n• Umsetzung der europäischen Richtlinie zur Netzwerk- und Informationssicherheit NIS 2: Minimierung des Risikos von Cyber-Angriffen aus der Lieferkette\r\n• Unterstützung der Industrie durch Stärkung der Direktbelieferungen im EEG: Abschaffung des Kriteriums der unmittelbaren räumlichen Nähe im EEG\r\n• Sofortprogramm Flexibilisierung: Abbau von Hemmnissen für Flexibilität Befreiung der Großbatteriespeicher von Netzentgelten Privilegierung von Großbatteriespeichern im Außenbereich Ausschreibung von 500 MW systemdienlicher Elektrolyseure Befreiung der Elektrolyseure von Netzentgelten über das Jahr 2027 Trennung der Innovationsausschreibungen in Wind und PV\r\nOffshore-Windenergie\r\n• Prozess zur Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes und zur Reform des Offshore-Ausschreibungsdesigns einleiten\r\n• Einrichtung eines Finanzierungsmechanismus durch Bund und Länder für Investitionen in die für Deutschland wichtigen Seehäfen.\r\n• Zügige Umsetzung sicherheitsrelevanter EU-Gesetzgebungen wie NIS-2 und CER für die Cybersicherheit und den physischen Schutz der kritischen Infrastruktur.\r\n7 von 38\r\n3 Schaffung eines zukunftsfähigen Marktsystems 3.1 Weiterentwicklung einer produktionsabhängigen Investitionsabsicherung .............................................. 8 3.2 Wahrung der einheitlichen Gebotszone ...................................................................................................... 9\r\n8 von 38\r\n3.1 Weiterentwicklung einer produktionsabhängigen Investitionsabsicherung\r\nNutzen\r\nInvestitionen in Erneuerbare Energien müssen auch in Zukunft vom Fundament der deutschen Wirtschaft, dem Mittelstand, getragen werden können. Dazu ist die Akteursvielfalt in der Projektfinanzierung und -entwicklung zu wahren. Das Investitionsvolumen liegt jährlich bei über 10 Milliarden Euro.\r\nEin produktionsabhängiger Förderrahmen kann schrittweise, verlässlich, investitionsfreundlich, risikoarm und versorgungssicher weiterentwickelt werden. So lässt sich EU-konform die strompreisdämpfende Wirkung der Erneuerbaren nutzen, ohne dass Kapitalkosten steigen. Denn günstige Finanzierungskosten sind der Schlüssel auf diesem Weg.\r\nKontext\r\nUm der von Seiten der EU geforderten Strommarktreform in Deutschland ein Stück näher zu kommen, stellte das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) Anfang August 2024 mögliche zukünftige Förderoptionen für Erneuerbare Energien vor. Hauptargument ist unter anderem, Übergewinne, die oberhalb der eigentlichen Fördernotwendigkeit liegen, der Gesellschaft zurückzuführen. Bereits während der Arbeit der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) haben die Erneuerbaren Energien klar darlegen können, dass sie in der Lage sind, Systemverantwortung zu übernehmen und Marktsignalen zu folgen. Ein zukünftiges Abschöpfungsmodell sollte dem gerecht werden und Marktverzerrungen vermeiden. Dies kann durch einen Abschöpfungsmechanismus erreicht werden, der sich an der tatsächlichen Einspeisung der Anlagen orientiert. Im Rahmen des sog. Optionenpapiers wurden diese produktionsabhängigen Modelle auch vom BMWK mit zweien der vier vorgeschlagenen Optionen berücksichtigt und vom BWE und dem BEE unterstützt. Gleichwohl werden aktuell trotz Warnungen der Verbände vom BMWK die produktionsunabhängigen Optionen forciert. Beachtlich ist, dass gerade die finanzierenden Banken auf die Risiken dieser Optionen hinweisen und vor einem deutlichen Anstieg der Finanzierungskosten warnen. Es ist zwingend notwendig, diese Expertise und Prognose ernst zu nehmen. Ein Fadenriss beim Ausbau der Erneuerbaren durch zu hohe Finanzierungsrisiken ist unbedingt zu vermeiden.\r\nVorschlag\r\nEine Änderung des Strommarktdesigns ist unumgänglich. Hier ist sogar eine kurzfristige Lösung umsetzbar: die Ergänzung des aktuellen Fördersystems der gleitenden Marktprämie um einen produktionsabhängigen Abschöpfungsmechanismus, wie er in ähnlicher Weise bereits mit dem StromPBG getestet wurde. Der Abschöpfungsmechanismus darf jedoch nicht in die Strompreisbildung eingreifen und sollte möglichst wenig administrativen Aufwand erfordern. Dies führt zu den geringsten Systemänderungen und birgt die geringsten Finanzierungsrisiken. Langfristig bietet sich an, die Idee der mengenbasierten Förderung weiterzuverfolgen, wie in der letzten Stellungnahme zum Optionenpapier des BMWK vom September 2024 deutlich gemacht wurde.\r\nAlle Überlegungen müssen zu einem einfachen, planbaren und vor allem finanzierbaren Modell führen und einen angemessenen standortangepassten Vergütungskorridor für alle Akteure ermöglichen, wie es sich im Referenzertragsmodell bewährt hat. Dieses sollte gleichermaßen Flexibilität wie auch Sicherheit bieten, damit weiterhin die Akteursvielfalt gewahrt bleibt und die Kapitalbeschaffungskosten auch für kleinere Akteure und Bürgerwindprojekte bewältigbar bleiben.\r\n9 von 38\r\n3.2 Wahrung der einheitlichen Gebotszone\r\nNutzen\r\nVermeidung von Wettbewerbsverzerrungen\r\nKontext\r\nDer deutschlandweite einheitliche Strompreis ist einer der Gründe für den erfolgreichen EE-Ausbau. Denn die dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen konnten an den sinnvollsten Standorten zum Ernten der Windenergie betriebswirtschaftlich sicher gebaut werden. Gerade für Anlagen, die ohne Förderung auskommen und sich am freien Strommarkt mit Power Purchase Agreements (PPA) eine betriebswirtschaftliche Grundlagen schaffen können, würde eine Strompreiszonenaufteilung in solchen Regionen das Aus bedeuten. Auch für die Verbraucher in Haushalten und der Industrie ist die Verlässlichkeit eines deutschlandweit einheitlichen Preises die wirtschaftliche Grundlage. Eine Aufteilung in mehrere Stromgebotszonen führt zu Verzerrungen der Wettbewerbsfähigkeit einzelner Regionen in Deutschland und vor allem zu einem Ausbaustopp der Erneuerbaren gerade in den Regionen, die meteorologisch die sinnvollsten Standorte für die Nutzung der Windenergie sind. Auch industrielle Verbraucher werden sich nicht kurz- oder mittelfristig an einen neuen Stromgebotszonenzuschnitt anpassen können.\r\nVorschlag\r\nEin „Umzug“ der Industrie in Regionen mit niedrigerem Strompreis ist eine unwahrscheinliche Vorstellung, die dringend vom Tisch muss. Es ist ohnehin zwingend notwendig, den Netzausbau zu beschleunigen und die Kostenverteilung dazu in der neuen Legislaturperiode zügig anzugehen. Nur so können bestehende Industrie- und EE-Standorte in den volkswirtschaftlich und dargebotsabhängig sinnvollsten Regionen weiter genutzt und ausgebaut werden.\r\n10 von 38\r\n4 Maßnahmen zur marktwirtschaftlichen Stärkung 4.1 Notwendigkeit von Flexibilisierung .......................................................................................................... 11 4.2 Direktbelieferungen für die Industrie ...................................................................................................... 12 4.3 Wind-Speicherlösungen durch Innovationsausschreibungen ................................................................ 13 4.4 Cybersicherheit: Anforderungen der NIS-2 an Anlagenbetreiber praxisnah umsetzen ....................... 13 4.5 Sicherstellung von Cybersicherheit für Windenergieanlagen in Deutschland ...................................... 14 4.6 Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl ..................................................................... 15 4.7 Sicherstellung der Vergütungsdauer ....................................................................................................... 15 4.8 Duldungspflicht für Privatgrundstücke .................................................................................................... 16 4.9 Erhalt der Akteursvielfalt .......................................................................................................................... 16\r\n11 von 38\r\n4.1 Notwendigkeit von Flexibilisierung\r\nNutzen\r\nWindenergie liefert bereits jetzt günstigen, klimafreundlichen und heimisch produzierten Strom. Ihr Beitrag zu einer sicheren und wirtschaftlichen Stromversorgung kann mit weiteren systemischen Umstellungen sogar noch gesteigert werden.\r\nKontext\r\nHierfür braucht es insbesondere verbrauchs- sowie produktionsseitige Flexibilisierungen. Darunter sind Anreize und Maßnahmen zum „peak shaving“ zu verstehen, hinter denen eine einfache, aber zwingende Logik steht: Grüner Strom muss vornehmlich dann verbraucht bzw. gespeichert werden, wenn er im Überfluss zur Verfügung steht.\r\nVorschlag\r\nDer konsequente Einsatz von Flexibilitäten ist eine No-Regret-Maßnahme, die zu Kostensenkungen für Wirtschaft und Gesellschaft führt. Das Glätten von Einspeisespitzen entlastet das Netz und reduziert somit die Ausgaben für Redispatch-2.0-Maßnahmen und Netzausbau. Die zeitliche Verschiebung des Stromverbrauchs durch Speichermedien ermöglicht es, die installierte Leistung der Erneuerbaren Energien voll auszunutzen. Batteriespeicher können zudem kurzfristige Leistungsausfälle ausgleichen und so die Versorgungssicherheit erhöhen. Zuletzt: Die Industrie benötigt schnell grünen Wasserstoff. Ein Blick in die Praxis zeigt: Mehrere Flexibilisierungsmaßnahmen sind bereits sowohl technisch verfügbar als auch marktdienlich einsetzbar. Vor diesem Hintergrund unterbreitet der BWE im Folgenden Vorschläge für die konkrete Umsetzung einer Flexibilitätsagenda.\r\nVorschlag zur verbraucher-seitigen Flexibilisierung\r\nVariable Netzentgelte und dynamisierte Stromtarife\r\nNetzdienliches Verhalten muss sich lohnen – dies gilt sowohl für die Industrie als auch für Privatpersonen. Deswegen plädiert der BWE für eine Netzentgeltreform, die eine Anpassung des eigenen Verbrauchs an das EE-Einspeiseprofil anreizt. Flexibilisieren Industriekunden ihren Verbrauch, so sollen sie von auslastungsabhängigen Netzentgelten entlastet werden. Zudem muss für alle Endverbraucher ein Anreiz gesetzt werden, zur Netzstabilisierung beizutragen und ihren Strombezug in die Zeitfenster zu verlegen, in denen viel grüner Strom zur Verfügung steht. Dass Lieferanten ab diesem Jahr Haushalten dynamische Tarife anbieten müssen, ist ein erster wichtiger Schritt. Für die Zukunft benötigt es darüber hinaus eine zügige Umsetzung des Energy Sharing.\r\nUnbedingte technische Voraussetzung für die Dynamisierung von Stromtarifen und die Anpassung der Netzentgelte ist der Rollout von Smart-Meter-Gateways. Nur so können Stromproduktion und -verbrauch in Echtzeit synchronisiert werden. Die EE-Branche benötigt eine geordnete Umsetzung mit klaren Informationen zum Zeitplan und zur Verfügbarkeit der Geräte.\r\nVorschläge zur produktions-seitigen Flexibilisierung\r\nPower-to-Heat\r\nNechlin in Brandenburg macht es vor: Mit der überschüssigen Energie des örtlichen Windparks wird hier bereits seit 2020 ein ganzes Dorf zuverlässig mit Wärme versorgt. Ermöglicht wird dies durch die Kopplung mit einem Warmwasserspeicher und einem Tauchsieder. Das Konzept ist auf andere Orte übertragbar. Projektskizzen für weitere Ortsteile der Gemeinde Uckerland liegen bereits vor. Damit Power-to-Heat weiter Schule machen kann, ist die oben skizzierte Reform der Netzentgelte dringend erforderlich. Solange Netzentgelte noch Fixkosten darstellen, wird eine systemdienliche, lastvariable Fahrweise wirtschaftlich verhindert.\r\n12 von 38\r\nGroßbatteriespeicher\r\nGroßbatteriespeicher stellen schon jetzt Regelenergieleistung bereit und wirken so netzstabilisierend. Diese Entwicklung gilt es zu bestärken. Batteriespeicher müssen im Außenbereich privilegiert werden, uneingeschränkt an §13k-Ausschreibungen teilnehmen können und weiterhin von Netzentgelten sowie zusätzlich von Baukostenzuschüssen befreit werden.\r\nGrüner Wasserstoff\r\nZudem müssen in der nächsten Legislaturperiode jährlich 500 MW für systemdienlich betriebene Elektrolyseure ausgeschrieben werden. Der BWE spricht sich zudem dafür aus, diese H2-Erzeuger über das Jahr 2027 hinaus für den Bezugsstrom von Netzentgelten zu befreien.\r\nEmpfehlung\r\nSofortprogramm zur Beseitigung von Flexibilitätshindernissen\r\n•\r\nBefreiung der Großbatteriespeicher von Netzentgelten\r\n•\r\nPrivilegierung von Großbatteriespeichern im Außenbereich\r\n•\r\nAusschreibung von 500 MW systemdienlicher Elektrolyseure\r\n•\r\nBefreiung der Elektrolyseure von Netzentgelten über das Jahr 2027\r\n•\r\nTrennung der Innovationsausschreibungen in Wind und PV\r\nAgenda 2030\r\n•\r\nSchaffung variabler Netzentgelte\r\n•\r\nDynamisierung der Stromtarife\r\n•\r\nGeordneter Rollout von Smart-Meter-Gateways\r\n4.2 Direktbelieferungen für die Industrie\r\nNutzen\r\nDie Direktbelieferung ermöglicht der Industrie kostengünstigen grünen Strom direkt vor Ort und entlastet zugleich den öffentlichen Netzausbau.\r\nKontext\r\nEin industrie- und damit abnehmergetriebener Ausbau der Windenergie an Land auf Grundlage von Direktbelieferungen findet aktuell aufgrund fehlender Anreize und regulatorischer Hemmnisse trotz großer Nachfrage aus der Wirtschaft nur in absoluten Ausnahmefällen statt.\r\nVorschlag\r\nDas Kriterium der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ sollte aus dem EEG und die maximale Leitungslänge von 5 km aus dem EnWG gestrichen werden. Anders als bei PV-Anlagen muss bei Windenergieanlagen schon aus immissionsschutzrechtlichen Gründen ein gewisser Abstand zur Bebauung und damit zur Verbrauchsstelle eingehalten werden. Der Begriff der unmittelbaren räumlichen Nähe geht hier fehl. Eine Beschränkung der Distanz der Anlagen zum abnehmenden Unternehmen sollte sich allein aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten ergeben. Diese verhindern zugleich Befürchtungen von überlangen Direktleitungen.\r\nNorm\r\nEnWG, EEG\r\n13 von 38\r\n4.3 Wind-Speicherlösungen durch Innovationsausschreibungen\r\nNutzen\r\nSpeicherlösungen für eine bessere Planbarkeit für die Einspeisung Erneuerbarer Energien\r\nKontext\r\nIm Bereich der Energiespeicher sind technische Innovationen und ein verlässlicher regulatorischer Rahmen von zentraler Bedeutung, um Investitionssicherheit zu gewährleisten. Die Innovationsausschreibungen im EEG wurden ursprünglich als ein solcher Rahmen konzipiert. Doch die Tatsache, dass nahezu keine Wind- und Speicherprojekte einen Zuschlag erhalten haben, macht deutlich, dass eine dringende Anpassung der Regelungen erforderlich ist. Derzeit profitieren ausschließlich PV-Speicher-Kombinationen von den Förderungen.\r\nVorschlag\r\nEin effektiver Lösungsansatz wäre die technologiespezifische Trennung der Ausschreibungen für PV- und Wind-Speicher-Kombinationen mit jeweils angepassten Höchstwerten. Nur so lassen sich faire Wettbewerbsbedingungen schaffen und eine größere Vielfalt an Projekten realisieren. Eine stärkere Einbindung der Windenergie würde nicht nur den Ausbau dringend benötigter Speicherlösungen fördern, sondern auch die Diversifizierung unserer Stromerzeugung vorantreiben. Diese Diversifizierung erhöht die Stabilität des gesamten Energiesystems und senkt die volkswirtschaftlichen Kosten, indem sie den Bedarf an Redispatch-Maßnahmen reduziert. Darüber hinaus ist es essenziell, den Netzstrombezug und eine effiziente Netznutzung zu ermöglichen, um die Wirtschaftlichkeit und Systemdienlichkeit von Speichern weiter zu optimieren. Die Branche ist bereit, in großem Umfang zu investieren, sobald die regulatorischen Rahmenbedingungen entsprechend angepasst werden.\r\nNorm\r\nEEG\r\n4.4 Cybersicherheit: Anforderungen der NIS-2 an Anlagenbetreiber praxisnah umsetzen\r\nNutzen\r\nSicherstellung der Cybersicherheit von Windenergieparks\r\nKontext\r\nMit der EU-NIS-2-Richtlinie wird ein einheitlicher Rechtsrahmen für die Aufrechterhaltung der Cybersicherheit in der gesamten EU geschaffen. Die Mitgliedsstaaten sind aufgefordert, nationale Cybersicherheitsstrategien festzulegen und bei der grenzüberschreitenden Reaktion und Durchsetzung mit der EU zusammenzuarbeiten. In Deutschland geschieht dies mit dem NIS-2-Umsetzungsgesetz, welches nach EU-Vorgaben bis zum Oktober 2024 umgesetzt sein sollte.\r\nVorschlag\r\nDer BWE begrüßt die Regelungsentwürfe im NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz (letzter Stand Formulierungshilfe 02.12.2024) und unterstützt das Ansinnen des BMI weitere Maßnahmen zur Stärkung der Cybersicherheit in Deutschland zu verabschieden. Jedoch werden noch einige offene Fragen und konkreter Änderungsbedarf gesehen. So ist bei der Klärung der Betroffenheit von Unternehmen der Begriff „Unabhängigkeit“ nicht konkretisiert; zudem ist die Abgrenzung, wann eine „Hinzurechnung“ der Daten von Partner- oder verbundenen Unternehmen erfolgen soll, unklar. Aus Sicht des BWE ist bei der Bestimmung, ob ein Unternehmen in den Anwendungsbereich des NIS-2-Umsetzungsgesetzes fällt, jedes Unternehmen einzeln zu\r\n14 von 38\r\nbetrachten. Hier bedarf es einer Differenzierung für den Fall, dass eine Tochtergesellschaft eine Betreibergesellschaft eines Windparks ist und die Muttergesellschaft die technische und kaufmännische Betriebsführung des Windparks übernommen hat. Ebenfalls sollte klargestellt werden, dass eine Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV gilt.\r\nNorm\r\nNIS-2-Umsetzungsgesetz\r\nEmpfehlung\r\nDer ausgereifte Entwurf zum NIS-2-Umsetzungsgesetz lag im Herbst 2024 vor und sollte rasch in das parlamentarische Verfahren eingebracht werden.\r\n4.5 Sicherstellung von Cybersicherheit für Windenergieanlagen in Deutschland\r\nNutzen\r\nStärkung der nationalen Sicherheit, Minimierung des Risikos von Cyber-Angriffen aus der Lieferkette\r\nKontext\r\nDer sichere Betrieb jeder einzelnen am Netz angeschlossenen Windenergieanlage muss über ihre gesamte Lebensdauer gewährleistet sein; dies ist zentral für die Sicherung der Energieversorgung und die nationale Sicherheit.\r\nUm eine gesetzliche Basis für entschiedenes Handeln zu schaffen, ist die schnellstmögliche Umsetzung der europäischen NIS-2-Richtlinie in nationales Recht notwendig.\r\nVorschlag\r\nDer BWE begrüßt die vorgelegten Regelungsentwürfe zur Lieferkette im Rahmen des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes (Stand: Formulierungshilfe vom 02.12.2024) und unterstützt das Bestreben des Bundesministeriums des Innern und für Heimat (BMI), weitere Maßnahmen zur Verbesserung der Cybersicherheit in Deutschland auf den Weg zu bringen.\r\nUm das Risiko von Angriffen über die Lieferkette wirksam zu minimieren, ist es essenziell, dass für Netzkomponenten, Steuerungstechnologien und Stromerzeugungsanlagen strenge Anforderungen hinsichtlich Herstellung, Zugriff, lebenslangem Support und Wartung festgelegt werden. Der Einsatz von Windenergieanlagen und deren Komponenten im deutschen und europäischen Versorgungssystem muss zwingend die notwendigen deutschen und europäischen Sicherheitsstandards erfüllen. Andernfalls könnte die Sicherheit des Versorgungssystems gefährdet werden, insbesondere wenn Herstellern oder Aufsichtsbehörden in Deutschland, Europa oder verbündeten Staaten keine umfassenden Handlungs- und Durchsetzungsmöglichkeiten zur Verfügung stehen.\r\nEs ist daher von zentraler Bedeutung, dass die Handlungsspielräume aus der Umsetzung der NIS-2-Richtlinie effektiv genutzt und konsequent von den zuständigen Behörden durchgesetzt werden. Dies schließt ausdrücklich die Möglichkeit ein, den Einsatz bestimmter kritischer Komponenten oder Anlagen zu untersagen. Entsprechende Begriffsbestimmungen und Rechtsverordnungen sollten diesem Anspruch Rechnung tragen und eine klare Grundlage für die praktische Umsetzung bieten.\r\nNorm\r\nNIS-2-Umsetzungsgesetz\r\n15 von 38\r\nEmpfehlung\r\nEffektive Umsetzung des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes zur Stärkung der nationalen Sicherheit. Weiterhin sollte Cybersicherheit als umfassendes Präqualifikationskriterium verankert werden.\r\n4.6 Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl\r\nNutzen\r\nKurzfristige Erhöhung der Stromproduktion bei gleicher Anlagenzahl und Wahrung der Akzeptanz\r\nKontext\r\nUm die gesellschaftlich gewünschten und politisch festgesetzten Ziele für die Strommengen aus Erneuerbaren Energien zu erreichen, schlägt der BWE eine Erhöhung der zulässigen nächtlichen Emissionswerte im Winter vor.\r\nVorschlag\r\nKonkret geht es um die Möglichkeit, nachts den Schall um vier Dezibel gegenüber dem genehmigten Wert zu erhöhen. Diese Erhöhung der Emissionswerte soll nur in den Wintermonaten möglich sein, weil sich die meisten Menschen in dieser Zeit in ihren Wohnungen und Häusern mit geschlossenen Fenstern befinden. Gleichzeitig ist im Winter die Stromerzeugung aus Windenergie am höchsten. Dadurch lässt sich die Effizienz des bestehenden Anlagenparks in Deutschland deutlich steigern, wodurch erheblich mehr kostengünstiger, erneuerbarer und CO2-freier Strom gewonnen werden kann. Eine entsprechende Vorschrift sollte in die TA Lärm aufgenommen werden. In der Vergangenheit hat sich die Regelung des nicht verlängerten § 31k Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) (temporäre Mehrerzeugung zur Zeit der Gasmangellage) sowohl für eine kurzfristige Erhöhung der Stromproduktion als auch unter Akzeptanzaspekten bewährt und zudem zur Bereitstellung von kostengünstigem Strom beigetragen.\r\nNorm\r\nTA Lärm\r\nEmpfehlung\r\nIm Herbst 2024 sollte die TA Lärm novelliert werden. Sollte der Prozess durch die neue Regierung aufgenommen werden, lässt sich die hier vorgeschlagene Regelung leicht aufnehmen.\r\n4.7 Sicherstellung der Vergütungsdauer\r\nNutzen\r\nInvestitionssicherheit\r\nKontext\r\nIm Dezember 2023 wurden die Realisierungsfristen für Windenergieanlagen an Land um sechs Monate verlängert, um auf Probleme in der Lieferkette zu reagieren. Obwohl auch die Pönalefristen angepasst wurden, blieb der Vergütungsbeginn unverändert. Die 20-jährige Vergütungsdauer startet weiterhin 30 Monate nach Zuschlag, trotz der neuen Frist zur Realisierung von 36 Monaten. Dies führt zu Vergütungsverlusten bei Projekten, die noch keinen Strom einspeisen und schwächt die Finanzierung.\r\nVorschlag\r\nKorrektur der Realisierungs- und Pönalefristen in EEG § 36i\r\nNorm\r\nEEG\r\n16 von 38\r\n4.8 Duldungspflicht für Privatgrundstücke\r\nNutzen\r\nErleichterte Verlegung von Stromkabeln sowie erleichterter Transport von Anlagenkomponenten bei angemessener Entschädigung der betroffenen Grundstücksbesitzer\r\nKontext\r\nDas im April 2024 verabschiedete Solarpaket I enthält eine Duldungspflicht für Flächen der öffentlichen Hand. In der Folge sind die Eigentümer und sonstigen Nutzungsberechtigten solcher Grundstücke verpflichtet, unter anderem das Verlegen und Betreiben von Stromleitungen zum Anschluss von EE-Anlagen an den Verknüpfungspunkt zu dulden und Wegerechte zu gewähren.\r\nVorschlag\r\nDer BWE beobachtet, dass diese Änderung in der Praxis zu einer geringen Nutzbarkeit des Werkzeugs aus §§ 11a und b EEG führt, da nur Flächen der öffentlichen Hand betroffen sind. Zudem ist die Duldungspflicht in § 11b EEG nur auf das Recht zur Überfahrt während der Errichtung und des Rückbaus beschränkt. Wesentlich für eine Nutzbarkeit ist jedoch auch das Recht zur Überfahrt zu Wartungszwecken, sowie die Nutzung des Überschwenkbereichs. Außerdem sollte eine Ausweitung des Nutzungsrechts auf Privatgrundstücke den Passus für eine echte Beschleunigung erfolgen.\r\nNorm\r\nEEG\r\n4.9 Erhalt der Akteursvielfalt\r\nNutzen\r\nEine hohe Akteursvielfalt stärkt die Resilienz der Windenergiebranche.\r\nKontext\r\nEine Vielzahl von Akteuren und Geschäftsmodellen trägt zum raschen und standortgerechten Ausbau der Windenergie bei. Der so entstehende Wettbewerb führt außerdem zu (kosten-)effizienten Lösungen. Anders als bundesweit agierende Unternehmen können lokale Bürgerwindprojekte dabei nicht von möglichen Synergieeffekten profitieren. Als Einzelprojekte ohne diversifiziertes Portfolio tragen diese kleinen Akteure zudem ein hohes Startrisiko. Unter anderem aus diesen Gründen existiert das Förderprogramm für Bürgerenergiegesellschaften der Bundesregierung. In der kommenden Legislaturperiode muss es noch praxistauglicher ausgestaltet werden.\r\nVorschlag\r\nDie Zugangsvoraussetzungen zum Förderprogramm müssen an die Realität angepasst werden. Insbesondere bedarf es einer Novellierung des § 3 Nummer 15 lit. a) EEG 2023. Wir schlagen vor, dass zum Zeitpunkt der bundesimmissionsschutzrechtlichen Genehmigung eine Beteiligung von mindestens 10 Personen nachgewiesen werden muss, während der Nachweis von 50 beteiligten Personen erst bei Inbetriebnahme der Anlage erforderlich ist. Zudem sieht die Förderrichtlinie aktuell ein Maximum von 25 MW installierter Leistung pro Antragsteller vor. Da sich die WEA-Technik stetig weiterentwickelt, ist es nicht mehr zeitgemäß, die Leistung als Bezugsgröße heranzuziehen. Wir regen stattdessen an, die Begrenzung auf eine feste Anlagenanzahl festzulegen.\r\nNorm\r\nEEG\r\n17 von 38\r\n5 Wege zum Bürokratieabbau 5.1 Umsetzung der RED III zur Entlastung der Behörden ............................................................................. 18 5.2 Einführung der Probabilistik ..................................................................................................................... 19 5.3 Ausweitung von bundeseinheitlichen Vorgaben im Artenschutz .......................................................... 20 5.4 Erleichterung des Repowerings ............................................................................................................... 20 5.5 Digitalisierung von Genehmigungsverfahren .......................................................................................... 21 5.6 Entlastungen bei Großraum- und Schwerlasttransporten ..................................................................... 22 5.7 Umsetzungsleitfaden zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung .................................................... 22 5.8 Umgang mit bebauten Flächen im Erbfall ............................................................................................... 23\r\n18 von 38\r\n5.1 Umsetzung der RED III zur Entlastung der Behörden\r\nNutzen\r\nBeschleunigter Ausbau der Windenergie bei gleichzeitiger Entlastung der Behörden durch ein vereinfachtes und konsistentes Genehmigungsverfahren.\r\nKontext\r\nDie RED III ist als europäische Richtlinie am 20. November 2023 in Kraft getreten. Sie etabliert ein Regime, das Erneuerbaren Energien eine neue und gestärkte Verantwortung für den Klimaschutz und die Sicherheit der Energieversorgung anerkennt. Demnach sollen auf für Erneuerbare Energien vorgesehenen Flächen vereinfachte und beschleunigende Regeln gelten. Dies eröffnet zwei gleichermaßen große Chancen für den beschleunigten Ausbau der Windenergie bei gleichzeitiger Entlastung der Behörden.\r\nHierfür hat die RED III zwei neue Gebietskategorien eingeführt: Erneuerbare-Energien-Gebiete und Beschleunigungsgebiete. Insbesondere durch die Ausweisung der Beschleunigungsgebiete bietet die RED-III Beschleunigung. Hier sollen Behörden geeignete Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen bereits auf Planebene festlegen, welche bei der Errichtung von Anlagen zur Erzeugung Erneuerbarer Energie und von Energiespeichern zu ergreifen sind, um mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder zu verringern. Dies führt dazu, dass Behörden auf Genehmigungsebene etwaige Minderungsmaßnahmen schneller und zielgerichteter anordnen können.\r\nVorschlag\r\nDie Richtlinie sieht nicht nur eine umfassende Digitalisierung der Genehmigungsschritte vor, sondern stellt auch fest, dass die oben geschilderte Überprüfung, das „Screening“, anhand vorhandener Daten zu erfolgen hat. Im „Pakt für Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung” zwischen dem Bund und den Ländern wurde bereits erkannt, dass eine „vereinfachte digitale Verfügbarkeit von Umwelt- und Artenschutzdaten dazu beitragen kann, Genehmigungsverfahren effizienter durchzuführen“. Dafür hatte sich der Bund vorgenommen, ein digitales Portal für Umweltdaten einzurichten, das perspektivisch um planungsrelevante Umweltdaten ergänzt wird. Ein solches Umweltdatenkataster wäre äußerst hilfreich, um die schwierige Lage mit heterogenen und zwar verfügbaren, aber nicht gesicherten Daten in den einzelnen Bundesländern anzugehen und damit die Behörden zu entlasten, indem sie in einfachen Schritten auf vorhandene Daten zugreifen können.\r\nBesondere Vorteile für Behörden\r\nDarüber hinaus profitieren Genehmigungsbehörden von weiteren Entlastungen durch die RED III. Auf Genehmigungsebene sind in den Beschleunigungsgebieten keine UVP-, FFH- und artenschutzrechtlichen Prüfungen mehr durchzuführen. Vielmehr muss die Behörde mit dem sogenannten Screening nur noch prüfen, ob das konkrete Projekt, hinsichtlich der Schutzgüter der vier EU-Richtlinien höchstwahrscheinliche, erhebliche, unvorhergesehene, negative Umweltauswirkungen haben wird. Die Behörde entscheidet demnach nur über das „Wie“ und nicht das „Ob“ des Projekts.\r\nNeben der überschlägigen Prüfung enthält die RED-III weitere Vorgaben zu Fristen. So muss die Behörde für das Screening Fristen von 30 bzw. 45 Tagen einhalten. Trifft die Behörde in dieser Zeit keine begründete Entscheidung, so wird laut Richtlinie fingiert, dass das konkrete Projekt keine höchstwahrscheinlichen, erheblichen, unvorhergesehenen, negativen Umweltauswirkungen haben wird. Auch dies könnte bei pragmatischer, richtliniennaher Umsetzung einen erheblichen Vorteil für die behördliche Genehmigungspraxis darstellen.\r\nNorm\r\nRED III-Umsetzungsgesetz mit Anpassungen im EEG, WindBG, BauGB, ROG und BImSchG\r\n19 von 38\r\nEmpfehlung\r\nDer BWE regt an, die RED III eins zu eins zu den EU-rechtlichen Vorgaben umzusetzen. Und damit etwaige Spielräume zur Entlastung der Behörden und der damit einhergehenden Verfahrensbeschleunigung vollumfänglich auszuschöpfen.\r\n5.2 Einführung der Probabilistik\r\nNutzen\r\nEinsatz einer wissenschaftlichen Methode zur Prüfung des Kollisionsrisikos von Greifvögeln an Windenergieanlagen zur Verschlankung von behördlichen Entscheidungsprozessen.\r\nKontext\r\nWild lebende Tiere der besonders geschützten Arten sind in Deutschland durch das Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) geschützt. Die sogenannte Signifikanzbewertung geht in Bezug auf die Windenergie der Frage nach, ob ein Vorhaben das Verletzungs- und Tötungsrisiko für ein Individuum einer in der Artenliste geführten Brutvogelart signifikant (also deutlich) erhöht oder nicht. Dazu müssen folgende Voraussetzungen erfüllt sein: Eine Abschätzung und Quantifizierung des vorhabenbedingten Kollisionsrisikos, die Bestimmung des allgemeinen Grund- oder Lebensrisikos, ein Vergleich dieser beiden Risiken sowie die Festlegung eines Schwellenwertes, ab dem eine Erhöhung des Kollisionsrisikos als nicht mehr akzeptabel gilt.\r\nVorschlag\r\nAlle bisherigen Versuche der Signifikanzbewertung stellen lediglich eine vorsorgliche Annäherung an das eigentlich konkret zu bestimmende Tötungsrisiko dar. Die Probabilistik entspricht als wissenschaftlich erarbeitete und validierte Methode zur Signifikanzbewertung dem aktuellen Stand der Wissenschaft. Sie ist aufgrund der Einbindung aller maßgeblicher Parameter zur Bestimmung des Kollisionsrisikos allen anderen bisherigen Methoden überlegen.\r\nDie probabilistische Berechnung ist bisher die einzige Methode, die tatsächlich in der Lage ist, die in Gesetz und Rechtsprechung definierten Kriterien der Signifikanzbewertung zu erfüllen, d. h. das Kollisionsrisiko (Tötungs- und Verletzungsrisiko) an Windenergieanlagen konkret zu ermitteln bzw. zu quantifizieren und ins Verhältnis zum allgemeinen Grundrisiko zu setzen.\r\nMit dem Raumnutzungs-Kollisionsrisiko-Modell (RKR-Modell) steht seit September 2024 eine finalisierte und validierte Prüfmethode zur Signifikanzbewertung für den Rotmilan vollzugsfähig vor, sodass sie somit bundesweit in den Genehmigungsverfahren anwendbar wäre. Die Probabilistik mit dem RKR-Modell muss nun zügig in das BNatSchG aufgenommen werden.\r\nNorm\r\nBNatSchG\r\n20 von 38\r\n5.3 Ausweitung von bundeseinheitlichen Vorgaben im Artenschutz\r\nNutzen\r\nRechtssicherheit für Behörden und Projektierungsunternehmen\r\nKontext\r\nNachdem der Bund im Jahr 2022 das Tötungsverbot (§ 44 Abs. 1 Nr. 1 BNatSchG) in Bezug auf WEA und kollisionsgefährdete Brutvögel in § 45b Absatz. 1-6 BNatSchG geregelt und – entsprechend den Vorgaben des Bundesverfassungsgerichts (BVerfG) – standardisiert hat, bedarf es dringend vergleichbarer bundeseinheitlicher Vorgaben auch hinsichtlich des Störungs- und Zerstörungsverbots (§ 44 Abs. 1 Nr. 2 & Nr. 3 BNatSchG). Warum? In Bezug auf das Störungs- und Zerstörungsverbot besteht erhebliche Unsicherheit in der Genehmigungspraxis, weshalb Naturschutzbehörden mitunter eine „nicht auszuschließende“ Verletzung der Störungs- oder Zerstörungsverbots in den Raum stellen und damit teilweise die bundeseinheitliche Standardisierung des Tötungs- und Verletzungsverbots konterkarieren, indem sie an neuer Stelle Planungs- und Rechtsunsicherheit schaffen.\r\nDie Standardisierung des Tötungs- und Verletzungsverbots hat die Rechtssicherheit von Genehmigungsverfahren deutlich verbessert und damit entbürokratisiert und beschleunigt. Gleiches wäre für das Störungs- und Zerstörungsverbot wünschenswert.\r\nVorschlag\r\nDies zeigt: Es bestehen erhebliche Unsicherheiten und daher ein dringender Bedarf für eine umfassende, einheitliche und konkrete gesetzliche Maßstabsbildung, die Behörden und Projektierenden Rechtssicherheit gibt und entlastet. Ein solcher bundeseinheitlicher Maßstab wird auch beim Fledermausschutz benötigt, um rechtliche und faktische Unsicherheiten auszuräumen und die Genehmigungsverfahren rechtssicher zu gestalten.\r\nNorm\r\nBundesnaturschutzgesetz (BNatSchG)\r\n5.4 Erleichterung des Repowerings\r\nNutzen\r\nDeutlich höhere Produktion erneuerbaren Stroms, ohne die Gesamtanzahl der Windenergieanlagen deutlich zu erhöhen.\r\nKontext\r\nBeim Repowering werden alte Windenergieanlagen durch leistungsfähigere Anlagen ersetzt. Dadurch steigt die Stromerzeugung von Windparks mit weniger Windkraftanlagen als zuvor.\r\nDurch das vorzeitige Ende der Bundesregierung und ihrer parlamentarischen Mehrheit ist die am 04. September 2024 vom Bundeskabinett beschlossene Novelle des Baugesetzbuchs (BauGB) und damit auch die Bestrebung, bestehende bauplanungsrechtliche Hemmnisse für das Repowering zu beseitigen, zum Erliegen gekommen.\r\nVorschlag\r\nEs sind insbesondere Anpassungen im BauGB bei der Anwendung der Repowering-Vorschriften notwendig.\r\nIm Falle des § 245e Absatz 3 BauGB steht die Sonderregelung unter dem Vorbehalt, dass die “Grundzüge der Planung” durch die Zulassung des Repowering-Vorhabens nicht berührt werden dürfen. Die Auslegung dieses unbestimmten Rechtsbegriffs sorgt in der Praxis weiterhin für erhebliche Rechtsunsicherheit und verhindert die Realisierung zahlreicher\r\n21 von 38\r\nRepowering-Vorhaben außerhalb von Windenergiegebieten. Die Voraussetzung, dass die Grundzüge der Planung nicht berührt werden dürfen, sollte daher gestrichen werden.\r\nZudem ist aus Sicht des BWE die Definition des Repowerings im BauGB anzupassen. Die neue Abstandsregelung von 5H Abstand zur Altanlage sowie die Zeitvorgabe von 48 Monaten im § 16 BImSchG sollten unbedingt auch auf die bauplanungsrechtlichen Erleichterungen Anwendung finden. Hierdurch wird ein Gleichlauf des BauGB mit dem jüngst novellierten BImSchG dauerhaft gesichert und dem drängenden Ausbaubedarf weiter Rechnung getragen.\r\nNorm\r\nBaugesetzbuch (BauGB)\r\nEmpfehlung\r\nDer Gesetzentwurf zur BauGB-Novelle war fachlich sehr ausgereift und befand sich im Herbst 2024 bereits im parlamentarischen Verfahren. Die neue Bundesregierung sollte den Gesetzgebungsprozess rasch wieder aufnehmen und zum Abschluss bringen.\r\n5.5 Digitalisierung von Genehmigungsverfahren\r\nNutzen\r\nEntlastung der Behörden durch ein standardisiertes, digitales Antragssystem\r\nKontext\r\nMit der Novelle des BImSchG im Juni 20211 wurden erstmals verbindliche Vorgaben zur elektronischen Antragstellung eingeführt. Diese Neuerung bietet eine vielversprechende Chance, die Antragstellung und -bearbeitung deutlich zu erleichtern.\r\nVorschlag\r\nGenehmigungsbehörden können also wirksam entlastet werden, wenn Bund und Länder ein einheitliches und standardisiertes digitales Antragssystem bereitstellen. Das bereits bestehende ELiA-System könnte hierfür als Grundlage dienen.\r\nFür eine größtmögliche Effizienz und Entlastung im Rahmen der Modernisierung der öffentlichen Verwaltung sollte neben der Antragstellung das gesamte Genehmigungsverfahren digitalisiert werden. Derzeit entstehen in den Verfahren häufig umfangreiche Aktenordner voller Genehmigungsunterlagen, die durch eine vollständige Digitalisierung vermieden werden könnten.\r\nDabei sollten auch die Träger öffentlicher Belange über eine zentrale, gemeinsame Plattform eingebunden werden. Auf einer solchen Plattform könnten Antragsteller*innen und Behörden Stellungnahmen einsehen, Dokumente wie Gutachten hochladen und alle relevanten Unterlagen übersichtlich und jederzeit verfügbar abrufen. Zusätzlich ließen sich durch eine digitale Plattform Bearbeitungszeiten verkürzen, da Anfragen und Dokumente ohne Verzögerung bereitgestellt werden könnten. Auch die Einhaltung von Fristen würde durch eine transparente Übersicht erleichtert. So würde das Genehmigungsverfahren nicht nur schneller, sondern auch strukturierter und nutzerfreundlicher gestaltet.\r\nNorm\r\nBundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) und Verwaltungsverfahrensgesetz (VwVfG)\r\n1 Bundestag (2024): Gesetz zur Verbesserung des Klimaschutzes beim Immissionsschutz, zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung von EU-Recht – LINK.\r\n22 von 38\r\n5.6 Entlastungen bei Großraum- und Schwerlasttransporten\r\nNutzen\r\nSchnellerer Transport der Windenergieanlagen zu den jeweiligen Standorten durch eine Entbürokratisierung und Harmonisierung von Vorschriften\r\nKontext\r\nWindenergieanlagen bestehen aus großen, unteilbaren Komponenten wie Rotorblättern, die nur mit Hilfe von Sondertransporten zu den jeweiligen Baustellen transportiert werden können. Eine reibungslose Durchführung von Großraum- und Schwerlasttransporten (GST) ist daher ein Schlüsselfaktor für den schnellen Ausbau der Windenergie. Um das Ziel eines jährlichen Zubaus von 10 GW in Deutschland zu erreichen, sind rund 30.000 GST/Jahr erforderlich.\r\nDerzeit wird der Prozess durch eine komplizierte und uneinheitliche Antrags- und Genehmigungspraxis erschwert. Unterschiedliche Regelungen in den Bundesländern führen zu vermeidbaren Verzögerungen und höheren Kosten.\r\nVorschlag\r\nEine umfassende Entbürokratisierung und Harmonisierung der Vorschriften sind daher unerlässlich, um den Ausbau der Windenergie effizienter zu gestalten. Ein wichtiger Schritt war die Novellierung der Verwaltungsvorschrift zur Straßenverkehrsordnung (VwV-StVO) im Dezember 2024. Nun ist es dringend erforderlich, auch die Richtlinien für Großraum- und Schwertransporte (RGST) aus dem Jahr 2013 zu überarbeiten. Dieses zentrale Regelwerk definiert die Vorgaben für die Antragstellung, Antragsprüfung und die Gestaltung der Genehmigungsbescheide und muss an die aktuellen Herausforderungen angepasst werden.\r\nDarüber hinaus braucht es ein durchgehend digitales Genehmigungsverfahren, eine personelle Verstärkung der zuständigen Behörden sowie verständlich formulierte GST-Bescheide. Diese Maßnahmen würden die Abläufe erheblich vereinfachen und den Ausbau der Windenergie spürbar beschleunigen.\r\nNorm\r\nRichtlinien für Großraum- und Schwertransporte (RGST)\r\n5.7 Umsetzungsleitfaden zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung\r\nNutzen\r\nVerringerung des Verwaltungsaufwandes der Netzbetreiber, die derzeit Einzelberechnungen und Einzelrückerstattungen durchführen müssen.\r\nKontext\r\nAm 31. Dezember 2024 ist die Frist zur Ausstattung von Windenergieanlagen (WEA) mit einem System zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung (BNK) ausgelaufen. Alle etwa 16.000 Bestandsanlagen mussten demnach bis zum 1. Januar 2025 ein solches System installiert und in Betrieb genommen haben (§ 9 Abs. 8 EEG 2023). Dies gilt auch für Neuanlagen, die ab dem 1. Januar 2025 in Betrieb gehen. Problematisch ist hier jedoch, dass die Inbetriebnahme des BNK-Systems eine Inbetriebnahme der Anlage voraussetzt. Dies stellt jedoch einen Verstoß nach § 9 Abs. 8 EEG dar. Das Gesetz enthält also einige Regelungslücken, die es zu schließen gilt, damit Betreiber nachweisen können, dass sie alles Notwendige unternommen haben, damit der Betrieb der BNK-Technologie fristgerecht aufgenommen werden kann. Ohne eine solche Klarstellung droht vielen Betreibern eine unverschuldete Pönalisierung nach § 52 EEG. Die daraus resultierenden Erlöseinbußen fehlen dann für dringend notwendige Investitionen in den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien.\r\n23 von 38\r\nVorschlag\r\nUm eine unverschuldete Pönalisierung von Anlagenbetreibern zu verhindern, schlägt der BWE eine Anpassung des EEG vor. Als geeigneter Nachweis für die funktionsfähige Installation der BNK sollten nur diejenigen Schritte gelten, die im Einflussbereich des Anlagenbetreibers für die Zulassung der bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung liegen. Neuanlagen sollen darüber hinaus auch ohne BNK-System in Betrieb gehen dürfen, wenn die Betreiber dieses unverzüglich nach abschließender behördlicher Genehmigung in Betrieb nehmen.\r\nNorm\r\nEEG\r\n5.8 Umgang mit bebauten Flächen im Erbfall\r\nNutzen\r\nKeine Verteuerung und Verzögerung der Flächenbereitstellung\r\nKontext\r\nZu Lebzeiten sehen sich Eigentümer*innen von Flächen mit Erneuerbaren-Energien-Anlagen mit dem Szenario konfrontiert, ihre Erben im Erbfall mit erheblichen Steuerverbindlichkeiten zu belasten. Daher zögern sie unserer Beobachtung nach daher immer häufiger, ihre Flächen einem Projektierer im Rahmen eines Nutzungsvertrages für Erneuerbare Energien zur Verfügung zu stellen. Diese erhöhten Steuern im Erb- oder Schenkungsfall bei landwirtschaftlichen Flächen, die mit Windenergieanlagen bebaut sind, resultieren aus dem gemeinsamen Erlass der obersten Finanzbehörden der Länder „Bewertung von Grundstücken mit Windkraftanlagen (…); Bestimmung des Bodenwertes gem. § 179 BewG“. Dieser führt unter anderem dazu, dass Steuern im Erb- oder Schenkungsfall erheblich viel höher sind, da auch keine Freibeträge zur Anwendung kommen. Neben dem Zögern der Flächeneigentümer*innen beobachten wir jedoch auch eine Reihe von juristischen Lösungen, die das skizzierte Drohszenario mindern sollen. Alle diese Lösungen aus der Praxis führen zu bürokratischem Mehraufwand und zu einer Verteuerung der Projekte.\r\nVorschlag\r\nUm dies zu verhindern und die Energiewende weiterhin entschlossen voranzutreiben, regen wir an, das Bewertungsgesetz in den §§ 158, 159 und 160 dahingehend zu ändern, dass auch Flächen, die mit Windenergieanlagen bebaut sind, im Erbfall oder bei Abwicklung des Betriebs weiterhin dem land- und forstwirtschaftlichen Vermögen zugeordnet werden dürfen.\r\nNorm\r\nBewertungsgesetz\r\n24 von 38\r\n6 Kontinuierlicher Netzausbau bei gleichzeitiger Kosteneffizienz 6.1 Ertüchtigung und Ausbau der Verteilnetze ............................................................................................. 25 6.2 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten .......................................................................................... 25 6.3 Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussprozesses ....................................................... 26 6.4 Freileitungen statt Erdkabel ..................................................................................................................... 27\r\n25 von 38\r\n6.1 Ertüchtigung und Ausbau der Verteilnetze\r\nNutzen\r\nEntlastung des Netzausbaus durch eine unbürokratische Ertüchtigung der Verteilnetze\r\nKontext\r\nEine beschleunigte Entwicklung der Verteilnetze ist essenziell, um Deutschlands Energieversorgung zu sichern und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Da der Großteil der Erneuerbaren-Energien-Anlagen und Batteriespeicher auf Verteilnetzebene angeschlossen werden, stehen diese Netze vor enormen Herausforderungen: Schon jetzt muss die bisher zentralisierte Netzstruktur dezentralen Anforderungen gerecht werden, indem zahlreiche Erzeugungs- und Speicheranlagen integriert und steuerbar gemacht werden.\r\nVorschlag\r\nDie Engpässe in den Verteilnetzen gefährden die Versorgungssicherheit, weshalb der Netzausbau dringend vereinfacht und beschleunigt werden muss. Maßnahmen wie die Anwendung des überragenden öffentlichen Interesses auf Verteilnetze, die Anhebung der UVP-Schwellenwerte und reduzierte Verwaltungsaufgaben können die notwendige Ertüchtigung der Verteilnetze sicherstellen.\r\nNorm\r\nEnWG, UVPG\r\n6.2 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten\r\nNutzen\r\nEffiziente Nutzung der bestehenden Netzinfrastruktur und Beitrag zur Dämpfung der Netzentgelte\r\nKontext\r\nDer schleppende Netzausbau bremst die Energiewende zunehmend aus. Die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP) bietet allerdings eine kostengünstige und schnell umsetzbare Lösung, bis der Netzausbau erfolgt ist. Erneuerbare-Energien-Anlagen sind über NVP an das Stromnetz angeschlossen. NVP sind in der Regel darauf ausgelegt, 100 Prozent der theoretischen Einspeiseleistung der angeschlossenen Anlagen in das Stromnetz einzuspeisen. Dabei zeigt eine im April 2024 veröffentlichte Studie des BEE, dass die volatile Einspeisung durch Wind- und insbesondere PV-Anlagen mit einer geringen durchschnittlichen Auslastung der NVP von unter 50 Prozent einhergeht. Dementsprechend ist es technisch möglich, mehr Leistung an einen NVP anzuschließen, als dieser theoretisch in das Stromnetz einspeisen kann. Diese Überbauung von NVP wird von den meisten Netzbetreibern unverständlicherweise abgelehnt.\r\nAm 29. Januar 2025 verabschiedete der Bundestag mit den Stimmen der Bundestagsfraktionen von SPD, Bündnis 90/Die Grünen und CDU/CSU Änderungen des EEG, welche den rechtssicheren Rahmen für die NVP-Überbauung schaffen.\r\nWir begrüßen die parteiübergreifende Kooperation, die der Energiewende einen neuen Schub geben kann. Damit ist ein wichtiger Schritt zur kosteneffizienten Nutzung der bestehenden Netzinfrastruktur und der technologieübergreifenden Überbauung von Netzverknüpfungspunkten getan.\r\nVorschlag\r\nDie im Bundestag mitbeschlossene Gesetzesbegründung macht deutlich, dass der Gesetzgeber den Rahmen für technologieübergreifende Überbauungsprojekte schaffen will. Die EE-Branche hat sich das klare Ziel gesetzt, diese Gelegenheit zu nutzen und\r\n26 von 38\r\nmöglichst viele Überbauungsprojekte auf den Weg zu bringen. Um dieses gemeinsame Ziel zu verwirklichen, bedarf es allerdings noch einer entscheidenden Änderung: Die Novelle des EEG kann ihr volles Potenzial zur Entlastung des Netzausbaus und zur Dämpfung der Netzentgelte nur dann entfalten, wenn aus der Option, flexible Netzanschlussverträge zu schließen, ein grundsätzliches Recht der Anlagenbetreiber wird, NVP zu überbauen. Dies ist technisch sicher und sollte daher nur in begründeten Ausnahmefällen abgelehnt werden können. So stellt der Gesetzgeber sicher, dass Überbauungsprojekte nicht am fehlenden Willen einiger Netzbetreiber scheitern.\r\nNorm\r\nEEG, EnWG\r\n6.3 Standardisierung und Digitalisierung des Netzanschlussprozesses\r\nNutzen\r\nEntbürokratisierung des Netzanschlussverfahrens und Entlastung aller beteiligten Akteure\r\nKontext\r\nDer Netzanschluss von Windenergieanlagen wird nicht nur durch den schleppenden Netzausbau, sondern auch durch einen Flickenteppich von aufwändigen Netzanschlussverfahren verzögert. Deutschlandweit projektierende Unternehmen müssen die Technischen Anschlussbedingungen (TAR) und Prozessabläufe von etwa 900 Verteilnetzbetreibern beachten. Daher sollten die Netzanschlussverfahren durch mehr Standardisierung, Automatisierung und Digitalisierung entbürokratisiert und beschleunigt werden.\r\nVorschlag\r\nDer im November 2024 beschlossene Kabinettsbeschluss zu einer EnWG-Novelle sah die Einführung entsprechender Verbesserungen vor: Die Digitalisierung des Netzanschlussprozesses, eine unverbindliche Netzanschlussauskunft sowie einen Reservierungsmechanismus für Netzanschlusskapazität. Diese Netzanschlussbeschleuniger gilt es nun schnellstmöglich im künftigen Bundestag zu beschließen.\r\nDer digitale und für alle Verteilnetzbetreiber (VNB) weitestmöglich standardisierte Netzanschlussprozess beschleunigt und entbürokratisiert das langwierige Netzanschlussverfahren. Die digitale und unverbindliche Netzanschlussauskunft wiederum erhöht die Transparenz der Netzdaten. Dadurch können Projektierer ihre Netzanschlussbegehren auf aussichtsreiche Standorte mit verfügbaren Netzanschlusskapazitäten fokussieren. Diese Netztransparenz ist auch für das Gelingen der NVP-Überbauung essenziell. Letztlich kann der bundeseinheitliche Reservierungsmechanismus für Netzanschlusskapazität Planungssicherheit schaffen und Prozesse beschleunigen. Die zeitlich begrenzte und technologiespezifische Reservierung von Netzanschlusskapazität würde an den Nachweis von Projektfortschritten geknüpft, sodass Netzbetreiber wesentlich entlastet werden. Durch diese prozessualen Kosteneinsparungen können auch die Stromgestehungskosten gedämpft werden.\r\nNorm\r\nEnWG\r\nEmpfehlung\r\nRascher Beschluss der im EnWG-Gesetzentwurf vorliegenden Regelung.\r\n27 von 38\r\n6.4 Freileitungen statt Erdkabel\r\nNutzen\r\nDeutliche Kostenersparnis beim Ausbau der Netze\r\nKontext\r\n2015 wurde der Erdkabelvorrang für Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ-Leitungen) eingeführt, um die Akzeptanz des Netzausbaus zu steigern. Spätestens seit dem Angriffskrieg auf die Ukraine ist die Energiewende und die damit einhergehende Energiesicherheit in der Mitte der Bevölkerung angekommen.\r\nVorschlag\r\nEs ist die Erkenntnis gereift, dass steigende Netzentgelte und Strompreise womöglich eine größere Akzeptanzhürde darstellen als der Bau von Freileitungen. Daher lohnt es sich, erneut über den Erdkabelvorrang zu diskutieren. Freileitungen sind in der Regel schneller umzusetzen, einfacher zu warten und um ein Vielfaches kostengünstiger. Mehrere Übertragungsnetzbetreiber beziffern die potenzielle Kosteneinsparung allein bei drei HGÜ-Projekten auf 20 Milliarden Euro. Die gesetzliche Priorisierung von Erdkabeln sollte durch freie Wahlmöglichkeiten der Netzbetreiber ersetzt werden. Der entbürokratisierte Netzausbau kann so zur Senkung der Netzentgelte und Strompreise beitragen.\r\n28 von 38\r\n7 Ausweitung der regionalen Wertschöpfung 7.1 Energy Sharing ............................................................................................................................................. 29 7.2 Vereinfachung bei § 6 EEG .......................................................................................................................... 30 7.3 Transparenz bei der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie ................................................... 30 7.4 Harmonisierung der Landes-Beteiligungsgesetze ...................................................................................... 31 7.5 Erleichterungen bei der Prospektpflicht..................................................................................................... 31\r\n29 von 38\r\n7.1 Energy Sharing\r\nNutzen\r\nDurch eine gerechte Beteiligung, transparente Regelungen und finanzielle Vorteile kann die Bevölkerung unmittelbar von Windparks und der Energiewende als Ganzes profitieren.\r\nKontext\r\nEnergy Sharing bietet eine einzigartige Chance, Bürgerinnen und Bürger aktiv in die Energiewende einzubeziehen und gleichzeitig die Wertschöpfung vor Ort zu stärken. Es ist nicht nur ein entscheidender Faktor für die Wertschöpfung des dringend benötigten Windenergieausbaus, sondern auch eine rechtliche Verpflichtung, die Deutschland bisher nicht erfüllt hat. Die Europäische Strombinnenmarktrichtlinie legt in Artikel 15a klar fest, dass die Mitgliedstaaten allen Haushalten, kleinen und mittleren Unternehmen sowie öffentlichen Einrichtungen das Recht einräumen müssen, sich diskriminierungsfrei an der Nutzung Erneuerbarer Energien zu beteiligen. Diese Regelung hätte bereits bis Mitte 2021 in nationales Recht umgesetzt werden müssen. Deutschland hat diese Frist verstreichen lassen und somit die Chance verpasst, eine Vorreiterrolle einzunehmen.\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) präsentierte dazu im Rahmen der Verbändeanhörungen zur EEG/EnWG-Novelle im Oktober 2024 einen Vorschlag, der die gemeinsame Nutzung von Energie ab Juni 2026 innerhalb eines Bilanzierungsgebiets und ab Juni 2028 auch in angrenzenden Bilanzierungsgebieten ermöglichen sollte. Doch die Verabschiedung scheiterte aufgrund der Regierungsauflösung. Zudem bot der vorgelegte regulatorische Entwurf kaum Umsetzungsmöglichkeit für Windenergieprojekte, wodurch das Potenzial für eine gerechte und effektive Umsetzung von Energy Sharing weiterhin ungenutzt bleibt.\r\nVorschlag\r\nWir haben jetzt die Möglichkeit, nicht nur die Versäumnisse der Vergangenheit auszugleichen, sondern mit ambitionierten Maßnahmen die Grundlage für eine gerechte und nachhaltige Energiezukunft zu schaffen. Ein wirksames Energy-Sharing-Gesetz kann die Senkung der Energiekosten vor Ort vorantreiben, indem es finanzielle Entlastungen bei Netzentgelten, Umlagen und Steuern ermöglicht, was nicht nur die Akzeptanz der Energiewende erhöht, sondern auch Haushalte und Unternehmen unmittelbar entlastet. Gleichzeitig kann eine stärkere regionale Wertschöpfung erreicht werden, indem neben den Miteigentümern von Bürgerenergieprojekten auch Anwohner*innen im näheren Umkreis von den EE-Anlagen profitieren. Eine geografische Begrenzung mit einem zweistelligen Kilometer-Radius rund um die Anlagen würde die gerechte Teilhabe sicherstellen und die Akzeptanz vor Ort fördern. Ein solcher Ansatz kann den administrativen Aufwand erheblich reduzieren und so auch Behörden entlasten, da geografische Begrenzungen einfacher umzusetzen wären als komplexere Regelungen auf Basis von Netzbilanzierungsgebieten. Darüber hinaus trägt Energy Sharing durch die lokale Nutzung Erneuerbarer Energien zur Versorgungssicherheit bei, indem es die Abhängigkeit von zentralen Energiequellen verringert, Übertragungsverluste mindert und regionale Stromnetze stabilisiert.\r\nEin zukunftsweisendes Gesetz muss außerdem sicherstellen, dass alle relevanten Akteure in den Prozess eingebunden werden. Es wäre ein Fehler, größere Betreiber, Direktvermarkter oder Grünstromhändler von der Teilnahme auszuschließen. Die bisher diskutierte Einschränkung, Energy Sharing nur als „Nebenaktivität“ zuzulassen, würde jene benachteiligen, die sich seit Jahren für die Energiewende engagieren, und die Effizienz und Breitenwirkung des Modells erheblich mindern. Stattdessen sollten möglichst viele Akteure\r\n30 von 38\r\neingebunden werden, um den Markt für Erneuerbare Energien zu stärken und das Potenzial von Energy Sharing voll auszuschöpfen.\r\nNorm\r\nEnWG\r\n7.2 Vereinfachung bei § 6 EEG\r\nNutzen\r\nTransparente und sachgerechte Umsetzung der kommunalen Beteiligung\r\nKontext\r\nDie bisherige Rechtslage des § 6 EEG basiert auf hypothetischen Einspeisemengen und führt zu Unsicherheiten.\r\nVorschlag\r\nDeshalb steht der BWE für die Streichung der fiktiven Strommengenregelungen aus § 6 EEG, wie sie bereits im Referentenentwurf der EnWG-EEG-Novelle vom Oktober 2024 vorgeschlagen wurde. Mit der Begrenzung auf tatsächlich eingespeiste Strommengen und einem Angebot von 0,2 ct wird eine transparente und sachgerechte Lösung geschaffen. Dies erhöht die Planbarkeit für Betreiber und Kommunen und fördert zugleich die Effizienz des Marktes.\r\nNorm\r\nEEG\r\nEmpfehlung\r\nRegelungsentwurf lag in der EnWG-/EEG-Novelle bereits vor und kann unmittelbar umgesetzt werden.\r\n7.3 Transparenz bei der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie\r\nNutzen\r\nSichtbarmachung der kommunalen Beteiligung durch die Windenergie\r\nKontext\r\nRegionale Wertschöpfung ist ein Kernanliegen der Onshore-Windenergie. § 6 des EEG ermöglicht es Standortkommunen, von den Stromerträgen aus Windenergieanlagen zu profitieren. Immer mehr Kommunen können dadurch in Erneuerbare-Energien-Projekte eingebunden werden und unmittelbar vom Fortschritt der Energiewende profitieren. Seit 2023 gilt dies nicht nur für Neuprojekte, sondern auch für Bestandsanlagen. Allerdings bleiben die geleisteten Zahlungen bisher weitgehend unsichtbar.\r\nVorschlag\r\nDaher schlagen wir vor, dass Kommunen die erhaltenen Beiträge transparent machen, um den finanziellen Beitrag der Windenergie zu kommunalen Haushalten sichtbar zu machen. Für ein umfassendes und informatives Gesamtbild, das sowohl für Kommunen als auch für die Menschen vor Ort und die Branche von Bedeutung ist, sollten die Zahlungen vor Ort in geeigneter Weise veröffentlicht werden.\r\nNorm\r\nEEG\r\n31 von 38\r\n7.4 Harmonisierung der Landes-Beteiligungsgesetze\r\nNutzen\r\nErleichterung der Beteiligungspraxis\r\nKontext\r\nDie Beteiligung von Kommunen und Anwohner*innen hat in der Windenergiebranche eine lange Tradition und wird vielerorts unabhängig von Landesbeteiligungsgesetzen umgesetzt.\r\nVorschlag\r\nDa immer mehr Bundesländer eigene Regelungen einführen, spricht sich der BWE für einen einheitlichen, übergeordneten Rahmen aus, um einen Flickenteppich zu vermeiden. Ein flexibles Angebotsspektrum ist dabei entscheidend, um im Rahmen der Vorhabenmöglichkeiten den individuellen Bedürfnissen der Kommunen und Anwohner*innen in den verschiedenen Bundesländern gerecht zu werden. Dabei sollte ein Rahmen für die Kosten enthalten sein, um Transparenz und Vergleichbarkeit sicherzustellen.\r\nNorm\r\nEEG\r\nEmpfehlung\r\nPrüfung und Weiterentwicklung des im Herbst vorgelegten Regelungsvorschlags in der EnWG-/EEG-Novelle\r\n7.5 Erleichterungen bei der Prospektpflicht\r\nNutzen\r\nUnser Anliegen ist es, dass es auch in Zukunft in Deutschland ein breites Spektrum an Akteuren und Projektgrößen gibt. Dazu gehören auch kleinere Projekte von Bürgerenergiegesellschaften.\r\nKontext\r\nDie Prospektpflicht, die für die öffentliche Kapitalaufnahme erforderlich ist, stellt für diese Vorhaben eine erhebliche Hürde dar. Diese Vorschrift verlangt einen genehmigten Verkaufsprospekt der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht, was aufwändig und kostspielig ist. Besonders für kleinere Projekte im Bereich der Erneuerbaren Energien ist dies eine kaum zu bewältigende Belastung, die den Fortschritt der Energiewende bremsen kann.\r\nVorschlag\r\nVorschlag zu Änderungen des Vermögensanlagengesetzes:\r\n•\r\nBefreiung von BEG (§ 3 Nr. 15 EEG) von der Prospektpflicht.\r\n•\r\nErhöhung des Verkaufspreises für Vermögensanlagen auf 400.000 Euro.\r\n•\r\nAnhebung des Schwarmfinanzierungsvolumens auf 8 Millionen Euro.\r\nZiel soll sein, eine rechtliche Grundlage zu schaffen, die einerseits den Anlegerschutz gewährleistet, andererseits aber bürgernahe und lokal verankerte Projektplanung im Bereich EE entlastet.\r\nNorm\r\nVermögensanlagengesetz\r\n32 von 38\r\n8 Das Potenzial der Offshore-Windenergie\r\nMit fachlicher Unterstützung\r\ndes Bundesverbandes Windenergie Offshore e.V. sowie der Stiftung Offshore-Windenergie\r\n8.1 Energiepolitische- und regulatorische Maßnahmen ................................................................................. 33\r\n8.2 Kosten- und ressourceneffizienter Ausbau durch optimierte Planung .................................................... 35\r\n8.3 Industrie- und finanzpolitische Maßnahmen ............................................................................................. 36\r\n8.4 Maßnahmen zur Erhöhung der Sicherheit für Mitarbeitende .................................................................. 37\r\n8.5 Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit ............................................................................ 37\r\n33 von 38\r\n8.1 Energiepolitische- und regulatorische Maßnahmen\r\n8.1.1 Offshore-Ausschreibungsdesign reformieren\r\nNutzen\r\nHöhere Realisierungswahrscheinlichkeit, bessere Refinanzierungsbedingungen und damit niedrigere Investitionskosten für Projekte, niedrigere Strompreise für Wirtschaft und Industrie, Entlastung der Lieferkette, Anreiz europäischer Wertschöpfung, Stärkung der Innovationskraft.\r\nKontext\r\nDas auf staatliche Erlösmaximierung ausgelegte Ausschreibungsdesign für Offshore-Windflächen begünstigt risikoreiches Bieterverhalten finanzstarker Investoren. Geringe Pönalen sowie unsicherere Wirtschaftlichkeitsprognosen verringern die Realisierungswahrscheinlichkeit von Projekten. Hohe Gebotssummen lassen sich fast nur über höhere Preise langfristiger Stromabnahmeverträge für Industrie und Wirtschaft, über Druck auf die Lieferkette oder über ein Ausweichen auf günstigere, möglicherweise staatlich subventionierte nichteuropäische Komponenten refinanzieren. Der dämpfende Einfluss der Auktionserlöse auf die steigende Offshore-Netzumlage dürfte gering ausfallen. Die EU-Kommission forderte 2023 eine Prüfung ungedeckelter Auktionen – Deutschland hat darauf nicht reagiert. Die Rechtsvorschriften für die zeitliche Realisierung von Offshore-Windparks gefährden die Investitionssicherheit der Projekte und müssen angepasst werden.\r\nVorschlag\r\nDie Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes und des Offshore-Ausschreibungsdesigns ist notwendig. Anpassungen sollten möglichst in Abstimmung mit den europäischen Partnern erfolgen. Mit der Umsetzung des Net Zero Industry Acts der EU in Deutschland sollten sinnvolle Präqualifikations- und qualitative Kriterien eingeführt werden. So kann der Fokus auf Auktionserlöse reduziert werden. Alternative Fördermechanismen wie beidseitige Differenzverträge sollten auf Basis der Erfahrungen anderer entwickelter Offshore-Windmärkte geprüft werden. Den Entwicklern von Offshore-Windparks sollten nach ihrem verbindlichen Netzanschlusstermin deutlich mehr als sechs Monate Zeit gegeben werden, um die Betriebsbereitschaft ihrer Windenergieanlagen nachzuweisen.\r\nNorm\r\nWindenergie-auf-See-Gesetz\r\n8.1.2 Akteursvielfalt durch 1-GW-Flächen stärken\r\nNutzen\r\nFörderung von Wettbewerb, Akteursvielfalt und Effizienz.\r\nKontext\r\nDer bisherige Fokus auf 2-GW-Flächen hat die Teilnahmemöglichkeiten für kleinere Unternehmen und Konsortien eingeschränkt. Der Flächenentwicklungsplan 2025 sieht nun auch Flächen mit 1 GW oder weniger vor.\r\nVorschlag\r\nAuch künftig sollten 1-GW-Flächen ausgeschrieben werden, um Akteursvielfalt und Wettbewerb zu stärken – in Verbindung mit einem Bieterlimit, das jedem Bieter nur den Zuschlag für eine Fläche pro Auktion erlaubt.\r\n34 von 38\r\n8.1.3 Hybride Interkonnektoren als Wegbereiter für regionale Offshore-Vernetzung\r\nNutzen\r\nFlexiblere Integration der Offshore-Windenergie in das europäische Stromsystem.\r\nKontext\r\nHybride Interkonnektoren erhöhen die Kapazitäten für den internationalen Stromtransport und senken Stromkosten.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte auf ein investitionssicheres EU-Marktdesign und die Beseitigung struktureller Nachteile für PPA aus Offshore-Gebotszonen hinarbeiten.\r\n8.1.4 Offshore-Elektrolyse-Hubs nutzen\r\nNutzen\r\nKostensenkung und bessere Integration der Offshore-Windenergie.\r\nKontext\r\nDie Offshore-Elektrolyse ist bisher in Deutschland noch wenig entwickelt, bietet jedoch insbesondere an küstenfernen Standorten erhebliche Potenziale.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte Pilotprojekte fördern, kombinierte Anschlusskonzepte ermöglichen und die Offshore-Elektrolyse in die Zielvorgaben des WindSeeG aufnehmen.\r\nNorm\r\nWindenergie-auf-See-Gesetz\r\n8.1.5 Weiterbetrieb von Offshore-Windparks ermöglichen\r\nNutzen\r\nEffiziente Nutzung bestehender Infrastruktur und verbesserte Klima- und Umweltbilanz\r\nKontext\r\nAb 2040 laufen die Genehmigungen für die ersten großen Offshore-Windparks aus.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte den koordinierten Weiterbetrieb von Anlagen prüfen und regulatorisch grundsätzlich ermöglichen.\r\n35 von 38\r\n8.2 Kosten- und ressourceneffizienter Ausbau durch optimierte Planung\r\n8.2.1 Flächen effizienter nutzen\r\nNutzen\r\nGeringere Abschattungseffekte und höhere Erträge.\r\nKontext\r\nDie derzeitige Bebauungsdichte erhöht Abschattungseffekte und verringert die Effizienz.\r\nVorschlag\r\nUnter der Voraussetzung, dass die gesetzlichen Ausbauziele bis 2045 erreicht werden, sollte für künftig auszuweisende Flächen eine Reduzierung der Bebauungsdichte geprüft werden.\r\n8.2.2 Abschattungseffekte durch grenzüberschreitende Flächenplanung reduzieren\r\nNutzen\r\nEffizientere Flächennutzung und geringere Umweltbelastung.\r\nKontext\r\nDie Flächenplanung in Nord- und Ostsee erfolgt derzeit überwiegend auf nationaler Ebene und verursacht grenzüberschreitende Effekte.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte eine frühzeitige und transparente Zusammenarbeit mit den Nachbarländern etablieren.\r\n8.2.3 Gespräche mit Dänemark über die Möglichkeit einer radialen Anbindung aufnehmen\r\nNutzen\r\nOptimierung der Offshore-Potenziale durch grenzübergreifende Zusammenarbeit.\r\nKontext\r\nDänemark verfügt über größere Flächen, die für die Offshore-Windenergie geeignet sind. Würden diese Flächen mit Offshore-Windparks bebaut und an das deutsche Stromnetz angeschlossen, könnten Abschattungseffekte und Stromgestehungskosten reduziert und Erträge optimiert werden.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte mit dem Nachbarland Dänemark die Möglichkeit radialer Anbindungen einzelner Flächen prüfen.\r\n36 von 38\r\n8.3 Industrie- und finanzpolitische Maßnahmen\r\n8.3.1 Lieferketten stärken durch geeignete Rahmenbedingungen für Investitionen und Finanzierung\r\nNutzen\r\nEin höherer Anteil deutscher und europäischer Wertschöpfung. Schaffung von Arbeitsplätzen. Auslösen von Investitionen. Re-Industrialisierung. Sicherung von Know-how in einem Hochtechnologiesektor.\r\nKontext\r\nDie Offshore-Windindustrie und ihre maritime Zulieferkette bieten ein enormes Wertschöpfungspotenzial. Um dieses auszuschöpfen, müssen zentrale Herausforderungen angegangen werden. Dazu gehören Investitionen in neue Fertigungskapazitäten, die Vorabfinanzierung von Projekten, Vertragserfüllungsbürgschaften und Betriebskapital.\r\nOffshore-Windprojekte erfordern Investitionen von mehreren hundert Millionen bis zu mehreren Milliarden Euro. Die oft mittelständisch geprägte Zulieferkette kann das allein nicht stemmen. Maßgeschneiderte Finanzierungsinstrumente – jedoch keine Subventionen – sind nötig.\r\nZudem muss der globale Wettbewerb fair bleiben. Ein Level-Playing-Field ist essenziell. Die Stärkung der heimischen Produktionskapazitäten erhöht zudem die Resilienz gegenüber geopolitischen Risiken.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte den Net-Zero Industry Act der EU zügig umsetzen. Bereits eingeführte Finanzierungsinstrumente für zinsverbilligte Kredite und Bürgschaften sollten zügig angewendet werden. Bestehende Lücken sind zu schließen. Zudem sollten staatliche Bürgschaftsinstrumente und der kommerzielle Bankensektor besser verzahnt werden, um Synergien zu nutzen.\r\n8.3.2 Häfen erweitern und ertüchtigen\r\nNutzen\r\nSicherstellung ausreichender Kapazitäten für den Ausbau der Offshore-Windenergie.\r\nKontext\r\nDie Infrastruktur der deutschen Seehäfen ist derzeit nicht ausreichend ausgebaut.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte die Finanzierung des Hafenausbaus klären und Mittel aus den Auktionseinnahmen für Offshore-Windenergie für den Ausbau und die Ertüchtigung der Seehäfen für Offshore-Windenergie einsetzen.\r\n37 von 38\r\n8.4 Maßnahmen zur Erhöhung der Sicherheit für Mitarbeitende\r\n8.4.1 Küstenferne Rettung ermöglichen\r\nNutzen\r\nVerbesserte Sicherheitsvorkehrungen in küstenfernen Offshore-Gebieten.\r\nKontext\r\nEin einheitlicher Rechtsrahmen für küstenferne Rettung von Mitarbeitenden auf See fehlt bisher.\r\nVorschlag\r\nDie Bundesregierung sollte gemeinsam mit den betroffenen Bundesländern einen entsprechenden Rechtsrahmen schaffen und die Rettungsinfrastruktur organisieren. Rettungsdienstleistungen sollten staatlich koordiniert und ausgeschrieben werden.\r\n8.5 Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit\r\n8.5.1 Kritische maritime Energieinfrastruktur schützen\r\nNutzen\r\nMehr Versorgungssicherheit als Voraussetzung für die Energiesicherheit. Synergien zwischen Offshore-Windenergie, Sicherheit und Militär.\r\nKontext\r\nDie kritische maritime Energieinfrastruktur muss vor physischen und Cyber-Angriffen geschützt werden. Insbesondere physische Angriffe stellen eine Herausforderung dar, da Offshore-Windparks und ihre Netzverknüpfungssysteme abgelegen sind und verschiedene administrative Ebenen zuständig sind. Ein wirksamer Schutz erfordert gezielte Maßnahmen und eine enge Zusammenarbeit zwischen Staat und Wirtschaft.\r\nVorschlag\r\nDie künftige Bundesregierung sollte die Meeresraumüberwachung durch Sicherheitsbehörden und Marine ausbauen, den rechtlichen Rahmen klären und die EU-Richtlinien NIS-2 und CER zügig umsetzen. Zudem sollte die Kooperation zwischen Betreibern und Behörden gestärkt werden – das Gewaltmonopol bleibt jedoch beim Staat.\r\nNorm\r\nNIS 2 und KRITIS Dachgesetz\r\n38 von 38\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nTitelbild: Adobe Stock 314239910\r\nKapitelbilder: Adobe Stock, Tim Siegert-batcam\r\nKapitelbild Offshore: Stiftung Offshore Windenergie\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Dokument enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartnerin\r\nKristina Hermann\r\nAutor*innen Onshore\r\nGörke, Elisabeth\r\nGrothe, Stefan\r\nHasse, Christina\r\nHermann, Kristina\r\nHermus, Max\r\nDr. Hilger, Janna\r\nKarst, Juliane\r\nLesi, Antigona\r\nLiebe, Luca\r\nMoser-Abt, Mirko\r\nDr. Röhsler, Andreas\r\nRöhrs, Moritz\r\nSchnürpel, Lukas\r\nStengel, Tristan\r\nStötzel, Wolf\r\nAutoren Offshore\r\nMummert, Andreas | Stiftung Offshore-Windenergie\r\nSohn, Hans | BWO\r\nSupport\r\nBackhaus, Kristina\r\nChichowitz, Lisa\r\nScholz, Manuela\r\nBeteiligte Gremien im BWE\r\nGesamtvorstand\r\nAK Energiepolitik\r\nBeirat Kommunikation\r\nJuristischer Beirat\r\nNaturschutzbeirat\r\nDatum\r\n17. Februar 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) (20. WP)","shortTitle":"BMI (20. WP)","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-02-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016545","regulatoryProjectTitle":"Nationale Umsetzung des Net Zero Industry Act (NZIA)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a5/30/526765/Stellungnahme-Gutachten-SG2505190010.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nNet Zero Industry Act (NZIA)-Umsetzung\r\nBWE-Empfehlungen zu den Durchführungsrechtsakten und delegierten Rechtsakten der Europäischen Kommission\r\nFebruar 2025\r\n2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Bewertung der Präqualifikationskriterien für EE-Ausschreibungen .............................. 5\r\n2.1 Art. 4 des Durchführungsrechtsaktes: Responsible Business Conduct...................................................... 5\r\n2.2 Art. 5 des Durchführungsrechtsaktes: Cyber- und Datensicherheit .......................................................... 5\r\n2.3 Art. 6 des Durchführungsrechtsaktes: Ability to deliver the project fully and on time ............................. 6\r\n3 Bewertung der Zuschlagskriterien für EE-Ausschreibungen .......................................... 7\r\n3.1 Art. 7 des Durchführungsrechtsaktes: Beitrag zur Resilienz...................................................................... 7\r\n3.2 Ergänzende Zuschlagskriterien ................................................................................................................. 8\r\n3.2.1 Art. 8: Environmental sustainability – Carbon footprint ........................................................................... 8\r\n3.2.2 Art. 9: Environmental sustainability – Circular economy .......................................................................... 9\r\n3.2.3 Art. 12: environmental sustainability – efficient water use and solutions avoiding water pollution) .................................................................................................................................................... 10\r\n3.2.4 Art. 13: Environmental Sustainability – Pollution .................................................................................... 10\r\n3.2.5 Art. 14: Sustainability contribution - Innovation...................................................................................... 10\r\n3.2.6 Art. 15: Sustainability contribution - Energy system integration ............................................................ 10\r\n3 von 11\r\n1 Einleitung\r\nFür ein auf Erneuerbaren Energien (EE) basierendes Energiesystem und die Verringerung strategischer Abhängigkeiten in Europa ist eine effiziente und resiliente europäische Windenergie-Lieferkette von entscheidender Bedeutung. Dies erfordert starke Produktionskapazitäten in Europa, die aufrechterhalten und ausgebaut werden müssen. Eine langfristig und verlässlich wachsende Nachfrage in Europa ist dafür die Grundvoraussetzung.\r\nDer BWE unterstützt daher ausdrücklich die Ziele des Net Zero Industry Act (NZIA), Resilienz und Energiesicherheit sicherzustellen, Lieferabhängigkeiten von einzelnen Drittstaaten zu vermeiden und die Rahmenbedingungen für Investitionen in neue Fertigungskapazitäten in der EU durch beschleunigte Genehmigungsverfahren zu verbessern. Der NZIA gibt hierfür klare Richtwerte vor, um die Klima- und Energieziele der EU für 2030 zu erreichen: 40 % des jährlich erforderlichen Bedarfs an Netto-Null-Technologien soll in der EU hergestellt werden.\r\nAm 20. Januar 2025 startete die Europäische Kommission die Konsultation zu den vorliegenden Durchführungsrechtsakten und delegierten Rechtsakten zu den Kernelementen des NZIA, auf die der BWE im Rahmen dieser Stellungnahme reagiert. Die Europäische Kommission plant, diese Rechtsakte, gemäß den Vorgaben des NZIA, bis Ende März 2025 zu verabschieden.\r\nDie komplexen und detailreichen Regelungen der vier vorliegenden Durchführungsrechtsakte sowie delegierten Rechtsakte sind grundsätzlich dazu geeignet, die oben genannten Ziele des NZIA perspektivisch zu erreichen, jedoch gibt es aus Sicht des BWE noch einige offene Fragen und Punkte, die im Rahmen einer Überarbeitung adressiert werden sollten. Gerade vor dem Hintergrund des im Januar 2025 vorgestellten „Kompass für Wettbewerbsfähigkeit“ sollten alle neuen europäischen Regelungen einfach und praxistauglich sein, um die Wettbewerbsfähigkeit Europas wirksam zu stärken.\r\nDer BWE fordert daher für die Ausgestaltung der Durchführungsrechtsakte sowie delegierten Rechtsakte des NZIA auf europäischer Ebene Anpassungen, die bestehende offene Fragen dieser Rechtsakte adressieren, fairen Wettbewerb sicherstellen und Anreize für die Herstellung in der EU und die Skalierung der Lieferketten schaffen.\r\nFolgende Punkte sind dabei besonders zu beachten:\r\n•\r\nInsgesamt sollten bei der Einführung nicht-preislicher Kriterien keine neuen bürokratischen Hürden aufgestellt werden.\r\n•\r\nDort, wo die Erfüllung von Präqualifikationskriterien bereits durch nationales oder europäisches Recht gewährleistet ist, z. B. in Deutschland durch die Vorgaben des BImSchG, darf dies nicht in den europäischen Vorgaben zum Ausschreibungsdesign \"gedoppelt\" werden. Dies betrifft insbesondere die Regelungen in Artikel 4 bis 6 des Durchführungsrechtsaktes zu nicht-preislichen Kriterien.\r\n•\r\nDas verpflichtende Resilienzkriterium sollte möglichst EU-weit einheitlich umgesetzt werden. Es bedarf einer Klarstellung, wie die Methodik zur Feststellung von Abhängigkeiten bei EE-Technologien und deren Komponenten aus einzelnen Drittstaaten außerhalb des Europäischen Wirtschaftsraums (EWR) im Detail ausgestaltet ist und in welchen Zeiträumen eine solche Feststellung erfolgt.\r\n•\r\nDie europäische Windenergie-Lieferkette sollte nicht Dutzende von komplexen und\r\n4 von 11\r\nunterschiedliche\r\nBeschaffungsanforderungen in verschiedenen EU-Mitgliedstaaten für dieselben Komponenten oder Technologien erfüllen müssen.\r\n•\r\nDie Präqualifikationskriterien des Durchführungsrechtsaktes für Windenergie-an-Land sollten auf 100 % des entsprechenden Ausschreibungsvolumens angewandt werden, um eine weitere Marktsegmentierung zu vermeiden.\r\n•\r\nDas Resilienzkriterium des Durchführungsrechtsaktes sollte stufenweise und unter Berücksichtigung stabiler Rahmenbedingungen eingeführt und weiterentwickelt werden.\r\n•\r\nDer Nachweis der Einhaltung von Präqualifikations- und Zuschlagskriterien ist von der jeweils verantwortlichen Ebene in der Projekt- bzw. Lieferkette zu erbringen und darf in Auktionen nicht zu übermäßigen Mehrbelastungen für den Bieter führen.\r\n•\r\nDie neuen, strengeren Cyber- und Datensicherheitsanforderungen des NZIA sollten im Rahmen der NIS-II-Umsetzung in nationales Recht überführt werden. Der BWE begrüßt die Anforderungen an die Datenlokalisierung.\r\n•\r\nDarüber hinaus bedarf es aus Sicht des BWE über die ordnungspolitischen Maßnahmen im NZIA hinaus weiterer flankierender finanzieller Absicherungsinstrumente bzw. Anreize zur Stärkung der europäischen Produktionskapazitäten von Netto-Null-Technologien wie der Windenergie. Diese Instrumente umfassen z. B. Förder- und Kreditprogramme der KfW sowie die Bündelung und ggf. stärkere Ausrichtung verschiedener europäischer Fonds (z. B. EU-Innovationsfonds) auf die Bedürfnisse von Netto-Null-Technologien.\r\n•\r\nDie Einführung von Präqualifikationskriterien in Ausschreibungen darf weiterhin nicht zu einer Verzögerung bzw. zum Rückgang des Ausbaus von Erneuerbaren Energien und Netzen führen. Im Sinne der Planungssicherheit sollte die EU weiter am bestehenden Ausbaukurs festhalten und hierfür neben dem EE-Ziel für 2030 sowie und dem EU-Klimaneutralitätsziel bis 2050 hinaus auch zügig ambitionierte Klimaziele für 2040 festlegen.\r\nDie europäische Windindustrie steht bereit, gemeinsam mit der Politik an der Erreichung der Ausbauziele zu arbeiten. Mit der richtigen Ausgestaltung der Durchführungsrechtsakte und delegierten Rechtsakte des NZIA durch die Europäische Kommission und anschließender Umsetzung durch die Mitgliedstaaten kann dies gelingen.\r\n5 von 11\r\n2 Bewertung der Präqualifikationskriterien für EE-Ausschreibungen\r\n2.1 Art. 4 des Durchführungsrechtsaktes: Responsible Business Conduct\r\nDer Entwurf des Durchführungsrechtsaktes spezifiziert dieses Präqualifikationskriterium und führt eine Reihe weiterer Pflichten für Bieter in EE-Ausschreibungen an, nimmt aber KMU gemäß EU-Definition teilweise von diesen Pflichten aus. Der BWE fordert, den Rechtsakt dahingehend zu überarbeiten, dass KMU vollständig von diesen Pflichten befreit werden. Das Kriterium „responsible business conduct“ darf nicht zu einer Mehrbelastung für kleine und mittelständische Unternehmen führen.\r\nWeiterhin sind die Anforderungen dieses Kriteriums in Deutschland ohnehin bereits überwiegend über die Regelungen des deutschen Lieferkettengesetzes abgedeckt. Zusätzlich werden im Rahmen der BImSchG-Genehmigung für Windenergie-an-Land, Schallemissionen, Stabilität und Schattenwurf anhand bestimmter Anlagenkonfigurationen umfassend geprüft.\r\nMit der Verabschiedung der neuen EU-Lieferkettenrichtlinie werden etwaige zusätzliche Anforderungen der „due dilligence ausreichend“ abgedeckt. An dieser Stelle neue sektorspezifische Anforderungen festzulegen, würde zu einem deutlich höheren bürokratischen Aufwand führen und ist daher zu vermeiden. Eine mögliche „Doppelung“ von Nachweispflichten würde insbesondere kleine und mittelständische Unternehmen der Windbranche zusätzlich belasten und stünde dem expliziten Ansinnen der Europäischen Kommission im Rahmen des Clean Industrial Deals, insbesondere KMU zu enltasten, diametral entegegen.\r\nIm Durchführungsrechtsakt sollte daher in Art. 4 klargestellt werden, dass sofern es bereits deckungsgleiche nationale Regelungen in den Mitgliedstaaten gibt, die Regelungen des Durchführungsrechtsaktes nicht „gedoppelt“ werden müssen.\r\n2.2 Art. 5 des Durchführungsrechtsaktes: Cyber- und Datensicherheit\r\nDer BWE unterstützt das Bestreben der Europäischen Kommission, weitere Maßnahmen zur Verbesserung der Cybersicherheit in Europa auf den Weg zu bringen. Um das Risiko gezielter Angriffe auf die Energieinfrastruktur auch aus der Lieferkette heraus wirksam zu minimieren, müssen strengere Anforderungen an Netzkomponenten, Steuerungstechnologien und Stromerzeugungsanlagen strenge Anforderungen hinsichtlich Herstellung, Zugriff, lebenslangem Support und Wartung festgelegt werden. Der Einsatz von Windenergieanlagen und deren Komponenten im deutschen und europäischen Versorgungssystem muss zwingend die notwendigen deutschen und europäischen Sicherheitsstandards erfüllen. Der explizite Verweis in Art. 5 des vorgelegten Durchführungsrechtsaktes auf die NIS-2-Richtlinie, die einen risiko-basierten Ansatz verfolgt, ist daher ausdrücklich zu begrüßen. Der BWE wirbt in Deutschland für eine schnelle Umsetzung der europäischen Vorgaben der NIS-2-Richtlinie.\r\nAnalog zu den anderen beiden genannten Präqualifikationskriterien sollte zur Vermeidung zusätzlicher Bürokratie davon abgesehen werden neue weitreichende Anforderungen einzuführen. Der Nachweis der Einhaltung dieses Cybersicherheitskriteriums sollte von der jeweils verantwortlichen Ebene unbürokratisch in der Projekt- oder Lieferkette erbracht werden können. Die Hersteller von Windenergieanlagen als Verantwortliche für die Komponenten sowie technische Ausstattung ihrer\r\n6 von 11\r\nAnlagen könnten diesen Aspekt der Sicherstellung der Cyber- und Datensicherheit gewährleisten und gegenüber den Behörden sicherstellen.\r\nDer BWE begrüßt die Vorgaben zur Speicherung und Verarbeitung von Daten (Art. 5b) innerhalb des EWR, welche auch im Einklang mit der im NIS-2-Umsetzungsgesetz genannten möglichen Rechtsverordnung zur Cybersicherheitszertifizierung von IKT-Produkten, IKT-Diensten und IKT-Prozessen stehen. Diese sollte unter anderem sicherstellen, dass der Datenverkehr beim Betrieb von WEA ausschließlich über Datenverarbeitungssysteme innerhalb des EWR erfolgt. Grundsätzlich weist der BWE darauf hin, dass Begriffe wie „Datenverarbeitung“ und „Datenlokation“ im Kontext des Datenschutzes klar definiert sind, darüber hinaus jedoch nicht. Hier muss die nationale Durchführungsverordnung klare Regeln definieren – auch bezogen darauf, welche Daten gemeint sind. Microsoft-Anwendungen übermitteln z. B. teilweise entgegen den Nutzer-Bestimmungen einige Daten, weiterhin in Rechenzentren innerhalb der USA. Da es sich hierbei oft um „Standardlösungen“ für fast alle Unternehmen und Anwendungen handelt, müssen pragmatische Lösungen gefunden werden, wenn solche Anwendungen vom NZIA erfasst sind. Grundsätzlich sollte ein Fernzugriff auf elementare Bestandteile der europäischen Energieversorgung sowie eine Speicherung der im Betrieb anfallenden Daten außerhalb des EWR verhindert werden.\r\n2.3 Art. 6 des Durchführungsrechtsaktes: Ability to deliver the project fully and on time\r\nIn Art. 6 des Durchführungsrechtsaktes werden weitere zusätzliche Vorgaben für Bieter genannt, die zum Teil deutlich über die in Deutschland bestehenden Regelungen hinausgehen und Fragen der Praxistauglichkeit im Hinblick auf den regulären Prozess eines Windenergieprojektes aufwerfen. Auch wenn es in anderen Mitgliedstaaten unterschiedliche Standards für den Nachweis der Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristgerecht durchzuführen („ability to deliver“) gibt, bieten die verbindlichen Regelungen in Deutschland sowie die entsprechenden Pönalen für Projekte gemäß EEG bereits einen ausreichenden Rechtsrahmen.\r\nDer BWE lehnt daher die neuen Dokumentationspflichten in Art. 6 ab, da sie zum einen mit Kosten- und Zeitaufwand verbunden sind. Zum anderen ist zu berücksichtigen, dass die Detailplanung der Anlagen erst nach Zuschlagserteilung erfolgt. Insofern können sich sämtliche Parameter der Anlagen noch ändern. Die geforderten umfassenden Informationen zu Dienstleistern, Lieferanten und anderen Vertragspartnern können daher erst nach (erfolgreicher) Teilnahme an der Ausschreibung vollständig zur Verfügung gestellt werden.\r\nEs ist ferner nicht nachvollziehbar, warum ein Zeitplan mit Meilensteinen zum Projektfortschritt erforderlich sein soll, wenn bereits heute die überwiegende Mehrheit der Projekte in Deutschland fristgerecht umgesetzt wird. Unklar ist auch, wie der Nachweis über das technische Know-how zur Umsetzung von Projekten in der Praxis erbracht werden soll. Der BWE befürchtet, dass solche Kriterien einen Markteintritt neuer Akteure oder bestehender Akteure in für sie neue Technologiesegmente erschweren und potenzielle Marktteilnehmer von einer Teilnahme an Auktionen absehen könnten. Die Frage, ob bestimmte Präqualifikationskriterien erfüllt sind oder nicht und damit ein möglicher Ausschluss von der EEG-Ausschreibung rechtmäßig ist, könnte überdies zu vermehrten\r\n7 von 11\r\nRechtsstreitigkeiten führen. Die geforderte Nachweisführung erscheint viel zu hoch und nicht praktikabel.\r\nAuf keinen Fall dürfen daher Anforderungen gestellt werden, die nicht erfüllbar sind, weil andere Nachweise fehlen, die erst nach der Teilnahme an der Ausschreibung verfügbar sind. Dies können zum Beispiel Finanzierungsdetails sein.\r\nDementsprechend sollte die Europäische Kommission in Art. 6 klarstellen, dass Mitgliedstaaten, die bereits bestehende vergleichbare und funktionierende nationalen Regelungen zur Einhaltung der „ability to deliver eingeführt“ haben, diese zusätzlichen Anforderungen nicht in nationales Recht überführen müssen. Sofern dennoch zusätzliche Anforderungen gemäß NZIA umzusetzen sind, dürfen diese keinesfalls die Prozesse bei der Projektierung von Windenergie-an-Land verlangsamen oder behindern.\r\n3 Bewertung der Zuschlagskriterien für EE-Ausschreibungen\r\n3.1 Art. 7 des Durchführungsrechtsaktes: Beitrag zur Resilienz\r\nDer NZIA führt erstmals verbindliche nicht-preisliche Kriterien in EE-Ausschreibungen ein – sowohl für die bereits genannten Präqualifikation- als auch für Zuschlagskriterien. Was in den EU-Beihilfeleitlinien bislang nur eine Möglichkeit für Mitgliedstaaten war, wird nun für mindestens 30 % der jährlich von den Mitgliedstaaten ausgeschriebenen EE-Mengen oder alternativ mindestens 6 Gigawatt jährlich verpflichtend. Präqualifikations- bzw. Zuschlagskriterien sollen laut Art. 26 des NZIA den Beitrag der Auktionen zu Nachhaltigkeit und Resilienz bewerten. Der Durchführungsrechtsakt des NZIA spezifiziert nun diese Regelungen und gibt den Mitgliedstaaten einen Handlungsleitfaden für die Ausgestaltung von EE-Ausschreibungen an die Hand.\r\nDer BWE begrüßt, dass die Bewertung des Beitrags zur Resilienz gemäß Art. 7 technologie-spezifisch erfolgen soll, da die Ausgangsbedingungen der Lieferketten, die Projektgrößten und die Komplexität der einzelnen EE-Technologien sehr unterschiedlich sind. Onshore-Wind, Offshore-Wind, Photovoltaik und andere strategische Net-Zero-Technologien wie erneuerbarer Wasserstoff haben alle unterschiedliche Resilienzniveaus in der Lieferkette. Bei den Regelungen für die Windenergie-an-Land ist es grundsätzlich wichtig, dass die europäische Windenergie-Lieferkette möglichst einheitliche Beschaffungsanforderungen für die gleichen Komponenten oder Technologien in allen Mitgliedstaaten erfüllen muss. Eine Marktfragmentierung würde erheblichen zusätzlichen bürokratischen Aufwand sowie Kostensteigerungen in der Lieferkette bedeuten. Zu viele unterschiedliche Resilienzregeln in den Mitgliedstaaten würden auch die Arbeit der Projektierer von Windenergieprojekten erschweren und den Ausbau der Windenergie behindern. Ein europäischer Flickenteppich an unterschiedlichen Vorgaben würde somit das eigentliche Ziel des NZIA, die Produktion und Entwicklung von Net-Zero-Technologien in Europa zu stärken und die Wettbewerbsfähigkeit europäischer Net-Zero-Technologien zu erhöhen, untermininieren.\r\nAus Sicht des BWE sollte der Art. 7 zur Bewertung des Beitrags zur Resilienz daher angepasst werden. Es bedarf unter anderem einer Klarstellung, wie die Methodik zur Feststellung von Abhängigkeiten bei EE-Technologien und deren Komponenten aus einzelnen Drittstaaten außerhalb des Europäischen Wirtschaftsraums (EWR) im Detail angewandt werden wird. Weiterhin sind die in Art. 7 aufgeführten Zeiträume für die Berechnungen der Europäischen Kommission zu den Anteilen der in der EU\r\n8 von 11\r\nangebotenen Netto-Null-Technologien, die aus einem Dritstaat entstammen dürfen, in der vorliegenden Fassung unklar und eröffnen Interpretationsspielraum. Klare und einfache Vorgaben sind hierbei jedoch insbesondere vor dem Hintergrund der notwendigen Planungssicherheit für Hersteller von Windenergieanlagen als auch Projektierern von entscheidender Bedeutung.\r\nGrundsätzlich begrüßt der BWE den Ansatz, resiliente Lieferketten für alle Komponenten langfristig aufzubauen, ausdrücklich. Der BWE empfiehlt jedoch, die Anforderungen im Durchführungsrechtsakt für die spezifische Hauptkomponente „Permanentmagneten“ zum jetztigen Zeitpunkt in dieser Form nicht anzuwenden. Die Abhängigkeit bei Permanentmagneten aus China ist zurzeit sehr hoch, andere signifikante Lieferketten außerhalb Chinas bestehen noch nicht. Eine Verringerung der Abhängigkeit von dieser Komponente ist mit erheblichem Kosten- und Zeitaufwand verbunden und sollte daher schrittweise vorangetrieben werden.\r\nDie Windenergieindustrie in Deutschland strebt an, in Zusammenarbeit mit weiteren Akteuren der Wertschöpfungskette eine gemeinsame Roadmap zu erstellen. Hierfür ist die Branche unter anderem im Austausch mit der deutschen Bundesregierung. Ziel ist es, Strategien zur Verringerung der Importabhängigkeiten innerhalb eines realistischen Zeitrahmens zu skizzieren, mit den Vorgaben des Critical Raw Material Act abzustimmen und diese auch auf EU-Ebene einzubringen. Diese Roadmap sollte dann zu spezifischen „Net Zero Technology Manufacturing Projects“ führen, wie in Abschnitt III „Net Zero Strategy Projects“ des NZIA beschrieben und eine weitere Diversifizierung der Lieferketten außerhalb des Auktionssystems in den Blick nehmen. Weiterhin sollten Innovationen zur mittel- bis langfristigen Senkung des Einsatzes von Permanentmagneten pro Windenergieanlage flankierend mit weiteren Maßnahmen angereizt werden. Das Resilienzkriterium sollte stufenweise und unter Berücksichtigung stabiler Rahmenbedingungen eingeführt und weiterentwickelt werden.\r\n3.2 Ergänzende Zuschlagskriterien\r\nDer NZIA legt außerdem fest, dass bei EE-Auktionen mindestens ein weiteres Zuschlagskriterium eingeführt wird, die Mitgliedstaaten können hierbei aus mehreren im NZIA genannten wählen.\r\nDie Möglichkeit, Nachhaltigkeits- und Umweltkriterien einzubeziehen, ist zwar prinzipiell zu begrüßen, die derzeitigen Vorgaben im Durchführungsrechtsakt sind jedoch zu komplex und würden Zeit- und Kostenaufwand für Bieter bedeuten. Daher sind aus Sicht des BWE einfache und transparente Kriterien notwendig, um den Verwaltungsaufwand für alle Marktteilnehmer zu reduzieren und um sicherzustellen, dass diese Maßnahmen wirksam zu einem nachhaltigen, wettbewerbsfähigen und stärker dezentralisierten Markt für Erneuerbare Energien beitragen.\r\n3.2.1 Art. 8: Environmental sustainability – Carbon footprint\r\nGemäß Art. 8 sollen Bieter künftig verpflichtet werden, den CO2-Fußabdruck ihres Projektes unter Berücksichtigung der geltenden EU-Regelungen zur Ökobilanz zu berechnen. Es ist Bietern in Ausschreibungsverfahren nicht zuzumuten, den exakten CO2-Fußabdruck ihres Projektes anzugeben. Insbesondere kleine und mittlere Unternehmen verfügen nicht über die Expertise und häufig auch nicht über die finanziellen oder personellen Ressourcen sowie die notwendigen Informationen, etwa aus den Produktionsprozessen der Netto-Null-Technologien, wie z. B. von Windenergieanlagen. Der weit überwiegende Anteil der CO2-Emissionen wird durch die Herstellung der Anlagen selbst verursacht. Hier\r\n9 von 11\r\nkönnten die Hersteller zu jedem Anlagentypen einen Standardwert mitliefern, der dann mit Blick auf dieses Kriterium ausreichen sollte. Sofern es weiterhin gewollt sein sollte, weitere Aspekte mit einzubeziehen – was den Bürokratieaufwand erhöhen würde – sollte man mindestens mit pauschalisierten Annahmen und Ansätzen arbeiten.\r\n3.2.2 Art. 9: Environmental sustainability – Circular economy\r\nGrundsätzlich ist der Ansatz der Europäischen Kommission einer europäischen circular economy ausdrücklich zu begrüßen und hierbei auch die Recycling-Anteile von Netto-Null-Technologien schrittweise zu erhöhen. Mittlerweile sind bereits zwischen 80 und 90 Prozent der Gesamtmasse einer Windenergieanlage in etablierten Recyclingkreisläufen verwertbar. Mit Bestandteilen aus Stahl und anderen Metallen werden sogar Primärrohstoffe eingespart und weniger Energie für die Aufbereitung als die Neuherstellung verwendet.\r\nIn seiner jetzigen Form ist die Prüfung der Recylingfähigkeit im Durchführungsrechtsakt zu weit gefasst und kann zu sehr unterschiedlichen Anforderungen in den einzelnen Mitgliedstaaten führen. Die Anforderungen an die Kreislaufwirtschaft würden der Lieferkette auferlegt, ohne dass das notwendige Projektvolumen erreicht wird, um weitere Investitionen (z. B. in die Verwertung oder das Recycling) wirtschaftlich rentabel zu machen. Die Mitgliedstaaten sollten dieses Kriterium nutzen, um die Verpflichtung der Windkraftindustrie umzusetzen, die Rotorblätter nicht zu deponieren, da diese bis vor kurzem die einzige Komponente waren, die nicht vollständig recycelbar war.\r\n3.2.2.1 Art. 10: Environmental sustainability - biodiversity impact\r\nDer Aufwand für den einzelnen Bieter, im Vorfeld der Teilnahme an einer Ausschreibung zu untersuchen, welche Auswirkungen die Netto-Null-Technologien auf die biologische Vielfalt während der Installations-, Betriebs- und Stilllegungsphase haben, erscheint hoch. Wenn alle umwelt- und naturschutzrechtlichen Anforderungen im Genehmigungsverfahren abgeprüft sind, was in Deutschland ohnehin der Fall ist, sollte dies grundsätzlich im Zuge der Präqualifikation für die Teilnahme an der Ausschreibung berechtigen.\r\nDiesen Aspekt zu einem qualitativen Kriterium zu machen, würde die bestehenden Beschleunigungsfortschritte beim Natur- und Artenschutz im Genehmigungsrecht konterkarieren. Mit der geänderten Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) hat die EU richtigerweise für vereinfachte Verfahren bei der Flächenausweisung und deren Umweltverträglichkeitsprüfung gesorgt. Mit den in Artikel 10 vorgesehen Regelungen wird das Gegenteil erreicht.\r\nEin permanentes Monitoring der positiven und negativen Auswirkungen der Anlage auf die Biodiversität – wie von Artikel 10.2 – gefordert, erscheint in der Praxis schwer umsetzbar. Jedenfalls wäre ein solches Instrument vom derzeit geltenden BImSchG in Deutschland nicht umfasst und nach der bestehenden Systematik auch nicht umsetzbar. Deutsche Behörden haben von Gesetzes wegen die Möglichkeit, nach Erteilung der BImSchG-Genehmigung sog. nachträgliche Anordnungen zu treffen, wenn festgestellt wird, dass die Allgemeinheit oder die Nachbarschaft nicht ausreichend vor schädlichen Umwelteinwirkungen oder sonstigen Gefahren, erheblichen Nachteilen oder erheblichen Belästigungen geschützt ist. Bereits jetzt gibt es als Genehmigungsauflage für Windenergieanlagen diverse Vorgaben – zum Beispiel das Gondelmonitoring für Fledermäuse oder Abschaltungen bei landwirtschaftlichen Mahd-Ereignissen.\r\n10 von 11\r\n3.2.3 Art. 12: environmental sustainability – efficient water use and solutions avoiding water pollution)\r\nBeim Bau von Windenergieanlagen und den notwendigen Zuwegungen in Deutschland werden bereits im Rahmen der Genehmigungsverfahren die Vorgaben des Gewässerschutzes abgeprüft. Ein weitergehendes im Durchführungsrechtsakt festgelegtes konstantes Monitoringsystem von möglichen positiven und negativen Auswirkungen der Anlage auf umliegende Gewässer erscheint bürokratisch und nicht zielführend zur Stärkung der Resilienz.\r\n3.2.4 Art. 13: Environmental Sustainability – Pollution\r\nIm Rahmen der BImSchG-Genehmigung für Windenergie-an-Land, werden bereits Schallemmissionen, Stabilität und Schattenwurf anhand bestimmter Anlagenkonfigurationen umfassend geprüft. Eine weitergehende Prüfung wie in Art. 13 festgelegt hält der BWE daher für nicht sinnvoll, eine opt-out-Option für Mitgliedstaaten mit entsprechenden Regelungen sollte wie bei den Präqualifikationskriterien (siehe Art. 6-8) hinzugefügt werden.\r\n3.2.5 Art. 14: Sustainability contribution - Innovation\r\nDie Windindustrie sieht das Kriterium „Innovation durch Bereitstellung völlig neuer Lösungen oder durch Verbesserung vergleichbarer hochmoderner Lösungen“ zum jetzigen Zeitpunkt im NZIA als nicht hilfreich an, um den Hochlauf des Ausbaus der Windenergie zu beschleunigen. Die Windenergietechnologie ist hinreichend ausgereift, es kommt nun vor allem auf eine Skalierung der Produktion, eine Beibehaltung der Qualitätsstandards und den Bau von Anlagen an, denn auf weitere kurzfristige Innovationsschritte. Weitere Anforderungen bezüglich technischer Innovationen bei jedem einzelnen Projekt würden dieser notwendigen Skalierung entgegenstehen und sollten daher vermieden werden.\r\n3.2.6 Art. 15: Sustainability contribution - Energy system integration\r\nDas Kriterium „Integration des Energiesystems“ sollte die sich wandelnde Rolle der EE im Energiesystem angemessen berücksichtigen. Die Energiewende in Deutschland ist geprägt von einer fluktuierenden Einspeisung aus Windenergie und Photovoltaik. Dies führt zu neuen Herausforderungen, die mit einer Reihe von Maßnahmen bewältigt werden müssen. Insgesamt braucht der Strommarkt mehr Flexibilität. Um den marktgetriebenen Ausbau von Flexibilitäten anzureizen, gilt es nun, regulatorische Hemmnisse, die diesem Ziel entgegenstehen, abzubauen. Auf Projektebene in Ausschreibungen mit Hilfe dieses Kriteriums bestimmte Anforderungen (wie das Hinzufügen von Batteriespeichern oder Elektrolyseuren) festzulegen, würde der Systemintegration nicht in erforderlichem Maße dienen.\r\n11 von 11\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nJan Oelker\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAutor\r\nLuca Liebe | Senior Referent Europapolitik | l.liebe@wind-energie.de\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nArbeitskreis Energiepolitik\r\nSK Juristischer Beirat\r\nJur. AG Energierecht\r\nJur. AG Unternehmensjuristen\r\nDatum\r\n19. Februar 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-02-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017019","regulatoryProjectTitle":"Umsetzungsvorschlag Energy Sharing","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1e/09/544123/Stellungnahme-Gutachten-SG2506190004.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nEmpfehlungen für eine netz-, markt- und systemdienliche Umsetzung von Energy Sharing\r\nBWE-Vorschlag zur Überführung von Energy Sharing in das deutsche Gesetz\r\nMai 2025\r\n2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 3\r\n3 Vorteile von Energy Sharing ........................................................................................ 4\r\n3.1 Netzdienlichkeit.................................................................................................................................... 4\r\n3.2 Flexibilität und Marktdienlichkeit ......................................................................................................... 4\r\n3.3 Preissicherheit und niedrigere Strompreise ......................................................................................... 5\r\n4 Gesetzesvorschlag zu Energy Sharing § 42 c EnWG (NEU)............................................. 6\r\n4.1 § 42c Abs. 1 EnWG (NEU) – Berechtigte und Ausschluss von Marktakteuren ...................................... 6\r\n4.2 § 42c Abs. 2 EnWG (NEU) – Teilnahmevoraussetzungen Letztverbraucher ......................................... 7\r\n4.3 § 42c Abs. 3 EnWG (NEU) – Mindestinhalte einer vertraglichen Vereinbarung ................................... 8\r\n4.4 § 42c Abs. 4 EnWG (NEU) – Regelzone ................................................................................................. 9\r\n4.5 § 42c Abs. 5 EnWG (NEU) – Informationspflichten über Reststromlieferung ....................................... 9\r\n4.6 § 42c Abs. 6 EnWG (NEU) – Ausnahmefälle ....................................................................................... 10\r\n4.7 Einführung einer Energy-Sharing-Prämie ........................................................................................... 11\r\n3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nEnergy Sharing ist ein zentraler Baustein für die Energiewende und die Gestaltung einer nachhaltigen Energiezukunft. Die Möglichkeit, Erneuerbare Energien gemeinsam zu nutzen, schafft nicht nur mehr Teilhabe am Energiemarkt, sondern fördert auch eine dezentrale und gerechte Energieversorgung. Es ist höchste Zeit, dieses Recht endlich konsequent in nationales Recht umzusetzen und die damit verbundenen Chancen voll auszuschöpfen.\r\nDie europäische Strombinnenmarktrichtlinie hat mit Artikel 15a klare Vorgaben geschaffen: Sie sichert Haushalten, kleinen und mittleren Unternehmen sowie öffentlichen Einrichtungen das Recht, sich diskriminierungsfrei an der Nutzung produzierter Erneuerbarer Energien zu beteiligen. Diese Regelung legt die Basis für Transparenz, Rechtssicherheit und eine breit angelegte Beteiligung an der Energiewende. Dennoch sind bisherige Fortschritte unzureichend. Die ursprüngliche Umsetzungsfrist bis Mitte 2021 wurde versäumt – und damit wertvolle Zeit verloren, um das volle Potenzial von Energy Sharing zu nutzen.\r\nJetzt ist der Moment, um diese Versäumnisse aufzuholen. Es braucht einen Rechtsrahmen, der allen Akteur*innen, insbesondere auch der Windenergiebranche, eine faire und praktikable Teilnahme ermöglicht. Nur durch eine zielgerichtete und inklusive Umsetzung können die notwendigen Rahmenbedingungen geschaffen werden, um Energy Sharing zum Erfolg zu führen.\r\nWir fordern eine zügige und umfassende Umsetzung, die offene Fragen klärt und allen Beteiligten gleiche Chancen einräumt. Im Folgenden wird ein Vorschlag für die gesetzliche Ausgestaltung präsentiert.\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\n•\r\nFörderung der Teilnahme:\r\no\r\nbreite Beteiligung von Bürgerenergiegesellschaften, Unternehmen und Letztverbrauchern\r\no\r\nkeine künstliche Ausgrenzung großer Akteure, um Effizienz und Skalierung zu ermöglichen\r\n•\r\nRechtssicherheit und Transparenz:\r\no\r\nklare Anforderungen an Verträge (z. B. Nutzung, Preise, Verfügbarkeit)\r\no\r\nergänzende Stromlieferungen klar geregelt\r\n•\r\nRäumliche Nähe:\r\no\r\nNutzung auf Verbraucher*innen im Umkreis von 25 km beschränkt\r\n•\r\nKostenentlastung und Förderung:\r\no\r\nEnergy-Sharing-Prämie für direkt verbrauchten Strom\r\n•\r\nBürokratieabbau für Kleinstprojekte:\r\no\r\nAusnahmen für kleine Projekte\r\n•\r\nLokale Vorteile:\r\no\r\nEntlastung der Verteilnetze und Senkung der Stromkosten für lokale Verbraucher*innen\r\no\r\nFörderung regionaler Zusammenarbeit und Akzeptanz\r\n4 von 13\r\n3 Vorteile von Energy Sharing\r\nEnergy Sharing bietet unter anderem eine dezentrale und nachhaltige Energieversorgung durch die gemeinsame Nutzung von Strom aus erneuerbaren Quellen. Die Vorteile von Energy Sharing wurden in der Studie1 des Energieversorgungsunternehmens EWS Schönau und des Forschungsinstituts für Energieökonomie (FFE) ausführlich untersucht und dargelegt. Die Studie zeigt zudem, dass Energy Sharing nicht nur die Flexibilität steigert, sondern insbesondere die Akzeptanz fördert und die Kosten für die Verbraucher*innen senken kann. Im Folgenden werden die zentralen Aspekte des Modells anhand der drei Kernthesen Netzdienlichkeit, Flexibilität und Marktdienlichkeit sowie Preissicherheit und niedrigerer Strompreise erläutert.\r\n3.1 Netzdienlichkeit\r\nEnergy Sharing entlastet die Verteilnetze auf lokaler Ebene, indem es Anreize für netzdienliches Verhalten setzt. Eine der zentralen Stärken des Modells liegt in der Möglichkeit, die lokale Erzeugung und den Verbrauch von Strom abzubilden. Wenn auch lokale kleine und mittlere Unternehmen (KMU) sowie Letztverbraucher in das Energy Sharing integriert werden können, wird die Netzentlastung deutlich gesteigert. Durch diese Beteiligung wird der lokal erzeugte Strom effizienter genutzt und das überregionale Stromnetz entlastet, indem regionaler Überschuss direkt vor Ort verbraucht wird.\r\nDie Einführung von zeitvariablen Netzentgelten würde einen zusätzlichen Anreiz bieten, die lokale Erzeugung und den Verbrauch aufeinander abzustimmen. Diese Tarife würden die Teilnehmenden motivieren, ihren Stromverbrauch in Zeiten hoher Erneuerbarer Energieproduktion zu optimieren. Energy Sharing mit Pooling, also die gemeinsame Nutzung und Verteilung von Stromüberschüssen innerhalb der Gemeinschaft, fördert eine noch effizientere Verteilung und steigert den Eigenverbrauch. Entscheidend für die Wirksamkeit dieses Modells ist jedoch die ausreichende Beteiligung von Akteuren aus der Region, da die Wirksamkeit der Netzentlastung stark von der regionalen Beteiligung abhängt. Wichtig ist zudem, dass der Smartmeter-Gateway-Rollout zügig umgesetzt wird, damit die Akteure im Energy-Sharing-Erzeugung ihren Verbrauch auch besser an die lokale Erzeugung anpassen können.\r\n3.2 Flexibilität und Marktdienlichkeit\r\nEin weiteres zentrales Element von Energy Sharing ist seine Flexibilität und Marktdienlichkeit. Die Studie zeigt, dass die Marktdienlichkeit von Energy Sharing steigt, wenn es mit einem dynamischen Reststromtarif kombiniert wird. Solche Tarife ermöglichen es den Teilnehmenden, flexibel auf Marktpreise zu reagieren. Diese Flexibilität ist besonders wichtig, da sie den Akteuren erlaubt, ihre Energieproduktion und ihren Verbrauch besser aufeinander abzustimmen und sich an wechselnde Marktbedingungen anzupassen.\r\nDarüber hinaus können Energiegemeinschaften Flexibilität bündeln und für verschiedene netz- und systemdienliche Zwecke bereitstellen. Um diese Flexibilität effizient zu nutzen, ist eine intelligente Steuerung der beteiligten Anlagen erforderlich. Eine der größten Herausforderungen besteht darin, die\r\n1 EWS Schönau und Fraunhofer, Energy Sharing: Ein Konzept für die dezentrale Energiewende, 2024, verfügbar unter: https://www.ews-schoenau.de/export/sites/ews/ews/.files/studie-energy-sharing-ews-ffe.pdf\r\n5 von 13\r\nflexiblen Kapazitäten so zu koordinieren, dass sie sowohl für die Stabilität des Stromnetzes als auch für die Marktnutzung von Vorteil sind.\r\n3.3 Preissicherheit und niedrigere Strompreise\r\nEnergy Sharing hat das Potenzial, die Strompreise für Verbraucher*innen zu senken und gleichzeitig für mehr Preissicherheit zu sorgen. Insbesondere der direkte Bezug von Strom aus Bürgerwindparks reduziert die Abhängigkeit von externen Anbietern und senkt damit die Stromkosten. Dies ist besonders relevant in Zeiten steigender Energiepreise, da Energy Sharing eine Art \"Puffer\" bietet, der den Preisdruck abfedern kann.\r\nDas Modell erhöht nicht nur die Akzeptanz von Erneuerbaren Energien, sondern fördert auch die Teilhabe an der Energiewende. Insbesondere für die Letztverbraucher und Bürgerenergiegemeinschaften trägt es zu mehr Preissicherheit bei. Um die Wirtschaftlichkeit für alle Beteiligten zu gewährleisten, sind jedoch zusätzliche Anreize notwendig. Dazu zählen unter anderem die Senkung von Netzentgelten und Stromsteuern oder die Einführung eines Energy-Sharing-Bonus. Diese Maßnahmen könnten dazu beitragen, durch die finanziellen Vorteile von Energy Sharing eine breite Beteiligung am Modell zu fördern.\r\nInsgesamt zeigt die Studie, dass Energy Sharing ein vielversprechendes Modell für die Energiewende darstellt, das sowohl ökologisch als auch ökonomisch vorteilhaft ist. Es fördert die dezentrale Energieversorgung, stärkt die lokale Wertschöpfung und trägt zur langfristigen Stabilität des Strommarktes bei.\r\n6 von 13\r\n4 Gesetzesvorschlag zu Energy Sharing § 42 c EnWG (NEU)\r\nDer Gesetzesvorschlag zur Förderung von Energy Sharing würde in § 42c EnWG konkretisiert. Dieser Paragraf würde die rechtlichen Rahmenbedingungen festlegen, um die gemeinsame Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen rechtssicher und diskriminierungsfrei zu gestalten. Ziel ist es, eine breite Beteiligung von Endverbrauchern und Akteuren des Energiemarktes zu ermöglichen, die sowohl die Energiewende als auch eine dezentrale und nachhaltige Energieversorgung voranbringen.\r\n4.1 § 42c Abs. 1 EnWG (NEU) – Berechtigte und Ausschluss von Marktakteuren\r\nWir schlagen vor, in § 42c Abs. 1 EnWG eine Regelung aufzunehmen, die die Teilnahme am Energy Sharing auf eine breite Gruppe von Marktakteuren ausweitet und gleichzeitig den Ausschluss bestimmter Akteure, wie größere Unternehmen und Erneuerbare-Energien-Produzenten aus der Bürgerenergiegemeinschaft, vermeidet. Nach unserer Auffassung sollte es auch diesen Akteuren möglich sein, sich am Energy Sharing zu beteiligen, da sie wertvolle Beiträge zur Energieversorgung leisten können.\r\nDie Ausgrenzung dieser Marktakteure, wie Bürgerenergiegesellschaften insbesondere im Bereich der Windenergie, widerspricht dem Ziel, Energy Sharing als ein breites und inklusives Modell für alle relevanten Akteure zu gestalten. Gerade größere Unternehmen könnten durch ihre bestehende Infrastruktur und Expertise erheblich zur Effizienz und Skalierbarkeit des Modells beitragen. Ihre Beteiligung würde es ermöglichen, Energy Sharing schneller und effektiver auszurollen, wodurch das Potenzial für eine dezentrale und nachhaltige Energieversorgung optimal ausgeschöpft werden könnte.\r\nEin solcher Schritt würde nicht nur das Modell erweitern, sondern auch die Vielfalt der Teilnehmenden fördern und so zu einer nachhaltigeren, gerechteren und effektiveren Energiewende beitragen. Die regionale Wertschöpfung und der damit verbundene akzeptanzbasierte Ausbau der Energiewende werden die zentrale Zukunftsaufgabe sein. Energy Sharing mit Bürgerenergiegesellschaften kann bei entsprechender Ausgestaltung ein wichtiges Instrument werden.\r\nKonkret regt der BWE einen neuen § 42c Absatz 1 EnWG an: 1) Der Betreiber einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien oder einer Energiespeicheranlage, in der ausschließlich aus Erneuerbaren Energien stammende Elektrizität zwischengespeichert wird, kann die erzeugte Elektrizität mit anderen Letztverbrauchern nach den Absätzen 2 bis 6 gemeinsam nutzen (gemeinsame Nutzung), wenn der Betreiber einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien oder einer Energiespeicheranlage, in der ausschließlich aus Erneuerbaren Energien stammende Elektrizität zwischengespeichert wird, eine Bürgerenergiegesellschaft gem. § 3 Nr. 15 EEG ist oder die folgenden Voraussetzungen erfüllt sind: 1. der Betrieb der Anlage erfolgt durch eine natürliche Person oder durch eine rechtsfähige Personengesellschaft oder eine juristische Person des Privatrechts, deren sämtliche Gesellschafter oder Mitglieder ein oder mehrere Letztverbraucher sind, oder eine juristische Person des öffentlichen Rechts,\r\n7 von 13\r\n2. die Belieferung erfolgt durch den Betreiber der Anlage nach Nummer 1 unter Nutzung des öffentlichen Elektrizitätsverteilernetzes sowie auf der Grundlage eines Liefervertrages, der jeweils zwischen dem Betreiber der Anlage nach Nummer 1 und dem die Elektrizität abnehmenden Letztverbraucher (Abnehmer) abzuschließen ist, 3. zwischen dem Betreiber der Anlage nach Nummer 1 und dem Abnehmer ist zusätzlich zu einem Liefervertrag nach Nummer 2 ein Vertrag zur gemeinsamen Nutzung abgeschlossen worden, der mindestens die in Absatz 3 genannten Regelungen beinhaltet, 4. die Anlage und die zu beliefernden Verbrauchsstellen sämtlicher Abnehmer befinden sich in demselben Gebiet, in dem der Betreiber des Energieverteilernetzes nach Absatz 4 eine gemeinsame Nutzung zu ermöglichen hat, 5. der Strombezug wird an jeder belieferten Verbrauchsstelle mit einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung erfasst und 6. die in der Anlage erzeugte oder gespeicherte Elektrizität wird mit einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung erfasst. § 19 Absatz 3b und 3c des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ist auf Energiespeicheranlagen entsprechend anwendbar.\r\n4.2 § 42c Abs. 2 EnWG (NEU) – Teilnahmevoraussetzungen Letztverbraucher\r\nIm Rahmen unseres Vorschlags für § 42c Abs. 2 EnWG möchten wir eine Regelung einführen, die die Teilnahme am Energy Sharing für Unternehmen flexibel und zugleich gerecht gestaltet. Der aktuelle Entwurf sieht vor, dass Unternehmen nur dann als Letztverbraucher im Sinne des Gesetzes gelten, wenn es sich um Kleinstunternehmen oder kleine und mittlere Unternehmen handelt, wie sie in der Empfehlung 2003/361/EG der Kommission definiert sind. Konkret regt der BWE einen neuen § 42c Absatz 2 EnWG an: (2) Abweichend von § 3 Nummer 25 ist ein Unternehmen nur dann Letztverbraucher im Sinne des Absatzes 1, wenn es sich um Kleinstunternehmen, kleine oder mittlere Unternehmen nach der Empfehlung 2003/361/EG der Kommission vom 6. Mai 2003 betreffend die Definition der Kleinstunternehmen sowie kleiner und mittlerer Unternehmen (ABl. L 124 vom 20.5.2003, S. 36) handelt.\r\nIn einem nächsten Schritt streben wir jedoch an, die Teilnahme auch für Unternehmen außerhalb der KMU-Grenzen zu ermöglichen. Dabei möchten wir keine künstlichen Beschränkungen einführen, insbesondere da in Bereichen wie der Windenergie die KMU-Grenzen häufig zu eng sind. Unser Ziel ist es, praktikable Lösungen zu schaffen, die über die aktuellen KMU-Definitionen hinausreichen und der Vielfalt der Unternehmensgrößen Rechnung tragen.\r\n8 von 13\r\n4.3 § 42c Abs. 3 EnWG (NEU) – Mindestinhalte einer vertraglichen Vereinbarung\r\nHinsichtlich der vertraglichen Regelungen zum Energy Sharing schlagen wir vor, in § 42c Abs. 3 EnWG klare Mindestanforderungen für die vertragliche Vereinbarung zur gemeinsamen Nutzung von erzeugtem oder gespeichertem Strom zu definieren. Diese Regelungen sind notwendig, um Transparenz und Rechtssicherheit für alle Beteiligten zu gewährleisten und die Teilnahme am Energy Sharing praktikabel und fair zu gestalten.\r\nDer Vertrag zur gemeinsamen Nutzung sollte mindestens die folgenden Punkte regeln:\r\nDas Recht des Abnehmers, den erzeugten oder gespeicherten Strom zu nutzen, einschließlich des Umfangs der Nutzung. Diese Regelung stellt sicher, dass der Abnehmer genau weiß, welche Menge an Strom er nutzen kann und unter welchen Bedingungen.\r\nDie Pflicht eines beauftragten Dritten oder Direktvermarkters, den Letztverbraucher rechtzeitig über die Preise und die mengenmäßige Verfügbarkeit der Elektrizität zu informieren. Diese Information ist unerlässlich, um eine faire und transparente Marktbeteiligung zu ermöglichen und informierte Entscheidungen treffen zu können. Dabei sollte auch geregelt werden, dass der Abnehmer umgehend informiert wird, wenn die gemeinschaftlich genutzte Anlage über einen längeren Zeitraum keine Energie erzeugt, beispielsweise aufgrund unvorhergesehener technischer Störungen oder anderer nicht wetter- oder tageszeitbedingter Ursachen. Ebenso sollte der Abnehmer unverzüglich in Kenntnis gesetzt werden, sobald die Anlage ihren Betrieb wieder aufnimmt.\r\nDarüber hinaus ist klar zu regeln, ob und in welcher Höhe ein Entgelt für die Nutzung des Stroms an den Betreiber zu entrichten ist, typischerweise in Cent pro Kilowattstunde. Diese Regelung ist notwendig, um für alle Parteien klare wirtschaftliche Rahmenbedingungen zu schaffen und Missverständnisse zu vermeiden.\r\nDiese Mindestinhalte sollen sicherstellen, dass Energy Sharing sowohl für die Betreiber als auch für die Letztverbraucher fair und transparent abläuft. Sie bilden eine solide Grundlage für die erfolgreiche Umsetzung dieses Modells. Konkret regt der BWE einen neuen § 42c Absatz 3 EnWG an: (3) Der Vertrag zur gemeinsamen Nutzung nach Absatz 1 Nummer 1 hat mindestens Folgendes zu regeln: 1. das Recht des Abnehmers einschließlich des Umfangs zur Nutzung der Elektrizität, die durch die Anlage erzeugt oder in der Anlage gespeichert wurde, und 2. die Pflicht, den Letztverbraucher rechtzeitig über Preise und mengenmäßige Verfügbarkeit zu informieren. Diese Pflicht kann wiederum durch Vertrag auf einen zu beauftragenden Dritten abgegeben werden. 3. ob eine entgeltliche Gegenleistung für die Nutzung der Elektrizität an den Betreiber zu leisten ist sowie gegebenenfalls deren Höhe in Cent pro Kilowattstunde.\r\n9 von 13\r\n4.4 § 42c Abs. 4 EnWG (NEU) – Regelzone\r\nFür die Umsetzung des Energy Sharings ist es entscheidend, dass der räumliche Zusammenhang zwischen den Erneuerbare-Energien-Anlagen und den Endverbrauchern klar definiert ist. Dieser räumliche Zusammenhang gilt als gegeben, wenn sich die Endverbraucher*innen in Postleitzahlgebieten befinden, die ganz oder teilweise innerhalb eines Radius von 25 Kilometern rund um die Gemeinde liegen, in der sich die Erneuerbaren-Anlage befindet.\r\nUm sicherzustellen, dass dieses Kriterium erfüllt wird, schlagen wir vor, eine Datenbankstruktur ähnlich dem Regionalnachweisregister zu etablieren. Eine solche Datenbank könnte beim Umweltbundesamt geführt werden und als Nachweis dienen, dass die räumliche Nähe zwischen den Endverbrauchern und der Erzeugungsanlage tatsächlich gegeben ist. Dies würde eine einfache, transparente und rechtssichere Überprüfung der räumlichen Kriterien ermöglichen und die Teilnahme am Energy Sharing für alle beteiligten Marktakteure erleichtern.\r\nDurch die Festlegung eines Umkreises von 25 Kilometern wird sichergestellt, dass das Energy Sharing praktikabel bleibt und gleichzeitig eine dezentrale und nachhaltige Energieversorgung gefördert wird. Diese Regelung trägt zur Stärkung der regionalen Energieversorgung bei und schafft Anreize für mehr lokale Kooperationen im Rahmen der Energiewende. Konkret regt der BWE einen neuen § 42c Absatz 4 EnWG an: (4) Jeder Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes hat sicherzustellen, dass die gemeinsame Nutzung von Elektrizität nach Absatz 1 innerhalb eines Radius von 25 km um die Erzeugungsanlage möglich ist.\r\n4.5 § 42c Abs. 5 EnWG (NEU) – Informationspflichten über Reststromlieferung\r\nDie klare und transparente Kommunikation zwischen dem Betreiber einer Erneuerbare-Energien-Anlage und den Abnehmern ist ein entscheidender Faktor für das erfolgreiche und faire Funktionieren von Energy-Sharing-Modellen. Insbesondere in Fällen, in denen der Strombedarf der Abnehmer nicht vollständig durch die gemeinsam genutzte Anlage gedeckt werden kann, sind umfassende Informationen unerlässlich. Um Missverständnisse und unerwünschte Überraschungen zu vermeiden, schlagen wir vor, dass der Betreiber verpflichtet wird, die Abnehmer vor Abschluss des Vertrags zur gemeinsamen Nutzung in Textform über die Notwendigkeit einer ergänzenden Stromlieferung und die damit verbundenen Kosten zu informieren.\r\nDiese Regelung stellt sicher, dass Abnehmer genau wissen, dass sie im Bedarfsfall auf eine ergänzende Stromversorgung angewiesen sind und dass die Kosten für diesen Bezug möglicherweise höher ausfallen können als bei einem herkömmlichen Vertrag zur umfassenden Stromversorgung. Zudem wird das Recht der Abnehmer gewahrt, ihren Lieferanten frei zu wählen, ohne dass dies durch den Vertrag zur gemeinsamen Nutzung eingeschränkt wird. Auf diese Weise fördern wir Transparenz und Vertrauen im Energy Sharing, was eine faire und informierte Beteiligung aller Akteure ermöglicht.\r\n10 von 13\r\nKonkret regt der BWE einen neuen § 42c Absatz 5 EnWG an: (5) Der Betreiber nach Absatz 1 Nummer 1 ist nicht verpflichtet, die umfassende Versorgung der Abnehmer sicherzustellen. Der Betreiber ist verpflichtet, jeden Abnehmer vor Abschluss des Vertrages zur gemeinsamen Nutzung nach Absatz 1 Nummer 3 in Textform darüber zu informieren, 1. dass die gemeinsam genutzte Anlage den Strombedarf der Abnehmer nicht vollständig und nicht jederzeit decken kann, 2. sodass ein ergänzender Strombezug durch den Abnehmer notwendig ist und 3. dass die Kosten für den ergänzenden Strombezug über den durchschnittlichen Kosten eines Vertrages zur umfassenden Versorgung liegen können. Die Informationspflicht aus Satz 2 gilt nicht, wenn der Betreiber nach Absatz 1 Nummer 1 entgegen Satz 1 vertraglich die vollständige Strombelieferung inklusive von Restmengen (Vollversorgungsvertrag) liefert.\r\nDas Recht des Abnehmers, für den ergänzenden Strombezug einen Liefervertrag seiner Wahl mit einem Lieferanten seiner Wahl abzuschließen, darf in der Vereinbarung zur gemeinsamen Nutzung nicht eingeschränkt werden. Der Betreiber ist verpflichtet, den Abnehmer rechtzeitig darüber zu informieren, wenn die gemeinsam genutzte Anlage aus anderen als aus witterungs- oder tageszeitbedingten Gründen über einen erheblichen Zeitraum keine elektrische Energie erzeugt, und er setzt den Abnehmer in Kenntnis, wenn die Anlage ihren Betrieb wieder aufnimmt.\r\n4.6 § 42c Abs. 6 EnWG (NEU) – Ausnahmefälle\r\nDie Förderung von Kleinstprojekten im Bereich Energy Sharing ist ein entscheidender Schritt, um die Energiewende zu beschleunigen und kleineren Akteuren die Teilnahme an diesem Modell zu ermöglichen. Gerade kleinere Projekte und Akteure – sei es im Haushaltsbereich oder in Mehrparteienhäusern – sind häufig mit hohen bürokratischen Hürden konfrontiert, die eine erfolgreiche Teilnahme an Energy Sharing erschweren. Diese Hürden betreffen insbesondere die Regulierung und die Anforderungen an die Anlagengröße sowie den damit verbundenen administrativen Aufwand.\r\nDaher schlagen wir in § 42c Abs. 7 EnWG eine Ausnahme vor, die es ermöglicht, kleinere Anlagen von bestimmten regulatorischen Anforderungen auszunehmen. Dies betrifft insbesondere Anlagen, deren installierte Leistung unter 30 Kilowatt für Haushaltskund*innen oder unter 100 Kilowatt für Mehrparteienhäuser liegt. Diese Ausnahme dient dazu, Kleinstprojekte zu fördern, indem die bürokratischen Anforderungen verringert und die Teilnahme für kleinere Akteure erleichtert wird.\r\nZusätzlich sollten Bürgerenergiegesellschaften, die mindestens 20 Prozent ihrer erzeugten Energie selbst verbrauchen, ebenfalls von dieser Ausnahme profitieren. Diese Regelung soll den Selbstverbrauch innerhalb von Bürgerenergiegesellschaften fördern und gleichzeitig den bürokratischen Aufwand für kleinere Akteure verringern. Wenn eine Bürgerenergiegesellschaft einen signifikanten Anteil ihrer erzeugten Energie selbst verbraucht, reduziert sich die Abhängigkeit von externen Stromanbietern.\r\n11 von 13\r\nKonkret regt der BWE einen neuen § 42c Absatz 6 EnWG an: (6) Die §§ 5 und 40 bis 42 sind gegenüber dem Abnehmer nicht anzuwenden, wenn 1. die von einem Haushaltskunden nach Absatz 1 betriebene Anlage eine installierte Leistung von 30 Kilowatt nicht übersteigt oder 2. im Falle eines Mehrparteienhauses eine durch einen oder mehrere Haushaltskunden, die in dem gleichen Gebäude wohnen, nach Absatz 1 betriebene Anlage eine installierte Leistung von 100 Kilowatt nicht übersteigt. 3. Teile/ Mitglieder einer Bürgerenergiegesellschaft gem. § 3 Nr. 15 EEG 2023 mindestens 20 % des erzeugten Stroms auch selbst verbrauchen.\r\n4.7 Einführung einer Energy-Sharing-Prämie\r\nEnergy Sharing bietet in mehrfacher Hinsicht bedeutende Vorteile für die Energiewende und trägt dazu bei, die Ziele einer nachhaltigen und dezentralen Energieversorgung zu erreichen. Durch die Teilnahme am Energy Sharing werden Verbraucher*innen zu aktiven Prosumer*innen, indem sie zum Beispiel in Bürgerenergiegesellschaften Strom erzeugen und diesen gemeinsam nutzen. Dies stärkt nicht nur das Bewusstsein und die Akzeptanz von Erneuerbaren-Energien-Anlagen im regionalen Lebensumfeld, sondern fördert auch die soziale Bindung an die Energiewende. Durch die Ausrichtung des regionalen Stromverbrauchs an lokal verfügbaren Erneuerbaren Energien wird zudem ein Flexibilitätsanreiz geschaffen, der sowohl marktentlastend als auch regional netzentlastend wirken kann.\r\nVor diesem Hintergrund ist die Ausgestaltung einer Energy-Sharing-Prämie von zentraler Bedeutung, um die positiven Effekte dieses Modells weiter zu optimieren. Akteure, die am Energy Sharing teilnehmen, sollen eine feste Prämie pro direkt verbrauchter Kilowattstunde erhalten, die zusätzlich zur Marktprämie die Bereitschaft zur Teilnahme am Energy Sharing sicherstellt. Der Direktverbrauch bezieht sich dabei auf die Elektrizität, die in den gemeinsamen Anlagen erzeugt und, soweit messtechnisch möglich, gleichzeitig von den Teilnehmenden verbraucht wird. Diese Prämie soll dazu dienen, die Kosten des Betreibers zu decken und den Verbraucher*innen einen geringeren Strompreis zu ermöglichen. Der Nutzen für die Verbraucher*innen liegt also darin, dass sie durch Energy Sharing für ihren Strombezug einen günstigeren Preis erhalten, da der direkte Verbrauch von lokal erzeugtem Strom ohne Umwege durch externe Anbieter ermöglicht wird. Dies verringert die Stromkosten und erhöht die Preissicherheit.\r\nGleichzeitig muss die Energy-Sharing-Prämie einen ausreichenden monetären Anreiz bieten, um die Teilnahme am Modell zu fördern und eine breite Akzeptanz zu gewährleisten. Um die mit der Teilnahme verbundenen Mehrkosten zu decken, erscheint es notwendig, entweder die Stromnebenkosten für den Energy-Sharing-Anteil anzupassen oder eine externalisierte Prämie einzuführen. Eine Novellierung der Stromnebenkosten, beispielsweise der Netzentgelte, für alle Verbraucher*innen wäre zur Hebung notwendiger Flexibilitätspotenziale sinnvoll. Studien, darunter die Strommarktdesignstudie des BEE2, belegen die Notwendigkeit solcher Maßnahmen. Es wäre jedoch zu kurz gegriffen, diese Maßnahmen\r\n2 Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE): Strommarktdesignstudie – Wege zu einem klimaneutralen Stromsystem: Grundlagen, Analyse und Handlungsoptionen. Endbericht, 2021. Verfügbar unter: https://klimaneutrales-stromsystem.de/pdf/Strommarktdesignstudie_BEE_final_Stand_14_12_2021.pdf\r\n12 von 13\r\nausschließlich für Energy Sharing umzusetzen, da die Umsetzung mit erheblichem Aufwand verbunden wäre. Eine externalisierte Prämie stellt daher eine effektivere Lösung dar, um Energy Sharing zu realisieren und die gewünschten Effekte zu erzielen.\r\nEin entsprechendes Modell existiert bereits in anderen europäischen Ländern: In Italien erhalten Anlagenbetreiber*innen neben der Marktprämie eine Energy-Sharing-Prämie in Höhe von 11 Cent pro innerhalb der Gemeinschaft erzeugter und verbrauchter Kilowattstunde. Diese Maßnahme wurde von der EU-Kommission beihilferechtlich genehmigt und könnte als Vorbild für eine erfolgreiche Implementierung von Energy Sharing auf nationaler Ebene dienen.\r\nEine Orientierungshilfe für die Ausgestaltung der Energy-Sharing-Prämie in Deutschland liefert die Modellierung aus einer Studie des Bündnis Bürgerenergie e.V. Dort ergibt sich eine Prämie von 2,8 bis 4,7 Cent/kWh für Windenergieanlagen, sofern pro 1.000 Kilowattstunden Verbrauch 2 kW Anlagenleistung für Energy Sharing anrechenbar sind. Diese Modellrechnungen zeigen, wie eine nach Erneuerbarer Energiequelle und Anlagengröße differenzierte Prämienstruktur ausgestaltet werden könnte.3\r\nDarüber hinaus trägt Energy Sharing zur Entlastung der Verteilnetze bei, da der lokal erzeugte Strom direkt vor Ort verbraucht wird. Dies reduziert die Netzauslastung und minimiert den Bedarf an zusätzlichen Netzausbaumaßnahmen. Daher ist es sinnvoll, die dadurch eingesparten Netzkosten an die Energy-Sharing-Teilnehmenden weiterzugeben.\r\nAuch eine Staffelung der Prämie könnte sinnvoll sein: Je weiter der Standort der Verbraucher*innen von der Energiequelle entfernt ist, desto höher könnte die Prämie ausfallen. Diese Staffelung würde den regionalen und örtlichen Gegebenheiten Rechnung tragen und die Teilnahme am Energy Sharing auch in entlegeneren Regionen fördern.\r\nEine wichtige Frage ist jedoch die genaue Finanzierung der Energy-Sharing-Prämie: Es ist zu klären, ob die Prämie aus dem Bundeshaushalt finanziert werden soll, wie dies früher bei der EEG-Umlage der Fall war, ob sie von den Netzbetreibern gezahlt werden soll, welche die Kosten möglicherweise auf die Verbraucher*innen umlegen, oder ob sie direkt auf den Endverbraucherpreis aufgeschlagen werden soll. Eine klare Regelung ist notwendig, um die Transparenz und Akzeptanz des Modells sicherzustellen.\r\nIm Jahr 2024 lagen die durchschnittlichen Netzentgelte für Haushaltskund*innen bei 11 ct/kWh4 und wären somit ein guter Richtwert für eine solche Prämienhöhe für Energy Sharing.\r\n3 Bündnis Bürgerenergie e.V.: Studie zur Energy-Sharing-Prämie. 2023: Abgerufen von https://www.buendnis-buergerenergie.de/fileadmin/user_upload/2023-07-04_Studie_Energy-Sharing-Praemie.pdf\r\n4 https://www.bdew.de/media/documents/BDEW-Strompreisanalyse_03-2025_A2jrisY.pdf\r\n13 von 13\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpartner*innen\r\nChristina Hasse | Fachreferentin Planung und Projektierung | c.hasse@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nChristina Hasse | Fachreferentin Planung und Projektierung\r\nJuliane Karst | Justiziarin\r\nWolf Stötzel | Teamleiter Technik und Betrieb\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nAK Beteiligung\r\nAK Direktvermarktung\r\nAK Energiepolitik\r\nBürgerwindbeirat\r\nBetreiberbeirat\r\nJuristischer Beirat\r\nFinanziererbeirat\r\nDatum\r\n7. Mai 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017020","regulatoryProjectTitle":"Umsetzungsvorschläge Flexibilitäten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6d/ca/544125/Stellungnahme-Gutachten-SG2506190008.pdf","pdfPageCount":23,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nBWE-Agenda für mehr Flexibilitäten im Stromsystem\r\nWas die Windenergiebranche bereits leistet und was sich jetzt ändern muss.\r\nMai 2025\r\n2 von 23\r\nInhalt\r\n1 Das Wichtigste in Kürze ................................................................................... 3 2 Einleitung ....................................................................................................... 4 3 Verbrauchsseitige Flexibilitäten ...................................................................... 5 3.1 Flexible Netzentgelte: Warum es eine umfassende Netzentgeltreform braucht ............. 5 3.2 Dynamische Stromtarife: Synchronisation von Verbrauch und Einspeisung anreizen ..... 5 3.3 Regionale Flexibilitätsmärkte: Nachfrage und Angebot lokal zusammenbringen ............ 6 4 Erzeugungsseitige Flexibilitäten....................................................................... 7 4.1 Großbatteriespeicher: Unverzichtbar für Netzstabilität und Versorgungssicherheit ....... 8 4.1.1 Maßnahmenpaket für den Großbatteriespeicher-Hochlauf ..................................................... 8 4.1.2 Privilegierung im Außenbereich ................................................................................................. 9 4.1.3 Baukostenzuschuss ................................................................................................................... 10 4.1.4 Novellierung der Innovationsausschreibungsverordnung ...................................................... 11 4.1.5 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten .......................................................................... 11 4.1.6 Momentanreserve durch WEA und BESS ................................................................................ 13 4.2 Power-to-Heat: Mit Windenergie die Wärmewende vorantreiben ............................... 14 4.3 Wasserstoff: Investitionen anstoßen ............................................................................ 16 4.3.1 Baukostenzuschuss ................................................................................................................... 17 4.3.2 Privilegierung im Außenbereich ............................................................................................... 18 5 Ausblick: die mögliche Zukunft einer erneuerbaren Energieversorgung ......... 21\r\nBest Practice Beispiele #1 Verbundkraftwerke #2 Wind-Wärme-Region #3 Wind-Wärme-Speicher #4 Wasserstoft-Tankstelle #5 NVP-Überbauung\r\n3 von 23\r\n1 Das Wichtigste in Kürze\r\nWir begrüßen das im Koalitionsvertrag verankerte Ziel der neuen Bundesregierung, die Hemmnisse bei Flexibilitäten abzubauen. Im Detail unterstützen wir folgende Vorhaben:\r\n•\r\ndie Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß zu senken.\r\n•\r\nStromspeicher als überragendes öffentliches Interesse anzuerkennen.\r\n•\r\nStromspeicher im Zusammenhang mit EE-Erzeugungsanlagen baurechtlich zu privilegieren.\r\n•\r\ndynamische Stromtarife zu stärken.\r\n•\r\nden Smart-Meter-Rollout zu beschleunigen.\r\n•\r\nbidirektionales Laden zu unterstützen.\r\n•\r\nEnergy Sharing zu stärken.\r\nFür die erfolgreiche Umsetzung dieser Maßnahme regen wir an:\r\na)\r\nbei verbraucherseitigen Flexibilitäten\r\n•\r\ndynamische Stromtarife auszuweiten.\r\n•\r\nregionale Flexibilitätsmärkte und Energy Sharing zügig umzusetzen.\r\nb)\r\nbei produktionsseitigen Flexibilitäten\r\n•\r\nflexible Netzentgelte zu stärken.\r\n•\r\neine Nachfolgeregelung für die Netzentgeltbefreiung festzulegen.\r\n•\r\nbaurechtliche Verbesserungen für Speicher und Elektrolyseure zu schaffen.\r\n•\r\neine gesetzliche Definition des Begriffes der „Systemdienlichkeit“ auszuarbeiten, die u. a. eine transparente Reform des Baukostenzuschusses ermöglicht.\r\nAbschließend möchten wir auf die Vielzahl der Optionen und deren wichtigen Nutzen hinweisen.\r\n4 von 23\r\n2 Einleitung\r\n„Hemmnisse bei der Flexibilisierung des Stromsystems müssen abgebaut werden, um die flexible Nutzung von Erneuerbaren Energien sektorübergreifend zu verbessern“1, schreibt die neue Bundesregierung in ihrem Koalitionsvertrag. Dieses Bekenntnis kommt zur richtigen Zeit: Damit die Energiewende konsequent fortgesetzt werden kann, sind systemische Umstellungen wichtiger denn je. Nicht nur werden die entsprechenden Maßnahmen zur Erreichung der Klimaziele benötigt. Flexibilisierungen führen auch zu Kostensenkungen sowohl für Unternehmen als auch für Privatpersonen und erhöhen die Sicherheit des Stromsystems. Der Ausbau von Flexibilitätstechnologien ist eine No-Regret-Maßnahme.\r\nEin Blick in die Praxis zeigt: Die Branche kann und will Verantwortung für die weitere Systemintegration von Windenergie übernehmen. Vielerorts ist Windenergie Treiberin für netzentlastende Maßnahmen und für die Elektrifizierung anderer Sektoren. Bereits jetzt beheizen Wind-Wärme-Speicher Gebäude, wird grüner Wasserstoff aus Windenergieanlagen (WEA) für E-Mobilität genutzt sowie für eine spätere Rückverstromung gespeichert, und sorgen Großbatteriespeicher für systemdienliche Einspeiseverschiebungen. Gleichzeitig wird grüner Strom nach wie vor im Rahmen von Redispatch-Maßnahmen abgeregelt.2 Aus Sicht des BWE muss klar sein: Der Ausbau der Windenergie darf nicht mit dem Verweis auf einen „Überschuss“ an grünem Strom gebremst werden. Vielmehr muss sichergestellt werden, dass die bestehenden Erzeugungskapazitäten möglichst effizient genutzt werden können. Denn auf dem Weg zur Klimaneutralität wird der Windstrom dringend gebraucht. Dies verdeutlicht nicht zuletzt die neueste Studie des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE) zum zukünftigen Strombedarf.3\r\nUm den Hochlauf von Flexibilitäten zu entfesseln, bedarf es Anpassungen an den regulatorischen Rahmenbedingungen. Im Folgenden macht der BWE konkrete Vorschläge und zeigt außerdem auf, dass die Branche bereits entsprechende Projekte umsetzt – und damit für die Weiterentwicklung des Stromsystems mehr als bereit ist.\r\n1 CDU, CSU, SPD: Koalitionsvertrag 2025, Zeile 1000-1001 – LINK.\r\n2 Im Jahr 2024 wurde die Grünstrom-Erzeugung in Deutschland im Zuge von Redispatch um 3,5 Prozent reduziert. Insbesondere die Windenergie (On- und Off-Shore) ist betroffen. Vgl. Tagesspiegel Background (3.04.2025): Stromnetz: 2024 weniger Grünstrom abgeregelt als im Vorjahr – LINK.\r\n3 Demnach wird der Strombedarf von aktuell 510 Terawattstunden (TWh) auf rund 700 TWh bis zum Jahr 2030 steigen. Vgl. Bundesverband Erneuerbare Energien (2025): Entwicklung des Stromverbrauchs durch Sektorenkopplung und Wasserstofferzeugung – LINK.\r\n5 von 23\r\n3 Verbrauchsseitige Flexibilitäten\r\nSystemdienliches Verhalten muss sich lohnen – dies gilt sowohl für die Industrie als auch für Privatpersonen. Deswegen plädiert der BWE für Maßnahmen, die eine Anpassung des eigenen Verbrauchs an das EE-Einspeiseprofil anreizen. Dazu zählen insbesondere eine Reform der Netzentgelte, die weitere Verbreitung dynamischer Stromtarifen sowie der Ausbau regionaler Flexibilitätsmärkte.\r\n3.1 Flexible Netzentgelte: Warum es eine umfassende Netzentgeltreform braucht\r\nIn Deutschland erhalten Großstromverbrauchende Rabatte bei den Netzentgelten, wenn sie ihren Stromverbrauch konstant halten. Dieses sogenannte Bandlastprivileg ist überholt und bremst die Energiewende aus. Stattdessen müssen sowohl private als auch industrielle Verbraucher*innen genau dann von niedrigen Netzentgelten profitieren können, wenn sie Einspeisespitzen kappen. In der Konsequenz werden Anreize geschaffen, verschiebbare Lasten in Zeitfenster mit hoher Grünstromproduktion zu legen. Die Power-to-Heat-Anlage wird nachts mit Windstrom beladen, der Großbatteriespeicher (BESS) bezieht mittags seinen Solarstrom. Für die Industrie wird es attraktiver, ihre jeweiligen Möglichkeiten zur Flexibilisierung des Stromverbrauchs voll auszuschöpfen.\r\nSowohl für Privatkund*innen als auch für Unternehmen ergeben sich so erhebliche Einsparpotenziale, während gleichzeitig das Netz entlastet und die vorhandenen EE-Kapazitäten möglichst effizient genutzt werden – eine Win-win-Situation.\r\nSeit April 2025 sind Netzbetreiber verpflichtet, flexible Netzentgelte für mindestens zwei Quartale im Jahr anzubieten. Technische Voraussetzung ist ein intelligentes Messsystem (Smart Meter Gateway), das den Stromverbrauch in Echtzeit und bis auf die Viertelstunde genau erfasst. Im Vergleich zu anderen Ländern wie Schweden, Dänemark oder Italien hinkt Deutschland beim Smart-Meter-Rollout deutlich hinterher. Gerade bei großen Erzeugungsanlagen wie Windenergieanlagen, die in das Mittel- und Hochspannungsnetz einspeisen, fehlt es aktuell und auf absehbare Zeit an verfügbaren Smart-Meter-Gateways. Zudem bestehen weiterhin Unsicherheiten hinsichtlich Datenübertragungsrate, Latenz und Haftung in Bezug auf Garantien zur Verfügbarkeit.\r\nDer BWE begrüßt das Bestreben der neuen Bundesregierung, den Rollout zu beschleunigen. Der geltende Rechtsrahmen für Smart Meter muss überprüft und ggf. weiter entbürokratisiert werden. Dabei ist unbedingt die Praxiserfahrung der Branche zu berücksichtigen. Zudem muss die von der BNetzA begonnene Reform der Netzentgelte schnellstmöglich zu Ende gebracht werden, denn für weitere Investitionen braucht es Planungssicherheit.\r\n3.2 Dynamische Stromtarife: Synchronisation von Verbrauch und Einspeisung anreizen\r\nBei einem dynamischen Stromtarif gibt der Stromanbieter die Preissignale der Börsen an die Endkund*innen weiter. Damit schafft er einen zusätzlichen Anreiz, Strom genau dann zu verbrauchen, wenn er in großen Mengen zur Verfügung steht. Dass Stromanbieter seit Anfang des Jahres verpflichtet sind, einen solchen Stromtarif anzubieten, ist ein erster wichtiger Schritt. Voraussetzung ist auch hier ein zügiger Smart-Meter-Rollout.\r\n6 von 23\r\n3.3 Regionale Flexibilitätsmärkte: Nachfrage und Angebot lokal zusammenbringen\r\n„Die regionale Nutzung ansonsten abgeregelten Stroms wollen wir deutlich erleichtern.“, heißt es im Koalitionsvertrag.4 Der BWE unterstützt diese Absicht ausdrücklich und verweist auf das Instrument der Regionalen Flexibilitätsmärkte. Regionale Flexibilitätsmärkte sind Online-Marktplätze, auf denen Privatpersonen und Unternehmen innerhalb eines räumlich abgegrenzten Gebiets Netzflexibilitäten (wie Batteriekapazitäten, die Ladeleistung eines E-Autos oder die Leistungsänderung eines Industrieunternehmens) anbieten. Ziel ist es, „überschüssigen“ Strom mit nicht ausgereizten Lasten zusammenzubringen – etwa, indem der lokale Windpark bei drohendem Redispatch seinen Strom günstig an Wärmespeicher in Privathaushalten verkauft. Teilnehmende erhalten Netzzustandsprognosen, die es ihnen erlauben, ihre Angebote und Käufe im Voraus zu planen.\r\nRegionale Flexibilitätsmärkte bringen zwei entscheidende Vorteile mit sich. Volkswirtschaftlich gesehen sorgen sie dafür, dass Stromerzeugung und -verbrauch auf lokaler Ebene synchronisiert werden – bei gleichzeitiger Beibehaltung der einheitlichen Strompreiszone. Im Positiven haben sie also die gleichen Effekte wie eine Aufteilung der Strompreiszone, ohne jedoch höhere Strompreise im Süden und ein Abbremsen des EE-Ausbaus im Norden nach sich zu ziehen. Da sie Verbrauch in der Region anreizen, tragen regionale Flexibilitätsmärkte außerdem zur Entlastung der Netze bei. Damit sind sie ein wichtiges Werkzeug, um Redispatch-Maßnahmen in Gegenden mit hohem EE-Anteil zu vermeiden und die von Steuerzahlenden getragenen Kosten zu senken. In anderen europäischen Ländern wie den Niederlanden oder Großbritannien ist das Konzept bereits erprobt und auch in Deutschland gibt es erfolgreiche Pilotprojekte. Dass regionale Flexibilitätsmärkte funktionieren, unterstreicht, dass Netzengpässe nicht von einem „Zuviel“ der Grünstromproduktion herrühren. Der Strom wird gebraucht – sei es zur Wärmeerzeugung oder zum Beladen von Speichern. Ausschlaggebend ist, dass Verbrauch und Nachfrage zueinanderfinden.\r\nBislang spielen regionale Flexibilitätsmärkte vor allem in Norddeutschland eine Rolle. Der BWE plädiert dafür, zukünftig in jeder Region einen solchen Marketplace zu etablieren.\r\n4 CDU, CSU, SPD: Koalitionsvertrag 2025, Zeile 1008-1009 – LINK.\r\n7 von 23\r\n4 Erzeugungsseitige Flexibilitäten\r\nSektorenkopplung und die Realisierung von Großbatteriespeichern (BESS) sind die Gebote der Stunde. Entsprechende Maßnahmen sind nicht nur notwendig, sondern bringen auch zahlreiche Vorteile mit sich:\r\n•\r\nErhöhte Versorgungssicherheit: Mit Wind-Wärme-Speichern, BESS und Elektrolyseuren lassen sich Verbrauch und Erzeugung entkoppeln. Das Stromsystem insgesamt wird unabhängiger von der natürlichen Volatilität von Windenergie und PV.\r\n•\r\nSteuerbarkeit der Einspeisung: Befinden sich BESS, Wind-Wärme-Speicher und Elektrolyseure „hinter dem Zähler“, so können sie Schwankungen in der EE-Einspeisung noch vor der Übergabe an das öffentliche Netz ausgleichen. Dies stabilisiert das Stromsystem und sorgt für eine hohe Planbarkeit. Insbesondere grüner Wasserstoff ist hier zu nennen, da er „in beide Richtungen“ funktioniert, also sowohl Strom verbrauchen als auch über Rückverstromung wieder einspeisen kann.\r\n•\r\nEffizienzsteigerung: Die genannten Technologien sorgen dafür, dass vorhandene EE-Kapazitäten optimal genutzt werden können.\r\n•\r\nNetzentlastung: Können Einspeisespitzen für Power-to-X-Technologien oder zur Beladung von Speichern genutzt werden, sinken die Kosten für den Netzausbau.\r\n•\r\nSystemdienstleistungen: Mit dem Wegfall konventioneller Großkraftwerke müssen EE-Anlagen und Großbatteriespeicher zukünftig wichtige Systemdienstleistungen leisten, um ein resilientes Stromsystem zu gewährleisten. Bei der Frequenz- und Spannungshaltung, der Regelenergie und der Momentanreserve, der Unterstützung des Versorgungswiederaufbaus sowie der Blindleistung spielen insbesondere BESS eine wichtige Rolle.\r\nZahlreiche realisierte Projekte aus der Windenergiebranche zeigen, dass die Weiterentwicklung des Stromsystems möglich ist. Schon heute gibt es Kraftwerke, die zu 100 Prozent mit Ökostrom betrieben werden und deren Einspeiseprofil in seiner Stetigkeit dem konventioneller Kraftwerke entspricht. Bereits jetzt treibt Windenergie an vielen Orten die dringend benötigte Dekarbonisierung des Wärmesektors voran. Jedoch bestehen weiterhin regulatorische Hemmnisse, die es abzubauen gilt.\r\n8 von 23\r\n4.1 Großbatteriespeicher: Unverzichtbar für Netzstabilität und Versorgungssicherheit\r\n4.1.1 Maßnahmenpaket zum Hochlauf von Großbatteriespeichern\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich, dass die neue Bundesregierung in ihrem Koalitionsvertrag Energiespeicher als im überragenden öffentlichen Interesse liegend anerkennt und deren Privilegierung im Zusammenhang mit Erneuerbare-Energien-Erzeugungsanlagen anstrebt.5 Vor diesem Hintergrund erachtet der BWE die nachfolgend dargestellten Änderungen und Novellierungen als notwendig, um diese Zielsetzung rechtlich und praktisch wirksam umzusetzen.\r\n•\r\nDen novellierten § 19 EEG Abs. 3 praxistauglich anwenden: Seit 2024 ermöglicht die Gesetzeslage eine Multimarkt-Optimierung von co-located BESS („Abgrenzungsoption“). Bezieht der BESS-Grünstrom aus der Anlage und Graustrom aus dem Netz, so bleibt bei dieser Option der Grünstromanteil weiterhin förderfähig. Diese Novellierung ist durchweg positiv, jedoch muss noch sichergestellt werden, dass die Gesetzesänderung tatsächlich greifen kann. Die von der BNetzA angekündigte Festlegung zum Messkonzept muss aus Sicht des BWE schnellstmöglich erfolgen.\r\n•\r\nDarüber hinaus benötigt die Branche eine Anschlussregelung zu § 118 EnWG, der Speicher von Netzentgelten befreit. Die Befreiung gilt aktuell nur für Projekte, die bis 2029 in Betrieb genommen werden, und muss verlängert werden, damit Investitionen in Speicher möglichst attraktiv bleiben. Die Befreiung sollte an das Kriterium der Systemdienlichkeit geknüpft sein. Dieses Kriterium sollte Standortwahl, installierte Leistung, die Bereitstellung von Systemdienstleistungen und die Betriebsweise umfassen.\r\n•\r\nÄhnlich wie bei Windenergieprojekten sind die Flächensicherung und der Netzanschluss weiterhin die größten Hürden bei der Realisierung von BESS. Für den weiteren Hochlauf des Speicherausbaus braucht es deswegen dringend Erleichterungen beim Netzanschluss. Dazu zählen etwa die Schaffung einer bundesweit einheitlichen Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs, verbindliche Rückmeldefristen einschließlich der Pönalisierung bei Nichteinhaltung sowie die Einführung eines standardisierten Kapazitätsreservierungsmechanismus, wie der BWE bereits in seiner EEG-EnWG-Stellungnahme von September 2024 ausführte.6 Die Umsetzung flexibler Netzanschlusslösungen sollte außerdem durch die Einführung standardisierter Messkonzepte erleichtert werden.\r\n•\r\nNovelle des § 21b Absatz 4 Nr. 2 EEG 2023 sowie des § 3 Nr. 16 EEG 2023 (und weiteren folgerichtigen gesetzlichen Anpassungen im EEG und EnWG) durch Streichung des Kriteriums der unmittelbaren räumlichen Nähe zwischen Erzeugungsanlage und Verbrauchsort mit dem Ziel, Stromlieferungen an Dritte ohne Nutzung des öffentlichen Netzes auch außerhalb der unmittelbaren räumlichen Nähe anzureizen und zu ermöglichen. Die bisherige Regelung bremst insbesondere Industrieunternehmen unnötig aus. Diese müssen möglichst unbürokratisch Maßnahmen zur Elektrifizierung umsetzen können (u. a. in den Bereichen Prozess- und\r\n5 Vgl. CDU, CSU, SPD: Koalitionsvertrag 2025, Zeile 1005–1007 – LINK.\r\n6 Vgl. BWE (2024): Stellungnahme zur Novellierung EnWG/EEG, S. 6-9 – LINK.\r\n9 von 23\r\nHeizwärme sowie Elektromobilität)\r\n. Die Möglichkeit, Strom aus Großbatteriespeichern zu beziehen, muss uneingeschränkt gegeben sein.\r\n•\r\nNovelle des § 13k EnWG: Derzeit läuft die in 2024 reformierte Regelung zu „Nutzen statt Abregeln“ ins Leere und erzielt somit nicht die erhoffte Wirkung in Netzengpassregionen den lokalen Verbrauch von Überschussstrom zu fördern. Zu Grunde liegen restriktive Teilnahmekriterien, die einen bedeutenden Anteil von Entlastungsanlagen von der Teilnahme ausschließen. Auch ist eine Teilnahme derzeit für Entlastungsanlagen nicht wirtschaftlich attraktiv. Deshalb schlagen wir vor §13k zeitnah zu reformieren: Batteriespeichern als zentrale Flexibilitätsquelle sollte eine uneingeschränkte Teilnahme ermöglicht werden. Wie auch im Gesetzestext vorgesehen, braucht es zudem eine zeitnahe Umstellung auf ein Auktionsverfahren anstelle der zweijährigen Probezeit. Hierzu empfiehlt sich ein Pay-as-bid Verfahren. Mindestens sollte aber der §13k-Preis auf ein Mindestmaß abgesenkt werden.\r\n4.1.2 Privilegierung im Außenbereich\r\nDie Frage, ob und unter welchen Voraussetzungen Batteriespeicher als privilegierte Vorhaben im Außenbereich gemäß § 35 Baugesetzbuch (BauGB) zulässig sind, wird zunehmend diskutiert. Grundsätzlich ist der Außenbereich von baulichen Vorhaben freizuhalten. Erlaubt sind jedoch diejenigen Vorhaben, die aus Sicht des Gesetzgebers „typischerweise“ in den Außenbereich gehören. Eine ausdrückliche Regelung für Batteriespeicher enthält das BauGB nicht. Ebenso gibt es derzeit keine spezielle Sonderregelung mit zusätzlichen tatbestandlichen Voraussetzungen, wie es sie zum Beispiel für Elektrolyseure im Zusammenhang mit Erneuerbare-Energien-Anlagen in § 249a BauGB vorgesehen ist (siehe unter 4.3.2).\r\nViele Genehmigungsbehörden ordnen Batteriespeicher als Anlagen zur Versorgung mit Energie nach § 35 Absatz 1 Nr. 3 BauGB ein. Das Tatbestandmerkmal der „Ortsgebundenheit“, das nach der Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts7 erforderlich ist, ist jedoch in vielen Fällen umstritten. Je nach Bundesland kann die Genehmigungsentscheidung anders ausfallen.\r\nNach Ansicht des BWE sollten Batteriespeicher im BauGB grundsätzlich als privilegierte Vorhaben nach § 35 Absatz 1 BauGB definiert werden, um Rechtsunsicherheiten bei der bestehenden Regelung auszuräumen. Wichtig sollte hier insbesondere sein, dass keine Koppelung an die Netzdienlichkeit erfolgt, da der Begriff der „Netzdienlichkeit“ kein eindeutiger Rechtsbegriff ist und viel Interpretations- und Auslegungsspielraum in der Behördenpraxis bietet.8 Konkret: Der BWE fordert die Ergänzung des § 35 Absatz 1 Nr. 3 BauGB (neuer Text fett): „(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es\r\n7 BVerwG, Urteil vom 20.06.2013, 4 C 2.12 – LINK.\r\n8 Vgl. ARGE Netz (2025): Positionspapier zur Privilegierung von Batteriespeichern im Außenbereich – LINK.\r\n10 von 23\r\n10. der Speicherung elektrischer Energie aus dem Stromnetz in Batteriespeicheranlagen und der zeitlich verzögerten Wiedereinspeisung elektrischer Energie in das Stromnetz dient.“\r\n4.1.3 Baukostenzuschuss\r\nBeim Netzanschluss von Batteriespeichern können an den Anschlussnetzbetreiber zu entrichtende Baukostenzuschüsse (BKZ) in Abhängigkeit der installierten Leistung erhoben werden. Die Bundesnetzagentur definiert BKZ als „einmalige Aufwendungen für den Ausbau (Erstellung und/oder Verstärkung) des vorgelagerten Netzes bei Herstellung oder Verstärkung eines Netzanschlusses“9. Die Bundesnetzagentur verfolgt damit drei Ziele: die Steuerung der Standortwahl für neue Anlagen, die Vermeidung von überdimensionierten Netzanschlüssen und die geringfügige Refinanzierung der Netzausbaukosten. Bei der Steuerung der Standortwahl sollte die Systemdienlichkeit im Vordergrund stehen. Systemdienliche Anlagen erhöhen die Effizienz und Stabilität des gesamten Energiesystems. Dabei spielt nicht nur die Lastentwicklung des örtlichen Stromnetzes, sondern auch die Bereitstellung von Systemdienstleistungen eine wichtige Rolle für ein zuverlässiges Erneuerbares Energiesystem. Der BWE weist darauf hin, dass eine wie auch immer geartete Kopplung von BKZ an System- oder Netzdienlichkeit eine rechtssichere Definition dieser Begriffe voraussetzt.\r\nRechtlich müssen alle Entgelte, welche Netzbetreiber von Anschlussnehmer*innen einfordern, laut § 17 Absatz 1 EnWG den Erfordernissen der Diskriminierungsfreiheit, Transparenz und der Angemessenheit genügen. Bislang fallen BKZ vor allem in der Niederspannungsebene an und sind in diesem Fall in § 11 der Niederspannungsanschlussverordnung geregelt. Für höhere Spannungsebenen, die vor allem für den Netzanschluss von Großbatteriespeichern relevant sind, gibt es keine einheitliche Regelung. Netzbetreiber können laut Auffassung der BNetzA BKZ für Stromverbraucher*innen erheben. Die Höhe der BKZ variiert in der Praxis zwischen den Netzbetreibern und wird je nach Spannungsebene als Leistungspreis je installierter Verbrauchs- beziehungsweise Anlagenleistung erhoben.\r\nDie Erhebung von BKZ für Batteriespeicher nach dem Leistungspreismodell ist aktuell Gegenstand eines Rechtsstreits, zu dem ein Urteil des Bundesgerichtshofs im Mai dieses Jahres erwartet wird. Zuvor entschied das Oberlandesgericht Düsseldorf, dass BKZ für netzgekoppelte Batteriespeicher zwar erhoben werden können, allerdings nicht analog zu Letztverbrauchern berechnet werden dürfen. Die BNetzA ficht dieses Urteil an. Der BWE unterstreicht, dass Batteriespeicher nicht gleichzeitig als Letztverbraucher und als Einspeiser kategorisiert werden sollten. Vielmehr nehmen Batteriespeicher eine Sonderrolle ein, die regulatorisch berücksichtigt werden und den Ausbau von systemdienlichen Speichern anreizen sollte. Wie oben beschrieben wird die Systemdienlichkeit von Batteriespeichern nicht nur durch die Standortwahl, die installierte Leistung und die Bereitstellung von Systemdienstleistungen, sondern auch durch die Betriebsweise beeinflusst. BESS können gegenläufig zu Verbrauchs- und Einspeisespitzen im Netz betrieben werden und somit zur Verstetigung der Netznutzung beitragen, wodurch zusätzlicher Netzausbau vermieden wird.\r\nDer BWE fordert deshalb die Förderung von systemdienlichen Speichern, beispielsweise im Rahmen von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen. Baukostenzuschüsse sind in diesen Fällen besonders\r\n9 Bundesnetzagentur (2024): Positionspapier zu Baukostenzuschüssen – LINK.\r\n11 von 23\r\nhinderlich. Gerade wenn Batteriespeicher dazu eingesetzt werden, vom Netz derzeit nicht abnehmbare Mengen an Erneuerbarem Strom zwischenzuspeichern und zu einem späteren Zeitpunkt wieder ins Netz einzuspeisen, können Batteriespeicher zur Senkung der Systemkosten und zur Dekarbonisierung beitragen. Die Umsetzung dieser systemdienlichen Batteriespeicherprojekte sollte durch negative BKZ angereizt werden. Darüber hinaus fordert der BWE eine transparente, rechtssichere Berechnungsgrundlage für BKZ, die systemdienliche Batteriespeicher anreizt.\r\n4.1.4 Novellierung der Innovationsausschreibungsverordnung\r\nIm Bereich der Energiespeicher sind technische Innovationen und ein verlässlicher regulatorischer Rahmen von zentraler Bedeutung, um Investitionssicherheit zu gewährleisten. Die Innovationsausschreibungen im EEG wurden ursprünglich als ein solcher Rahmen konzipiert. Doch die Tatsache, dass nahezu keine Wind-Speicherprojekte einen Zuschlag erhalten haben, macht deutlich, dass eine dringende Anpassung der Regelungen erforderlich ist. Derzeit profitieren ausschließlich PV-Speicher-Kombinationen von den Förderungen.\r\nEin zielführender Lösungsansatz wäre die technologiespezifische Trennung der Ausschreibungen für PV- und Wind-Speicher-Kombinationen mit jeweils angepassten Höchstwerten. Nur so lassen sich faire Wettbewerbsbedingungen schaffen und eine größere Vielfalt an Projekten realisieren. Eine stärkere Einbindung der Windenergie würde nicht nur den Ausbau dringend benötigter Speicherlösungen fördern, sondern auch die Diversifizierung unserer Stromerzeugung vorantreiben. Diese Diversifizierung erhöht die Stabilität des gesamten Energiesystems und senkt die volkswirtschaftlichen Kosten, indem sie den Bedarf an Redispatch-Maßnahmen reduziert.\r\n4.1.5 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten\r\nDass Großbatteriespeicher eine zentrale Rolle für die Flexibilisierung des Stromsystems spielen, zeigt sich eindrücklich an der Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP). Dies ist eine ebenso kostengünstige und schnell umsetzbare Maßnahme, um die bestehende Netzinfrastruktur effizient auszunutzen und wertvolle Zeit für den weiterhin notwendigen Netzausbau zu gewinnen.\r\nErneuerbare-Energien-Anlagen sind über NVP an das Stromnetz angeschlossen. NVP sind in der Regel darauf ausgelegt, 100 Prozent der theoretischen Einspeiseleistung der angeschlossenen Anlagen in das Stromnetz einzuspeisen. Eine im April 2024 veröffentlichte Studie des BEE10 zeigt jedoch, dass die volatile Einspeisung durch Wind- und insbesondere Photovoltaik-Anlagen aufgrund der komplementären Einspeiseprofile lediglich mit einer geringen durchschnittlichen Auslastung der NVP von unter 50 Prozent einhergeht. Es ist also technisch möglich, mehr Leistung an einen NVP anzuschließen, als dieser theoretisch in das Stromnetz einspeisen kann. Gerade die Kombination von Wind-, PV- und Batteriespeicheranlagen an einem Netzverknüpfungspunkt bietet große Potenziale, die bestehende Netzinfrastruktur besser auszulasten.\r\nTechnisch gesehen können BESS bereits ohne Probleme in Überbauungsprojekte integriert werden. Auch die Politik hat die Potenziale der Überbauung erkannt. Am 25. Februar 2025 trat das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen in Kraft, welches die rechtssichere Überbauung von Netzverknüpfungspunkten durch den neuen § 8a EEG\r\n10 BEE (2024): Studie zu Netzverknüpfungspunkten – LINK.\r\n12 von 23\r\nzu „flexiblen Netzanschlussvereinbarungen“ ermöglichen soll. Speicherbetreiber müssen demnach flexible Netzanschlussvereinbarungen mit dem zuständigen Anschlussnetzbetreiber treffen und das Einverständnis anderer, an demselben NVP angeschlossenen Anlagenbetreiber einholen. Die neue Bundesregierung will diesen eingeschlagenen Weg weiterverfolgen, was der BWE ausdrücklich begrüßt.11\r\nUm die so wichtige Maßnahme der Überbauung weiter zu erleichtern, schlägt der BWE folgende Änderungen und Maßnahmen vor:\r\n•\r\nNovelle des EEG mit dem Ziel, die „Kann“-Regelung in ein grundsätzliches Recht auf Überbauung umzuwandeln: Bislang zeigt sich, dass einige Netzbetreiber Überbauungsprojekte unter Berufung auf die Freiwilligkeit nach § 8a Absatz 1 EEG kategorisch ablehnen. Dies kann nicht im Sinne des Gesetzgebers sein. Netzbetreiber sollten die Überbauung nur in begründeten Ausnahmefällen ablehnen können.\r\n•\r\nMusterverträge zwischen Anlagen- und Netzbetreibern: Ein Mustervertrag schafft Sicherheit für beide Vertragsparteien und beschleunigt die Umsetzung der Projekte. In der Vergangenheit hat sich bereits die Zusammenarbeit von Branche und FA Wind und Solar bewährt, die zu einem Mustervertrag zur Beteiligungsvereinbarung nach § 6 EEG führte. Eine solche Einbeziehung der Branche hat auch beim Thema Überbauung Vorbildcharakter. Der Mustervertrag sollte u.a. die Handhabung von Abregelungen bei Netzengpässen (Redispatch 2.0) abbilden.\r\nBEST-PRACTICE-BEISPIEL #5 Wind-PV-Hybridprojekt von BayWa r.e.: Mit Überbauung das Netz entlasten und die Effizienz steigern Die EEG-/EnWG-Novelle im Februar 2025 brachte Erleichterungen bei der Netzüberbauung mit sich. Bereits fünf Jahre zuvor setzte BayWa r.e. 50 Kilometer nördlich von Bayreuth eines der wenigen Wind-PV-Hybridprojekte in Deutschland um. An den Netzanschluss eines bestehenden Windparks (24 MW installierte Leistung) wurde ein 22 MWAC-Solarpark angeschlossen. Zusammengenommen ergibt sich so eine Überbauung von 144 % der Anschlusskapazität. Windenergie hat hierbei Vorrang vor PV. Analysen zeigen, dass weniger als 2 % des Solarstroms abgeregelt werden muss. Das Leuchtturmprojekt macht deutlich: Die Komplementarität von Wind- und PV-Einspeisung ermöglicht es, Netzanschlüsse optimal auszulasten und so Kosten beim Netzausbau zu sparen. Weitere Informationen zum Projekt gibt es hier.\r\n11 Vgl. CDU, CSU, SPD: Koalitionsvertrag 2025, Zeile 987–989 – LINK.\r\n13 von 23\r\nAbbildung 1: Solar-Wind-Hybridprojekt von BayWa r.e., 50 Kilometer nördlich von Bayreuth.\r\n4.1.6 Momentanreserve durch WEA und BESS\r\nDie Momentanreserve ist die „Regelenergie vor der Regelenergie“ und wird aktuell zum größten Teil durch konventionelle Kraftwerke zur Verfügung gestellt. Die dortigen Synchrongeneratoren speichern kinetische Energie in ihren Schwungmassen. Bei einem Frequenzanstieg entnehmen sie Strom aus dem Netz (negative Momentanreserve), bei einem Frequenzabfall speisen sie Strom ein und verringern so die Geschwindigkeit des Abfalls (positive Momentanreserve). Auch WEA können durch Abbremsung kinetische Energie einspeisen und somit positive Momentanreserve zur Verfügung stellen, wenn sie mit entsprechenden Regelungsmodulen ausgestattet sind. Die zweite Säule der zukünftigen Beschaffung von Momentanreserve bilden BESS. Nicht nur können sie positive wie negative Momentanreserve zur Verfügung stellen. Sie lassen sich überaus kurzfristig aktivieren und können bei einem Frequenzabfall innerhalb eines begrenzten Zeitfensters von wenigen Sekunden auch bei niedrigem Füllstand große Mengen an Strom ins Netz einspeisen. Auf diese Weise können BESS einen unverzichtbaren Beitrag zur Stabilität und Versorgungssicherheit des Stromsystems leisten. Technische Voraussetzung ist die Überdimensionierung des Wechselrichters.\r\nUm die notwendigen Investitionen attraktiver zu machen, empfiehlt der BWE die Einführung eines Bonus- bzw. Prämiensystems für WEA und BESS. Dieses könnte analog zum bewährten Konzept des Systemdienstleistung-Bonus (SDL-Bonus) ausgestaltet werden. Dieser Bonus, der bis 2012 für WEA gezahlt wurde, honorierte Anlagenbetreiber, die durch technische Ausrüstung wie Leistungsregelung und Netzsicherheitsfunktionen aktiv zur Stabilität des Stromnetzes beitrugen. Er zeigt eindrücklich, wie gezielte Anreize zugleich die Dekarbonisierung als auch die Versorgungssicherheit des Stromsystems fördern können.\r\n14 von 23\r\n4.2 Power-to-Heat: Mit Windenergie die Wärmewende vorantreiben\r\nDie Wärme- und die Energiewende sind keine voneinander getrennten Prozesse, sondern müssen im Sinne des Gesamtsystems unbedingt zusammengedacht werden. Denn: Windenergie kann einen enormen Beitrag zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung leisten. Die notwendige Technologie und das Know-how zur Realisierung von Wind-Wärme-Speichern existieren bereits, wie Vorreiter-Projekte zeigen.\r\nUm die Nutzung der Windenergie zur Wärmeerzeugung noch weiter anzureizen, sind die oben beschriebene Netzentgeltreform sowie die weitere Verbreitung von dynamischen Stromtarifen unerlässlich. Solange Netzentgelte noch Fixkosten darstellen, wird eine systemdienliche, lastvariable Fahrweise wirtschaftlich verhindert. Stattdessen muss gelten: Wind-Wärme-Speicher sollen genau dann günstigen Strom beziehen können, wenn die Einspeisung der Windparks hoch ist.\r\nVor diesem Hintergrund begrüßt der BWE, dass die neue Regierungskoalition die Stromsteuer auf den EU-Mindestsatz von 0,05 Cent/kWh senken will.12\r\nBEST-PRACTICE-BEISPIEL Wind-Wärme-Region Friedrich-Wilhelm-Lübke-Koog: Grün heizen, weniger abregeln Windenergie und Wärmeversorgung zusammenbringen – in der Region Friedrich-Wilhelm-Lübke-Koog in Schleswig-Holstein ist dies bereits seit 2019 Realität. Im Rahmen eines Modellprojektes haben Verbrauchende hier die Möglichkeit, Hybrid-Heizsysteme zu nutzen. Diese können die benötigte Wärme wahlweise mit Heizöl oder Windstrom erzeugen. Den grünen Strom liefert der Bürger-Windpark Lübke-Koog Infrastruktur. Weitere Projektpartner sind ARGE Netz, die Gemeinde Friedrich-Wilhelm-Lübke-Koog und das Hamburger Institut für Wärme und Mobilität. Bei der Beheizung der teilnehmenden Gebäude gilt: So viel Wind wie möglich, so viel Heizöl wie nötig. Der Windstrom wird immer dann eingesetzt, wenn die überregionalen Netze diesen nicht aufnehmen können. Das Projekt trägt somit zur Netzentlastung bei und macht Einspeisespitzen vollständig nutzbar. In den ersten zwei Jahren der Projektlaufzeit konnten die kumulierten CO₂ -Emissionen der 13 Gebäude insgesamt um 34 Prozent reduziert werden. Weitere Informationen zum Projekt gibt es hier.\r\n12 Vgl. CDU, CSU, SPD: Koalitionsvertrag 2025, Zeile 957-958 – LINK.\r\n15 von 23\r\nAbbildung 2: Bürger-Windpark Lübke-Koog Infrastruktur\r\nBEST-PRACTICE-BEISPIEL Wind-Wärme-Speicher Nechlin von ENERTRAG: Wie Windparks ein ganzes Dorf mit Wärme versorgen Rund 100 Einwohnende hat das Dorf Nechlin in der Uckermark. Windparks gibt es in der Gegend bereits seit 24 Jahren. 2020 wurde das Dorf außerdem zum Vorzeigeort für gelungene Sektorenkopplung. ENERTRAG realisierte den weltweit ersten Wind-Wärme-Speicher, der mit „überschüssiger“ Windenergie betrieben wird. An die lokalen Windparks wurde ein Tank mit einer Million Liter Fassungsvermögen sowie ein Durchlauferhitzer angeschlossen. Der Speicher kann die örtlichen Haushalte bis zu zwei Wochen lang mit Warmwasser versorgen und sorgt zudem dafür, dass in Hocheinspeisungszeiten Windparks nicht abgeregelt werden müssen und das Netz nicht überlastet wird. Auch die Anwohnenden profitieren von dem Projekt: Sie konnten dadurch die Kosten für ihre Wärmeversorgung spürbar reduzieren. Weitere Informationen zum Projekt gibt es hier.\r\n16 von 23\r\nAbbildung 3: Matthias Schilling (Bürgermeister Nechlin) und Jörg Müller (ENERTRAG) beim Rundgang durch die technischen Anlagen.\r\n4.3 Wasserstoff: Investitionen anstoßen\r\nWasserstoff ist für ein dekarbonisiertes Stromsystem unverzichtbar:\r\n•\r\nFlexible Verwendungsmöglichkeiten: Je nach Bedarf kann Wasserstoff in Tanks, Kavernen und (Wasserstoff-)Gasleitungen eingespeist sowie für die spätere Rückverstromung langfristig gespeichert werden. Dies macht ihn zum Schlüssel zur Defossilisierung anderer Sektoren.\r\n•\r\nEinspeisung feinjustieren und steuerbar machen: Wasserstoff kann für eine möglichst auf den Strombedarf abgestimmte Einspeisung sorgen. Hierfür wird Grünstrom bereits vor der Übergabe ans öffentliche Netz wahlweise zur Elektrolyse verwendet oder wiederum aus der Rückverstromung von Wasserstoff gewonnen.\r\n•\r\nVersorgungssicherheit erhöhen: Wasserstoff hat damit das Potenzial, Zeiten mit wenig Wind- oder Solarstrom auszugleichen.\r\nBeim Ausbau von Elektrolyseuren herrscht weiterhin große Investitionsunsicherheit. Hier muss nachgebessert werden, denn der Wasserstoff-Hochlauf darf auf keinen Fall verschlafen werden.\r\nDie angekündigte Absenkung der Stromsteuer auf den EU-Mindestsatz ist auch mit Blick auf Wasserstoff zu begrüßen. Der BWE fordert außerdem – wie im Kraftwerkssicherheitsgesetz vorgesehen – Ausschreibungen für 500 MW Wasserstoffsprinterkraftwerke, d. h. Kraftwerke, die bereits ab Inbetriebnahme mit 100 % Wasserstoff betrieben werden. Dabei muss die Wasserstofferzeugung\r\n17 von 23\r\nsowohl über große systemdienliche Elektrolyseanlagen als auch verstärkt dezentral und flächendeckend ermöglicht werden. Zudem sollten (Kavernen)-Speicher als zentraler Flexibilitätsanker für den Wasserstoffhochlauf auf den Weg gebracht werden.\r\nEuroparechtlich sollte zeitnah eine Lockerung der Zusätzlichkeitskriterien für grünen Wasserstoff erfolgen. Derzeit schließt der delegierte Rechtsakts wesentliche Teile der Erneuerbaren Erzeugung aus. Dabei könnten gerade Erneuerbare Bestandsanlagen dazu beitragen, die Betriebskosten von grünem Wasserstoff zu senken und somit einen kompetitiven europäischen Wasserstoffmarkt auszubauen. Unseres Erachtens ist daher der Wasserstoffmarkt gerade für den Weiterbetrieb von Bestandsanlagen eine wirtschaftlich interessante Option, die ein Abschalten nach Ende der Förderung verhindern kann und so Erzeugungsleistung im Markt hält. Die Beschränkung auf Anlagen, die nie eine Förderung erhalten haben, als auch die grundsätzliche Beschränkung auf Neuanlagen ist daher abzulehnen. Die zeitliche Korrelation sollte hingegen nicht angepasst werden. Andernfalls besteht das Risiko, dass grüner Wasserstoff seine Werthaltigkeit verliert.\r\nDarüber hinaus verweist der BWE auf die Forderungen des BEE zum systemdienlichen Einsatz von Wasserstoff13, insbesondere:\r\n•\r\nBegriff der Systemdienlichkeit gesetzlich definieren: Neben der Netzdienlichkeit der Elektrolyseure muss ihr Beitrag zur Effizienz und Stabilität der Gas- und Wärmenetze zentrales Kriterium sein. So kann ihre Abwärme auch zur Wärmeversorgung genutzt werden.\r\n•\r\nNachfolgeregelung zu § 118 Abs. 6 EnWG: Die aktuelle Rechtslage sieht eine Netzentgeltbefreiung bis zum Jahr 2027 vor, jedoch ohne diese an klare Systemdienlichkeitskriterien zu knüpfen. Der BWE fordert eine Entfristung der Befreiung für Elektrolyseure, die nach den oben genannten Kriterien systemdienlich sind.\r\n•\r\nNovelle des § 21b Absatz 4 Nr. 2 EEG 2023 sowie des § 3 Nr. 16 EEG 2023 (und weiteren folgerichtigen gesetzlichen Anpassungen im EEG und EnWG): Systemdienlich betriebene Elektrolyseure, welche erzeugungsnah vor demselben Netzverknüpfungspunkt, also ohne Netznutzung, mit Strom direkt beliefert werden, müssen auch tatsächlich flexibel gefahren werden können.\r\n•\r\nNovelle des § 13k EnWG: Eine zielgerichtete Ausgestaltung des § 13k EnWG kann dazu beitragen, die Wettbewerbsfähigkeit von Elektrolyseuren im Markt zu verbessern. Deswegen empfehlen wir die unter 4.1.1 beschriebene Novelle.\r\n4.3.1 Baukostenzuschuss\r\nFür den erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist es entscheidend, einen marktlichen Rahmen zu schaffen, der Investitionen in Elektrolyseure nicht behindert, sondern fördert. Aktuell stellen Baukostenzuschüsse ein zentrales Hemmnis dar – insbesondere bei der Standortwahl und der wirtschaftlichen Bewertung neuer Elektrolyseurprojekte.\r\nDie Ausgestaltung von BKZ muss zwingend die Systemdienlichkeit von Elektrolyseuren berücksichtigen. Elektrolyseure sind keine herkömmlichen Letztverbraucher, sondern bieten wichtige\r\n13 Vgl. BEE (2024): Positionspapier: Potentiale des Wasserstoffs optimal nutzen – LINK.\r\n18 von 23\r\nFlexibilitätsleistungen für das Stromsystem: Sie können Peak-Shaving betreiben und einen wesentlichen Beitrag zur Dekarbonisierung des Wärme- und des Verkehrssektors leisten. Für netzdienliche Standorte – etwa in Netzengpassregionen oder Regionen mit hoher Erneuerbaren Stromerzeugung – muss der Baukostenzuschuss negativ, mindestens jedoch null sein. Dabei gilt es, die dynamische Entwicklung des Stromsystems, die durch den Netzausbau und die Integration von Erneuerbare-Energien-Anlagen getrieben wird, zu beachten.\r\n4.3.2 Privilegierung im Außenbereich\r\n§ 249a BauGB enthält bereits Sonderregelungen zu § 35 BauGB über die Zulässigkeit von Vorhaben für die Herstellung und Speicherung von Wasserstoff aus Erneuerbaren Energien. Der Gesetzgeber hat hier eigenständige Tatbestände normiert, mit denen Wasserstoffspeicher im Wege einer gesetzlichen Fiktion („gilt“) als privilegierte Vorhaben im Sinne des § 35 BauGB eingestuft werden.\r\nDie aktuelle gesetzliche Regelung schränkt die praktische Umsetzung von Wasserstoffprojekten jedoch erheblich ein. Innerhalb der baurechtlichen Vorgaben – insbesondere der Flächenbegrenzung auf 100 Quadratmeter sowie der maximal zulässigen Höhe von 3,5 Metern – ist ein sinnvoller Ausbau nicht möglich. Dies steht im Widerspruch zu den politischen Zielsetzungen im Rahmen der Energiewende.\r\nDer BWE regt daher eine gesetzliche Ergänzung des § 35 Absatz 1 BauGB an, um Wasserstoffprojekte als privilegierte Vorhaben im Außenbereich anzuerkennen. Zudem wird eine grundlegende Überarbeitung bzw. Neufassung des § 249a BauGB vorgeschlagen, um die baurechtlichen Rahmenbedingungen an die tatsächlichen Erfordernisse einer sinnvollen Wasserstoffproduktion anzupassen.\r\nKonkret: Ergänzung des § 35 Absatz 1 um eine neue Nummer 11 BauGB (neuer Text in fett): „Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es […] 11. der Umwandlung von elektrischer Energie in Wasserstoff nach Maßgabe des § 249a dient.“ Konkret: Neufassung des § 249a BauGB (neuer Text in fett): „(1) Ein Vorhaben, das der Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff dient, ist nach Maßgabe des § 35 Absatz 1 Nummer 11 und unter den in Absatz 2 genannten weiteren Voraussetzungen im Außenbereich privilegiert, wenn es in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit a) einer Anlage zur Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie nach § 35 Absatz 1 Nummer 5 oder b) einer Anlage zur Nutzung solarer Strahlungsenergie nach § 35 Absatz 1 Nummer 8 Buchstabe b oder Nummer 9 oder c) einer sonstigen Anlage zur Nutzung solarer Strahlungsenergie oder d) einem Umspannwerk steht.\r\n19 von 23\r\n(2) Ein Vorhaben ist nach Absatz 1 nur zulässig, wenn a) durch technische Vorkehrungen sichergestellt ist, dass der Wasserstoff ausschließlich aus dem Strom der in Absatz 1 a bis c genannten Anlagen oder ergänzend dazu aus dem Strom sonstiger Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien erzeugt wird, b) die Produktionskapazität nicht mehr als 50 Tonnen Wasserstoff pro Tag beträgt und der Höhenunterschied zwischen der Geländeoberfläche im Mittel und dem höchsten Punkt der baulichen Anlagen 10 Meter nicht überschreitet, und c) die in Absatz 1 genannte Anlage oder die sonstigen Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien nach Nummer 1 nicht bereits mit einem anderen Vorhaben zur Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff verbunden sind.“ (3) bis (5): Entfallen.\r\n20 von 23\r\nBEST-PRACTICE-BEISPIEL #4 Wasserstoff-Tankstelle in Bremerhaven: Mit Windenergie durch die Stadt Die gesamte Wertschöpfungskette grün halten: Dies ist der treibende Gedanke hinter Bremerhavens erster öffentlicher Wasserstoff-Tankstelle. Das vom Unternehmenszusammenschluss HY.City.Bremerhaven (u. a. GPJoule, Green Fuels) realisierte Projekt befindet sich aktuell in der Inbetriebnahme und steht kurz vor dem Regelbetrieb. Zukünftig werden zehn Busse des ÖPNV-Unternehmens Bremerhaven Bus, drei Busse der privaten Busverkehrsgesellschaft Buspunkt (Beverstedt) sowie ein Müllsammelfahrzeug aus Cuxhaven mit regional erzeugtem, grünem Wasserstoff betankt. Die Kapazität der Erzeugungsanlage reicht sogar für eine tägliche Betankung von bis zu 34 Bussen. Der grüne Wasserstoff entsteht im Bremerhavener Industriegebiet. Eine Windenergieanlage mit 3 MW installierter Leistung versorgt zwei Elektrolyseure (2 MW Gesamtleistung). Zusätzlich wird Strom aus grünen PPAs genutzt. Neben der Bus-Betankung bietet der Wasserstoff noch weitere Möglichkeiten: Er lässt sich zu Methanol weiterverarbeiten und kann perspektivisch für die Schifffahrt genutzt werden – erneut direkt vor Ort, in Bremerhaven. Abbildung 4: Wasserstoff-Tankstelle von HY.City.Bremerhaven in Bremerhaven\r\n21 von 23\r\n5 Ausblick: Warum Erneuerbare Energien konventionelle Kraftwerke überflüssig machen\r\nEin ebenso zuverlässiges wie klimaneutrales Stromsystem ist längst keine Vision mehr, sondern greifbare Realität. Und: Die Weiterentwicklung des Stromsystems ist Grundlage für die zielgerichtete Dekarbonisierung weiterer Sektoren. Die Windenergiebranche hat sich bereits auf den Weg gemacht. Zahlreiche Projekte zeigen, dass die Erneuerbaren Energien im Zusammenspiel mit Wasserstoff, Wärme- und Großbatteriespeichern die gleichen systemischen Aufgaben erfüllen können wie konventionelle Kraftwerke. So ist eine Energie-, Wärme- und Mobilitätswende ohne Abstriche möglich.\r\nBEST-PRACTICE-BEISPIEL ENERTRAG Verbundkraftwerke®: Mit Grünstrom zu mehr Versorgungssicherheit Verbundkraftwerke zeigen, dass Klimaschutz und Systemstabilität mehr als gut zusammenpassen. Verschiedene Energieanlagen (wie Strom- und Wärmespeicher, Windparks, Elektrolyseure) werden hierbei direkt miteinander verbunden – ohne öffentliches Netz. Die so entstehenden Verbundkraftwerke haben eine Leistung im Gigawattbereich und erstrecken sich über Dutzende Kilometer. Entscheidender Vorteil der Verbundkraftwerke ist die Planbarkeit ihrer Einspeisung: Der größte Teil der Erzeugungsschwankungen wird innerhalb des Systems ausgeglichen. Im Netz kommen keine Schwankungen an. Durch ihr mehrere Tage im Voraus berechenbares, stetiges Einspeiseprofil ersetzen Verbundkraftwerke konventionelle Kraftwerke vollständig. Neben dem Bau eines eigenen Netzes nutzen Verbundkraftwerke die Möglichkeit der NVP-Überbauung. Beides trägt zur Kostensenkung beim Netzausbau bei. Ihre Steuerung läuft zudem über ein eigenes Glasfasernetz. Dies schützt die Systeme zusätzlich vor Cyberangriffen.\r\n22 von 23\r\nAbbildung 5: Schematische Darstellung eines Enertrag-Verbundkraftwerkes Beispiel: Verbundkraftwerk Uckermark Auf einer Fläche von 40 x 40 Kilometern erzeugt das Verbundkraftwerk Uckermark seit 2011 Strom aus Wind und Sonne, dazu grünen Wasserstoff und Wärme. Produzieren die Anlagen mehr Energie als im Stromsektor benötigt, wird sie gespeichert – etwa im Batteriespeicher Cremzow, mithilfe eines Elektrolyseurs in Wittenhof oder im Windwärmespeicher Nechlin. Der Wasserstoff wird an Tankstellen geliefert, künftig in die vorbeilaufende EUGAL-Pipeline eingespeist und zu einem kleinen Teil rückverstromt. Weitere Informationen zum Projekt gibt es hier.\r\n23 von 23\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nBildnachweise\r\nTitelbild: GP Joule\r\nAbbildung 1: BayWa r.e.\r\nAbbildung 2: ARGE NETZ\r\nAbbildung 3: Rolf Schulten\r\nAbbildung 4: Green Fuels\r\nAbbildung 5: ENERTRAG\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpersonen\r\nDr. Janna Hilger | Fachreferentin Planung/Genehmigung/Länderkoordination | j.hilger@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nElisabeth Görke | Justiziarin\r\nDr. Janna Hilger | Fachreferentin Planung/Genehmigung/Länderkoordination\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze\r\nBeteiligte Gremien\r\nGesamtvorstand\r\nAK Energiepolitik\r\nAK Netze\r\nAK Direktvermarktung\r\nJuristischer Beirat\r\nBürgerwindbeirat\r\nPlanerbeirat\r\nFinanziererbeirat\r\nDatum\r\n20. Mai 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017021","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung der RED III ins Deutsche Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/50/90/544127/Stellungnahme-Gutachten-SG2506200030.pdf","pdfPageCount":34,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n\r\n\r\n\r\nVorschläge für eine praxistaugliche und effektive Umsetzung der RED III in nationales Recht\r\nBeschleunigungsinstrumente jetzt nutzbar machen!\r\n\r\nMai 2025\r\n \r\nInhalt\r\n1\tEinleitung\t3\r\n2\tDie wichtigsten Umsetzungsempfehlungen im Überblick\t4\r\n3\tIm Einzelnen\t5\r\n3.1\tPlanungsebene\t5\r\n3.1.1\tMapping von Erneuerbare-Energien-Gebieten (EE-Gebieten), Art. 15b RED III\t5\r\n3.1.2\tAusweisung von Beschleunigungsgebieten, Art. 15c RED III\t6\r\n3.2\tGenehmigungsebene\t13\r\n3.2.1\tVorgaben innerhalb und außerhalb von Beschleunigungsgebieten, Art. 16 RED III\t13\r\n3.2.2\tGenehmigungserleichterungen innerhalb der Beschleunigungsgebiete\t16\r\n\r\n \r\n1\tEinleitung\r\nDie novellierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie (Renewable Energy Directive, RED III)1 ist am 20. No- vember 2023 in Kraft getreten. Mit neuen Grundsätzen zur Bestimmung von Ausbaugebieten und Ge- nehmigungserleichterungen ebnet sie dauerhaft Weg für einen beschleunigten Ausbau der Erneuerba- ren Energien. Dieser ist nicht nur aus Klimaschutzgründen geboten, sondern garantiert auch Energieun- abhängigkeit und Energiesicherheit, die vor dem Hintergrund des Angriffs auf die Ukraine und weiterer weltweiter außen- und handelspolitischer und damit auch energiepolitischer Unsicherheiten in Europa dringend notwendig sind.\r\nDie EU-Notfall-Verordnung 2022/25772 und ihre nationale Umsetzung im § 6 Windenergieflächenbe- darfsgesetz (WindBG) hatten für einen befristeten Zeitraum stark beschleunigende Standards gesetzt, die am 30. Juni 2025 auslaufen. Ein Entwurf3 der RED III-Umsetzung in Deutschland war bereits im Herbst 2024 im parlamentarischen Verfahren, wurde aber durch den Bruch der Ampel-Regierung am\r\n6. November 2024 zunächst gestoppt. Der geplante nahtlose Anschluss der Umsetzung der RED III an das Auslaufen der EU-Notfall-Verordnung ist durch die vorgezogene Bundestagswahl am 23. Februar 2025 und einer sich voraussichtlich nun erst gebildeten neuen Bundesregierung nicht mehr möglich. Zu den Folgen einer verzögerten Umsetzung der RED III hat der Bundesverband WindEnergie (BWE) ein Informationspapier erstellt.4 Um die dort skizzierten negativen Auswirkungen – wie erhöhten Antrags- aufwand, mehr Bürokratie und Genehmigungsstaus – möglichst zu vermeiden bzw. minimieren, ist eine rasche Umsetzung der RED III durch die neue Bundesregierung unerlässlich.\r\nDie beschleunigende Wirkung der RED III beruht vor allem auf der Einführung von zwei neuen Ge- bietskategorien: Erneuerbare-Energien-Gebiete und Beschleunigungsgebiete. Insbesondere die Be- schleunigungsgebiete sollen zum Erreichen der Ausbauziele bis 2030 beitragen. Die Idee ist, dass bereits auf Plan- bzw. Gebietsebene umweltbezogene Aspekte berücksichtigt und Regeln für Minderungsmaß- nahmen festgelegt werden. Dadurch können auf Genehmigungsebene Prüfpflichten vereinfacht wer- den oder entfallen.\r\nEs ist zwar positiv hervorzuheben, dass die Ampel-Regierung bereits eine wichtige Entscheidung für be- stehende Windenergiegebiete getroffen hat. So wurde die Anerkennung bestehender Windenergiege- biete als Beschleunigungsgebiete fristgerecht als Teil des sogenannten PV-Pakets I beschlossen. Die Richtlinie fordert aber weitere eng gesetzte Umsetzungsfristen. Bis zum 21. Mai 2025 sollen die Erneu- erbare-Energien-Gebiete (Artikel 15b RED III) erfasst und wiederum neun Monate später, am 21. Feb- ruar 2026, soll die reguläre Ausweisung einer erheblichen Gesamtgröße von Beschleunigungsgebieten sichergestellt sein. Für die Umsetzung von Vorgaben für Genehmigungsverfahren gelten Fristen bis zum\r\n\r\n\r\n1 Richtlinie (EU) 2023/2413 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Oktober 2023 zur Änderung der Richtlinie (EU) 2018/2001, der Verordnung (EU) 2018/1999 und der Richtlinie 98/70/EG im Hinblick auf die Förderung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Aufhebung der Richtlinie (EU) 2015/652 des Rates – LINK.\r\n2 Verordnung (EU) 2022/2577 DES RATES vom 22. Dezember 2022 zur Festlegung eines Rahmens für einen beschleunigten Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien – LINK.\r\n3 Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solar- energie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort – LINK.\r\n4 BWE (2025): RED III: Folgen einer verzögerten Umsetzung für Projektierer und Behörden – LINK.\r\n \r\n\r\n1.\tJuli 2024 (Grundsätze für die Genehmigungsverfahren wie z. B. Fristen) bzw. 21. Mai 2025 (Spezialre- gelungen für Verfahren innerhalb von Beschleunigungsgebieten). Die Europäische Kommission hat auf- grund fehlender nationaler Umsetzung bereits am 26. September 2024 ein formales Vertragsverlet- zungsverfahren gegen Deutschland und andere Mitgliedstaaten eingeleitet.5\r\nIm Pakt für Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung der Länder vom 6. November 2023 wurde das Grundprinzip der 1:1 Umsetzung EU-rechtlicher Vorgaben festgelegt.6 EU-rechtliche Spielräume zur Verfahrensbeschleunigung sollen demnach gezielt ausgeschöpft werden.\r\nIm Koalitionsvertrag7 bekennt sich die neue Bundesregierung sowohl zu einer Fortführung des Bund- Länder-Paktes als auch zu einer zügigen Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III. Erleich- terungen bei der Planung und Genehmigung von Erneuerbaren Energien sind das erklärte Ziel. Die neue Bundesregierung ist in der Lage, an Erfahrungen und Möglichkeiten der Umsetzung im Entwurf vom Herbst 20248 anzuschließen oder auch neue Wege zu gehen und Umsetzungsspielräume auszuschöp- fen.9 In jedem Fall kann sie auf die Vorarbeit in der Befassung im parlamentarischen Verfahren auf- bauen.\r\nIm Folgenden erläutert der BWE die wichtigsten Vorschläge, die aus unserer Sicht vorgenommen wer- den sollten, um eine praxistaugliche und effektive Umsetzung der Richtlinie in nationales Recht zu ge- währleisten, damit die gewünschte Beschleunigung auch tatsächlich eintritt. Grundlage unserer Vor- schläge ist der Regierungsentwurf vom September 2024 in der Fassung der Gegenäußerung der Bun- desregierung10 zur Stellungnahme des Bundesrates, der nach Ansicht des BWE nochmal deutlich über- arbeitet werden muss.\r\n\r\n2\tDie wichtigsten Umsetzungsempfehlungen im Überblick\r\nNachfolgend sind die aus Sicht des BWE vorrangigen Empfehlungen für eine zielführende Umsetzung mit schneller Wirkung im Überblick dargestellt. Von besonderer Bedeutung ist hierbei, dass der geneh- migungsrechtliche Teil der RED III zeitnah in nationales Recht überführt wird, um die Lücke, die durch das Auslaufen der EU-Notfallverordnung abgefedert wird. Insbesondere sollte der durch die Richtlinie eröffnete Umsetzungsspielraum im Sinne der Beschleunigung voll ausgeschöpft werden und klare Begriffe und eindeutige Vorgaben für die Planungs- und Genehmigungsverfahren geschaffen wer- den.\r\n\r\n\r\n\r\n5 Siehe unter: LINK.\r\n6 Pakt für Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung zwischen Bund und Ländern, S. 47 – LINK.\r\n7 Abrufbar unter: LINK.\r\n8 BT-Drs. 20/12785, Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort – LINK.\r\n9 Ein wesentlicher Aspekt in diesem Zusammenhang ist der Diskontinuitätsgrundsatz. Dieser besagt, dass Gesetzesvorhaben mit dem Ende einer Legislaturperiode nicht automatisch fortgeführt werden müssen. Es steht jedoch einer neuen Bundesre- gierung frei, die Entwürfe – sei es in unveränderter Form oder in modifizierter Fassung – erneut in den Bundestag einzubrin- gen.\r\n10 Stellungnahme des Bundesrats 18. Oktober 2024 – LINK; Gegenäußerung der Bundesregierung – LINK.\r\n \r\n\r\nAuf Planungsebene sind insbesondere folgende Punkte wichtig:\r\n•\tKlare und rechtssichere Ausgestaltung der Gebietsausschlüsse.\r\n•\tRichtlinienkonformes Artenspektrum bei den Minderungsmaßnahmen umsetzen.\r\n•\tWeitergehende Standardisierung im Bereich der Minderungsmaßnahmen vornehmen.\r\n•\tAufnahme einer Pflicht zur Festlegung von Minderungsmaßnahmen für Energiespeicheran- lagen.\r\nAuf Genehmigungsebene sind insbesondere folgende Punkte zeitnah umzusetzen:\r\n•\tDas überschlägige Überprüfungsverfahren konkretisieren.\r\n•\tKonsequenter Wegfall der UVP, FFH- und Artenschutzprüfung sowie der Prüfung des habitat- schutzrechtlichen Verschlechterungsverbots.\r\n•\tAusnahme von UVP und FFH-Verträglichkeitsprüfung im Falle der Feststellung nachteiliger Auswirkungen nutzen.\r\n•\tMögliche Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten umsetzen.\r\n•\tDie Vereinbarkeitsvermutung der Umweltverträglichkeit klar herausstellen.\r\n•\tDen Zahlungsmechanismus auf das erforderliche Maß beschränken.\r\n\r\n3\tIm Einzelnen\r\n3.1\tPlanungsebene\r\nDie Richtlinie sieht für die Ausweisung von Beschleunigungsgebieten ein zweistufiges Verfahren vor. In der ersten Phase bestimmen die Mitgliedstaaten sogenannte Erneuerbare-Energien-Gebiete (EE- Gebiete). Dazu ermitteln sie das gesamte inländische Potenzial sowie die verfügbaren Landflächen, un- terirdischen Flächen, Meere oder Binnengewässer, die für den Bau von Anlagen zur Erzeugung von Ener- gie aus erneuerbaren Quellen und die dazugehörige Infrastruktur erforderlich sind, um mindestens ih- ren nationalen Beitrag zum Gesamtziel der Union zu erreichen. Dieses Ziel sieht vor, dass bis zum Jahr 2030 mindestens 42,5 % des Bruttoendenergieverbrauchs aus erneuerbaren Quellen stammen (Art. 15b Absatz 1 RED III).\r\nIn der zweiten Phase müssen die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass die zuständigen Behörden Pläne verabschieden, durch die in den ermittelten EE-Gebieten für eine oder mehrere Arten Erneuerbarer Energiequellen sogenannte Beschleunigungsgebiete ausgewiesen werden (Art. 15c Absatz 1 RED III).\r\n3.1.1\tMapping von Erneuerbare-Energien-Gebieten (EE-Gebieten), Art. 15b RED III\r\nGemäß Art. 15b der RED III müssen die Mitgliedstaaten bis zum 21. Mai 2025 die EE-Gebiete in ihrem Hoheitsgebiet erfassen, die für die jeweiligen nationalen Beiträge zum Gesamtziel der Union für Energie aus erneuerbaren Quellen für 2030 notwendig sind. Ziel ist die Ermittlung des inländischen Potenzials und der verfügbaren Flächen, die für die Errichtung von Anlagen für Erneuerbare Energien und die damit verbundene Infrastruktur benötigt werden, um ihrerseits mindestens die nationalen Beiträge zum Ge- samtziel der Union für Erneuerbare Energien bis 2030 zu erreichen. Es ist wichtig zu beachten, dass die koordinierte Erfassung gemäß Art. 15b Absatz 1 RED III lediglich der Identifizierung von Potenzialen und Flächen dient, ohne dass hierfür eine planerische Ausweisung erforderlich ist. Von den Mitglied- staaten ist daher nur ein tatsächliches Handeln erforderlich. Art. 15b Absatz 2 RED III spricht lediglich\r\n \r\n\r\nvon einer „Identifizierung“ und stellt keine weiteren formalen Anforderungen und belässt den Mitglied- staaten und damit auch der Bundesregierung einen weiten Gestaltungsspielraum bei der Umsetzung.\r\nIm letzten Gesetzesentwurf zur nationalen Umsetzung der RED III wurde in Bezug auf Art. 15b RED III kein gesetzlicher Umsetzungsbedarf gesehen.11 Dies sollte im Zuge des neuen Gesetzgebungsvorha- bens nochmals evaluiert werden.\r\nVor dem Hintergrund der erforderlichen Flächenpotenziale betont der BWE außerdem die herausra- gende Bedeutung der Sicherstellung des Zwei-Prozent-Mindestflächenziels für die Nutzung der Windenergie in Deutschland. Mit der Einführung des WindBG wurde eine Verbindung zwischen den Ausbauzielen im EEG und der eigentlichen Flächenausweisung in den einzelnen Bundesländern herge- stellt. Ohne die erforderlichen Flächen können die Ziele des EEG nicht erreicht werden. Die Flächenbei- tragswerte für die Länder legen verbindlich fest, in welchem prozentualen Mindestumfang die Auswei- sung von Flächen für die Windenergienutzung in den Bundesländern zu erfolgen hat. Das WindBG soll sicherstellen, dass die erforderlichen Flächen für den Ausbau der Windenergie als Windenergiegebiete bzw. Beschleunigungsgebiete bereitstehen. Dies ist erforderlich, damit Beschleunigungsgebiete ge- nutzt und ein zielkonformer Zubau der Windenergie gelingen kann und zu der Verwirklichung der Ziele der RED III beitragen wird.\r\n3.1.2\tAusweisung von Beschleunigungsgebieten, Art. 15c RED III\r\nDie RED III verpflichtet die Mitgliedstaaten zur Ausweisung sogenannter Beschleunigungsgebiete, in de- nen für Erneuerbare-Energien-Vorhaben ein besonderes, beschleunigtes Genehmigungsverfahren ge- mäß der Art. 16 und 16a der genannten Richtlinie gelten soll. Die Ausweisung der Gebiete ist an ver- schiedene Voraussetzungen geknüpft, zu denen der BWE im Folgenden konkrete Vorschläge unterbrei- tet.\r\nInnerhalb von 27 Monaten, also bis zum 21. Februar 2026, müssen die Mitgliedstaaten die Ausweisung sog. Beschleunigungsgebiete für Erneuerbare Energien in einem ausreichenden Umfang für eine oder mehrere EE-Technologien sicherstellen, vgl. Art. 15c RED III. Der konkrete Umfang steht im Ermessen der Mitgliedstaaten. Ziel muss es jedoch sein, eine erhebliche Gesamtgröße sicherzustellen und zur Verwirklichung der EU-EE-Ziele beizutragen, vgl. Art. 15c Absatz 3 RED III. Auch aus diesem Grund ist eine schnelle gesetzgeberische Entscheidung geboten.\r\nNach Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 a) RED III müssen die zuständigen Behörden ausreichend homo- gene Land-, Binnengewässer- und Meeresgebiete ausweisen, in denen in Anbetracht der Besonderhei- ten des ausgewählten Gebiets die Nutzung einer bestimmten Art oder bestimmter Arten Erneuerbarer Energie voraussichtlich keine erheblichen Umweltauswirkungen hat. Dabei müssen sie:\r\n\r\n\r\n11 Vgl. BT-Drs. 20/12785, Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort, S. 33 – LINK: „Die dort vorgesehene Erfas- sung des inländischen Flächenpotenzials erfolgt auf Grundlage der im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz erstellten Studie „Analyse der Flächenverfügbarkeit für Windenergie an Land post-2030“. Anhand der für die Nut- zung der Windenergie einschlägigen Kriterien werden hier die Potenzialflächen untersucht und abgegrenzt. Es ist zu erwarten, dass der Umfang der dort dargestellten Potenzialflächen über den für den nationalen Beitrag Deutschlands in Höhe eines Anteils von 40 Prozent erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch zum EU-Gesamtziel bis zum Jahr 2030 erforder- lichen Umfang deutlich hinausgehen wird. Die Ausweisung der Flächen, welche mit den Ausbauzielen des EEG und dem im deutschen nationalen Energie- und Klimaplan festgelegten Zielpfaden im Einklang stehen, erfolgt in Deutschland in den Raum- ordnungs- oder Flächennutzungsplänen der Länder bzw. Kommunen.“\r\n \r\n\r\ni)\tvorrangig künstliche und versiegelte sowie vorbelastete Flächen auswählen;\r\nii)\tNatura-2000-Gebiete und Gebiete, die im Rahmen nationaler Programme zum Schutz der Natur und der biologischen Vielfalt ausgewiesen sind, Hauptvogelzugrouten und Meeres- säuger-Hauptzugrouten und andere Gebiete, die auf der Grundlage von Sensibilitätskarten und mit den unter Punkt iii genannten Instrumenten ermittelt wurden, ausschließen;\r\niii)\talle geeigneten und verhältnismäßigen Instrumente und Datensätze nutzen, um die Gebiete zu ermitteln, in denen keine erheblichen Umweltauswirkungen durch Anlagen zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen zu erwarten wären.\r\nDie Bereichsausnahmen sind im Rahmen der nationalen Umsetzung klar zu definieren und dürfen angesichts des überragenden öffentlichen Interesses an Erneuerbare Energien (vgl. § 2 EEG) keines- falls zu einer erheblichen Flächenbeschränkung und Untergrabung des Beschleunigungsziels führen.\r\nDer Gebietsausschluss von Hauptvogelzugrouten kann europäisch relevant werden, beispielswiese in der Meeresenge von Gibraltar oder in den Pyrenäen. In Deutschland gibt es keine Hauptvogelzugrouten, auf denen eine große Anzahl an Vögeln das Land aufgrund der Naturgegebenheiten auf engem Raum überfliegen, sodass Windenergieanlagen (WEA) diese Flüge stören würden. Hierzulande fliegen die Vö- gel im sog. „Breitfrontzug“, das bedeutet, dass die Vögel die Gebiete breitflächig ohne besondere Zug- straße in der gewählten Zugrichtung überfliegen. Dass diese Bereichsausnahme in Deutschland derzeit keine Anwendung findet, sollte im Umsetzungsgesetz klargestellt werden.\r\nFür die Umsetzung dieser Vorgaben bietet sich nach Ansicht des BWE eine Anknüpfung an die Rege- lungen zur Festsetzung von Windenergiegebieten in Flächennutzungs- und Raumordnungsplänen ge- mäß § 2 Nr. 1 WindBG an. Windenergiegebiete könnten daher zugleich als Beschleunigungsgebiete dargestellt bzw. ausgewiesen werden. Hiervon ausgenommen sind entsprechend den unionsrechtlichen Vorgaben des Art. 15c Absatz 1 a) ii) RED III die oben genannten Schutzgebiete: Natura-2000-Gebiete und Gebiete, die im Rahmen nationaler Programme zum Schutz der Natur und der biologischen Vielfalt ausgewiesen sind, Hauptvogelzugrouten und Meeressäugerhauptzugrouten und andere Gebiete, die auf der Grundlage von Sensibilitätskarten und mit den unter Punkt iii) genannten Instrumenten ermittelt wurden.\r\nIm ehemaligen Regierungsentwurf wurde die Richtlinienvorgabe insoweit umgesetzt, als Beschleuni- gungsgebiete dort ausgeschlossen sind, wo Vorhaben voraussichtlich erhebliche Umweltauswirkungen haben würden (gebietsbezogene Ausnahmeregelung):\r\n„1. Natura 2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Nationalparke oder Kern- und Pflegezonen von Biosphärenreservaten im Sinne des Bundesnaturschutzgesetzes oder\r\n2.\tGebiete mit landesweit bedeutendem Vorkommen mindestens einer durch den Ausbau der Windenergie betroffenen Art im Sinne des § 7 Absatz 2 Nummer 12 oder Nummer 14 des Bun- desnaturschutzgesetzes, die auf der Grundlage von vorhandenen Daten zu bekannten Artvor- kommen oder zu besonders geeigneten Lebensräumen ermittelt werden können.“\r\nDie in den Nummern 1 und 2 genannten Gebiete gestalteten abschließend die Fälle, in denen es vo- raussichtlich erhebliche Umweltauswirkungen im Sinne dieser Vorschrift geben würde.\r\nZudem sah der Regierungsentwurf vor, dass die Länder durch Landesgesetz bestimmen können, dass es – abweichend von der Ausweisungspflicht – im Ermessen der Gemeinde/planaufstellenden Behörde steht, zusätzliche Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete darzustellen, sobald und solange der\r\n \r\n\r\nFlächenbeitragswert nach Anlage Spalte 2 des WindBG oder das jeweilige daraus abgeleitete Teilflä- chenziel nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nr. 2 oder Satz 2 des WindBG erreicht wird. Der BWE bewertete diese Regelung als positiv. Es bedarf jedoch einer Klarstellung in der Gesetzesbegründung, dass die zusätz- liche Ausweisung von Flächen als Beschleunigungsgebiete durch die Gemeinden/planaufstellende Behörde auch nach Erreichen des Flächenbeitragswerts nach Anlage Spalte 2 des WindBG oder des jeweiligen daraus abgeleiteten Teilflächenziels ausdrücklich möglich ist.\r\n3.1.2.1\tRichtlinienkonforme Umsetzung des Artenspektrums\r\nDer BWE weist zudem darauf hin, dass die Richtlinie lediglich die streng geschützten Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 14 BNatSchG sowie die europäischen Vogelarten umfasst und unbedingt darauf beschränkt werden sollte.12 So verlangt die Richtlinie in den Plänen zur Ausweisung der Beschleuni- gungsgebiete die Festlegung geeigneter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen, um mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, gegebenenfalls erheblich zu verringern (Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 b) RED III). Damit sollen unter anderem die artenschutz- rechtlichen Verpflichtungen aus Art. 12 Absatz 1 Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie und Art. 5 Vogelschutz- richtlinie eingehalten werden. Art. 12 Absatz 1 Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie dient dabei dem Schutz der in Anhang IV Buchstabe a) Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie genannten FFH-Tierarten. Art. 5 der Vo- gelschutzrichtlinie schützt die europäischen Vogelarten nach Art. 1 der Richtlinie. Eine Bezugnahme auf die „besonders geschützten Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 13 des BNatSchG“ würde das Arten- spektrum erheblich erweitern und ist im Rahmen der nationalen Umsetzung nicht erforderlich und daher anzupassen. Der BWE spricht sich für eine 1:1-Umsetzung der Richtlinie aus, die sich nur auf die in der RED III genannten Arten bezieht (siehe konkreter Gesetzesvorschlag unter Punkt 3.1.2.3).\r\n3.1.2.2\tWeitere Definition der „sensiblen Gebiete“ erforderlich\r\nIn Bezug auf die Kategorie der sogenannten „sensiblen Gebiete“ als Bereichsausnahme im Rahmen der Ausweisung der Beschleunigungsgebiete sollte nach Ansicht des BWE dem Bedürfnis nach einer klaren und konkreten Definition nachgekommen werden. Sehr allgemein gehaltene Begrifflichkeiten lassen in der Verwaltungspraxis keine eindeutige Auslegung zu. Für den Vollzug ist eine klare Definition jedoch unerlässlich, um eine einheitliche Verwaltungspraxis sicherzustellen. Ansonsten drohen erhebliche Flä- chenverkürzungen sowie unnötige Unsicherheiten für die Planungsträgerinnen.13\r\nDennoch begrüßen wir die Klarstellung im ehemaligen Regierungsentwurf, dass die Artvorkommen von landesweiter Bedeutung sein müssen. In der Gesetzesbegründung wurde weiter ausgeführt, dass zur Ermittlung der landesweit bedeutenden Artvorkommen Daten zu besonders geeigneten Lebensraum- typen im Sinne des Anhangs I der europäischen Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie herangezogen werden können, oder aber die Gebiete werden mit Daten ermittelt, aus denen sich Vorkommen lebensraumty- pischer Arten in großen Beständen, dem Gefährdungsgrad einer Art, der Verantwortlichkeit für die Art oder auch einer übergeordneten genetischen Bedeutung von lokalen Vorkommen ergeben. Es sollte\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n12 Artikel 15c RED III stellt auf die Verpflichtungen gem. Artikel 6 II, 12 I FFH-Richtlinie und Artikel 5 Vogelschutzrichtlinie ab.\r\n13 Da es sich bei den Planungsträgerinnen, Projektträgerinnen, Antragstellerinnen um juristische Personen handelt, wird fortan das Femininum verwendet.\r\n \r\n\r\nhier deutlich werden, dass mit „landesweit bedeutenden Artvorkommen“ keine vereinzelte Anhäu- fung von Brutpaaren gemeint sein kann und ein pauschaler Ausschluss von Gebieten, für beispiels- weise den Rotmilan oder die Fledermaus, somit nicht mehr möglich sein sollte.\r\nProblematisch sieht der BWE im ehemaligen Regierungsentwurf einen Rückgriff auf eine „wertende fachliche Beurteilung“ ohne konkreten Beurteilungsmaßstab. Sollte die Gemeinde/planaufstellende Be- hörde auf Daten zu besonders geeigneten Lebensräumen zurückgreifen, kann sie neben den Lebens- raumtypen des Anhangs 1 „auf Grundlage einer wertenden fachlichen Beurteilung insbesondere der Größe des Gebiets, der artspezifischen Habitatqualität, des tatsächlichen Vorkommens von Exemplaren einer Art und der Eignung für mehrere Arten identifiziert werden“. Eine solche Auslegung würde das an überprüfbaren Sachverhalten orientierte Vorgehen hin zu einem unverhältnismäßigen Einschätzungs- spielraum der jeweiligen Behörde verwässern. Die „wertende fachliche Beurteilung“ ohne Vorgabe ei- nes konkreten Maßstabs bringt Unsicherheit in den Prozess und birgt das Risiko, dass Gemeinden Flä- chen deshalb ausschließen. Ein Bewertungsmaßstab ist nach Ansicht des BWE zwingend erforderlich und sollte im neuen Regierungsentwurf entsprechend berücksichtigt werden.\r\nSchließlich sind Dichtezentren, Schwerpunktvorkommen, Brut- und Rastgebiete, Kolonien und sonstige Ansammlungen betroffener Arten weder einheitlich definiert, angewendet noch rechtlich normiert. Die Auslegung der Regelung sollte keinesfalls auf die einzelnen Planungsträgerinnen abgewälzt werden. Der Richtlinientext geht schließlich von vorhandenen Daten aus und will auf national vorhandene Ge- bietskategorien zurückgreifen (z. B. die ausgewiesenen Natura 2000-Gebiete). Insofern kann es sich bei den Artvorkommen nur um bereits ermittelte Schwerpunkträume handeln (Wortlautargument aus Art. 15c Absatz 1 a) ii) RED III „ermittelt wurde“ im Präteritum).\r\nFür mehr Planungs- und Rechtssicherheit schlägt der BWE eine abschließende Liste der Artvorkommen von landesweiter Bedeutung durch die jeweiligen Landesinstitutionen vor, die z. B. alle fünf Jahre zu aktualisieren ist. Es darf hier nur auf Grundlage vorhandener Daten zu Gebietsausschlüssen kommen. Entscheidend ist, dass eine erhebliche Gesamtgröße der Beschleunigungsgebiete sichergestellt wird.\r\nDer BWE regt zudem die Klarstellung an, dass es sich bei den folgenden Gebietsausschlüssen – ähnlich wie bei § 6 WindBG – um eine rein formale Prüfung handelt, mit der Folge, dass eine auch inzidente materielle Überprüfung der Gebietsausschlüsse nicht stattfindet.\r\n3.1.2.3\tFestlegung geeigneter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen, Art. 15c Absatz 1 b) RED III\r\nAuf Planungsebene müssen die zuständigen Behörden in den Plänen „geeignete Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen festlegen, die bei der Errichtung von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie und von Energiespeichern am selben Standort sowie der für den Anschluss solcher Anlagen und Speicher an das Netz erforderlichen Anlagen zu ergreifen sind, um mögliche negative Umweltauswir- kungen zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, gegebenenfalls erheblich zu verringern, wobei die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass geeignete Minderungsmaßnahmen verhältnismäßig und zeitnah durchgeführt werden“, damit die Ge- und Verbote aus der FFH-Richtlinie, der Vogelschutzrichtlinie und der Wasserrahmenrichtlinie eingehalten werden und keine Verschlechterung eintritt sowie ein guter ökologischer Zustand oder ein gutes ökologisches Potenzial gemäß Art. 4 Absatz 1 a) ii) der Wasserrah- menrichtlinie erreicht wird, vgl. Art. 15c Absatz 1 b) RED III.\r\n \r\n\r\nIm Hinblick auf die Festlegung geeigneter Minderungsmaßnahmen hat die deutsche Gesetzgebung mit\r\n§ 45b und der Anlage 1 des BNatSchG bezogen auf kollisionsgefährdete Brutvögel bereits Vorarbeit für die Festlegung wirksamer Minderungsmaßnahmen geleistet. Diese Regelungen sollten weiter ergänzt und konkretisiert werden, z. B. zur dringend notwendigen Standardisierung auch des Störungs- und Zerstörungsverbotes und zur Standardisierung des Umgangs mit Fledermäusen sowie zur Klarstel- lung des für die Planungsträgerinnen abschließenden Charakters der Regelungen.14\r\nFür Fledermäuse regt der BWE an, am bewährten Vorgehen von § 6 WindBG anzuknüpfen und pau- schale Abschaltvorgaben mit einem anschließenden freiwilligen Gondelmonitoring vorzugeben.15 Dabei sollten pauschale Abschaltparameter gesetzlich konkretisiert werden und gleichzeitig folgende Parameter vorliegen: eine Windgeschwindigkeiten von weniger als 6 m/s, Temperaturen über 10 Grad Celsius und kein Niederschlag zu einer Abschaltung der WEA im Zeitraum von April bis Oktober von Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang.16\r\nDer BWE schlägt vor, dass die Planungsträgerinnen in ihren Plänen in Bezug auf die Brutvögel auf die im BNatSchG und der Anlage aufgeführten Minderungsmaßnahmen verweisen und festschreiben, dass de- ren Erforderlichkeit anschließend auf Genehmigungsebene auf Grundlage des anzupassenden § 45b und § 45c BNatSchG geprüft wird und erforderlichenfalls die Festsetzung von Minderungsmaßnahmen aus dem vorgegebenen Pool vorzunehmen ist. So kann auch bei weiteren Standardisierungen vorgegan- gen werden. Hierbei können die Planungsträgerinnen aus einer bundeseinheitlichen Liste mit wirksa- men und verhältnismäßigen Minderungsmaßnahmen auswählen, die spezifisch für ihren Planungsraum infrage kommen.\r\nDer BWE weist außerdem darauf hin, dass im zukünftigen Gesetzestext von § 249a Absatz 2 BauGB bzw.\r\n§ 28 Absatz 4 ROG eine Pflicht zur Festlegung von Regelungen für Minderungsmaßnahmen auch für Energiespeicheranlagen aufgenommen werden sollte.17 Im früheren Regierungsentwurf wurden Ener- giespeicheranlagen, die durch die Genehmigungserleichterungen ebenfalls erfasst sind und am selben Standort wie die WEA errichtet werden, nicht erwähnt. Der BWE hält jedoch eine Umsetzung für erfor- derlich, da die im Genehmigungsverfahren vorgesehenen Erleichterungen für Energiespeicher am sel- ben Standort gemäß der Richtlinie an die Einhaltung der vorgesehenen Planmaßnahmen geknüpft sind (siehe konkreter Gesetzgebungsvorschlag unter Punkt 3.1.2.3).\r\n3.1.2.4\tKonkreter Gesetzesvorschlag für eine Änderung im BauGB\r\nDer BWE regt vor dem Hintergrund der gemachten Ausführungen folgende Umsetzung in einem mögli- chen § 249a BauGB an.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n14 Vgl. BWE (2023): Positionspapier zu Ergänzungen und Korrekturen zum BNatSchG – LINK.\r\n15 Vgl. unten S. 29, Punkt 3.2.2.7.\r\n16 BWE-Positionspapier: Praxistauglicher Fledermausschutz (2023) – LINK.\r\n17 Deutinger/Sailer, Beschleunigungsgebiete für die Windenergie an Land, Würzburger Berichte zum Umweltenergierecht Nr. 58 vom 10.10.2024, S. 15 – LINK.\r\n \r\n\r\nKonkret: § 249a BauGB wie folgt zu ändern (neuer Text fett):\r\n„ (1) …\r\n(2) Bei der Darstellung der Beschleunigungsgebiete sind geeignete Regeln für wirksame Minde- rungsmaßnahmen für die Errichtung und den Betrieb von Anlagen im Sinne des § 6b Absatz 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes und ihrem Netzanschluss darzustellen, um in der Um- weltprüfung nach § 2 Absatz 4 ermittelte mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, erheblich zu verringern. Abweichend von § 2 Absatz 4 und der Anlage 1 sind Umweltauswirkungen nach Satz 1 nur Auswirkungen auf\r\n1.\tdie Erhaltungsziele im Sinne des § 7 Absatz 1 Nummer 9 des Bundesnaturschutzgesetzes,\r\n2.\tbesonders geschützte Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 13 14 des Bundesnaturschutzgesetzes und\r\n3.\tdie Bewirtschaftungsziele im Sinne des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes.\r\nDie Darstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen kann entsprechend der Anlage 3 erfol- gen.\r\n(…).“\r\nDie vorstehenden Anpassungsvorschläge sind auch in einem entsprechenden § 28 ROG umzusetzen.\r\n\r\n3.1.2.5\tEinfügung einer Gesetzesanlage/Anlage 3\r\nDie Richtlinie verlangt in den Plänen zur Ausweisung der Beschleunigungsgebiete die Festlegung geeig- neter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen, um mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, gegebenenfalls erheblich zu verringern, Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 lit. b RED III.\r\nFür die Aufstellung von Minderungsmaßnahmen in den Flächennutzungs- und Raumordnungsplänen bietet sich eine Gesetzesanlage an. Hier sollte auf die bundeseinheitlichen Standardisierungen ver- wiesen werden, bzw. geeignete Maßnahmen für das spezifische Beschleunigungsgebiet aus der Liste geeigneter Maßnahmen ausgewählt werden (z. B. Anlage 1 Abschnitt 2 zu § 45b und des BNatSchG).\r\nSollte an dem Vorschlag der Gesetzesanlage/Anlage 3 zur Umsetzung der Regeln für Minderungsmaß- nahmen festgehalten werden, sind wesentliche Konkretisierungen erforderlich. Die Verwendung von ungeklärten und/oder nicht definierten Rechtsbegriffen zog sich auch durch die Anlage 3 zu § 249a Ab- satz 2 Satz 3 und § 249c Absatz 2 Satz 2 BauGB des ehemaligen Regierungsentwurfs.18 Die Vorgaben wiesen insgesamt noch eine erhebliche Allgemeinheit und Abstraktheit auf und wurden zudem als un- verbindliche Hilfestellung formuliert, ohne rechtlich bindende Verpflichtungen zu begründen.19 Grund- sätzlich sollte die Anlage 3 in ihren Bestimmungen das Ziel haben, die Planungsträgerinnen zu entlasten – und nicht etwa mit neuen Aufgaben zu versehen, die dem beabsichtigten Beschleunigungscharakter der RED III fundamental entgegenstehen würden.\r\n\r\n\r\n18 Gleiches gilt für eine entsprechende Änderung im ROG.\r\n19 BT-Drs. 20/12785, Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort, S. 72 – LINK.\r\n \r\n\r\nMögliche Umweltauswirkungen wurden in der Anlage unter II.3.1 aufgeführt. Hier ist nach Ansicht des BWE in einer zukünftigen Gesetzesanlage eine Klarstellung erforderlich: „Auswirkungen“ sind nicht weiter definiert und somit ist nicht klar, was hierunter zu verstehen ist. Dazu können allein „Auswirkun- gen“ keinen Verbotstatbestand auslösen. Relevant sein können lediglich erhebliche Störungen, also sol- che, die den Erhaltungszustand der lokalen Population verschlechtern, oder eine signifikante Erhöhung des Tötungs- und Verletzungsrisikos für kollisionsgefährdete Vogelarten. Für diese sind, sofern erfor- derlich, geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen anzuordnen.\r\nKonkret: Der BWE regt daher folgende Streichung in der Anlage 3 II.3.1. in Beschleunigungsgebieten für die Windenergie an Land und für die Solarenergie an:\r\n„II.3.1 c) „bau-, anlagen- und betriebsbedingte erhebliche Störungen und/oder einer signifikan- ten Erhöhung des Tötungsrisikos für Auswirkungen auf Rastgebiete, Kolonien, Schlafplatzge- meinschaften oder sonstige Ansammlungen störungsempfindlicher europäischer Vogelarten (§ 44 Absatz 1 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes),“\r\n3.1.2.6\tFormale Anforderungen\r\nDie in Art. 15b RED III vorgesehene Voraussetzung, nach der Beschleunigungsgebiete zuvor einer Um- weltprüfung und Öffentlichkeitsbeteiligung zu unterziehen sind, müsste aufgrund der möglichen An- knüpfung an die Ausweisung von Windenergiegebieten nicht mehr umgesetzt werden, da Flächennut- zungspläne und Raumordnungspläne in § 2 Absatz 4 BauGB bzw. 8, 9 ROG sowohl die Durchführung einer Umweltprüfung als auch die Beteiligung der Öffentlichkeit vorsieht.\r\n \r\n\r\n3.2\tGenehmigungsebene\r\nDer BWE bewertet den Regierungsentwurf auch im Bereich des Genehmigungsrechts als eine grund- sätzlich tragfähige Basis, die jedoch weiterer Überarbeitung und Konkretisierung bedarf, um die erfor- derliche Verfahrensvereinfachung und -beschleunigung zu erreichen und in diesem Sinne auch den durch die Richtlinie eröffneten Umsetzungsspielraum in vollem Umfang auszuschöpfen.\r\nWichtig ist eine schnelle Umsetzung aller Regelungen der RED III, der BWE erachtet die zügige Umset- zung noch vor der parlamentarischen Sommerpause, aber insbesondere der besonderen Genehmi- gungserleichterungen in den Beschleunigungsgebieten nach der RED III für wichtig. Diese sind gemäß Artikel 5 Absatz 1 Unterabsatz 1 der RED III bis zum 21. Mai 2025 umzusetzen. Mit der Umsetzung der Genehmigungsregelungen der RED III, könnten die Erleichterungen zumindest schon in den nach § 6a WindBG bereits anerkannten Beschleunigungsgebieten greifen und das Auslaufen der Erleichterun- gen nach der EU-Notfallverordnung 2022/2577 am 30. Juni 2025 würde abgefedert werden. Die erfor- derlichen Änderungen werden im Folgenden dargestellt und begründet.\r\n3.2.1\tVorgaben innerhalb und außerhalb von Beschleunigungsgebieten, Art. 16 RED III\r\n3.2.1.1\tWeit gefassten Anwendungsbereich umsetzen: fakultativer Einbezug bisheriger Annexgenehmigungen\r\nEntsprechend der Richtlinie inkludiert das Genehmigungsverfahren für Erneuerbare Energien außer- wie innerhalb von Beschleunigungsgebieten alle einschlägigen Verwaltungsgenehmigungen für den Bau und Betrieb von Anlagen, darunter auch Energiespeicher am selben Standort wie die Anlage, Art. 16 Absatz 1 RED III. Damit sind insbesondere auch die Nebenanlagen einer WEA umfasst. In der deutschen Regelung ist dieser weite Anwendungsbereich praxistauglich umzusetzen.\r\nZu beachten ist hierbei insbesondere auch die Frage einer neuen „Einkonzentrierung“ bisheriger sog. Annexgenehmigungen in den BImSchG-Antrag nach § 13 BImSchG wie beispielsweise für die Zuwe- gung, das Umspannwerk oder auch die wasserrechtliche Genehmigung. In den Bundesländern gibt es teils unterschiedliche Regelungen dazu. Der BWE verzeichnet in seiner Mitgliedschaft vermehrt die Ent- wicklung, dass z. B. für Zuwegungen separate Genehmigungen20 nötig sind. Auf der einen Seite birgt dies erhebliches Verzögerungspotenzial, da teilweise Unklarheiten über Zuständigkeitsfragen und der Frage des richtigen Verfahrens bestehen. Auch im Sinne des angestrebten Bürokratieabbaus sollte hier gestrafft werden.\r\nAuf der anderen Seite kann eine separate Behandlung der Nebenanlagen aber auch sinnvoll sein, wenn\r\nz. B. die Genehmigung für die Zuwegung schon früher erteilt wird, die BImSch-Behörde dadurch Entlas- tung erfährt und auch die Planung damit schneller voranschreiten kann. Welches Vorgehen sinnvoller ist, kann die Projektträgerin am besten beurteilen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n20 Vorgehen der Behörden sehr unterschiedlich: Teilweise vollständig separates Verfahren für die Zuwegung, teilweise wird auch zwischen der Zuwegung in einem bestimmten Radius um die WEA, z. B. 100 m (Teil des BImSchG-Verfahrens) und der restlichen Zuwegung (separates Baugenehmigungsverfahren) bzw. Zuwegung innerhalb eines Windenergiegebietes (Teil des BImSchG-Verfahrens) und außerhalb (separates Baugenehmigungsverfahren) unterschieden. Dies kann zu erheblichen Verzögerungen führen.\r\n \r\n\r\nZudem sollte die Vollständigkeit der Anträge für die Nebenanlagen nicht zwingend Voraussetzung für einen vollständigen Antrag sein, wenn z. B. die Feinplanung für die Zuwegung noch nicht vorliegt, aber der BImSch-Antrag schon gestellt werden könnte. In Deutschland ist es bisher so, dass die „Vollständig- keit der Unterlagen“ – als Zeitpunkt des Fristbeginns für die BImSch-Genehmigung – die Unterlagen für die separaten Annexgenehmigungen nicht einschließt. Um keine Verzögerungen etwa aufgrund später Vollständigkeit der Unterlagen und damit späten Fristbeginns zu verursachen, sollte die Umsetzungsre- gelung den Vorhabenträgerinnen die Entscheidung ermöglichen, die bisherigen Annexgenehmigungen auch weiterhin als selbstständigen Annex zu belassen oder sie in den BImSch-Antrag bzw. der Konzen- trationswirkung einzubeziehen, wenn dies wie eingangs erläutert sinnvoller ist (fakultativer Einbezug der Annexgenehmigungen).\r\n\r\nDafür ist nach Ansicht des BWE die Klarstellung nötig, dass die immissionsschutzrechtliche Konzentra- tionswirkung gemäß § 13 BImSchG explizit auch die Zulassungsverfahren für Zuwegung, Kabeltrasse sowie alle sonstigen für die Durchführung des Vorhabens Bundes- oder Landesrecht erforderlichen Zulassungsverfahren umfasst, sofern die Antragstellerin dies beantragt.\r\n\r\nIn § 10a BImSchG-RegE sind die Sonderregelungen für EE-Vorhaben aufgenommen. Diese Vorschrift soll die Regelungen des bisherigen § 10 Absatz 5a BImSchG ersetzen.\r\nKonkret: § 10a Absatz 2 Satz 2 BImSchG-RegE wird wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n„(2) Auf Antrag des Trägers des Vorhabens werden das Genehmigungsverfahren sowie alle sons- tigen Zulassungsverfahren, die für die Durchführung des Vorhabens nach Bundes- oder Landes- recht erforderlich sind, über eine einheitliche Stelle abgewickelt. Die Rechtswirkung gemäß § 13 umfasst auch die Zulassungsverfahren für Zuwegung, elektrische Leitungen, Steuerungs- und Kommunikationsleitungen sowie alle sonstigen für die Durchführung des Vorhabens nach Bundes- oder Landesrecht erforderlichen Verfahren, sofern diese Antragsgegenstand sind und es sich um Vorhaben gem. § 3 Nr. 15a, 21 Erneuerbare-Energien-Gesetz handelt.“\r\n3.2.1.2\tAusreichend Ressourcen für Antragsbearbeitung bereitstellen\r\nGemäß Art. 16 Absatz 3 und 7 RED III müssen Bund und Länder ausreichend finanzielle und personelle Ressourcen in den Behörden zur Prüfung der Anträge bereitstellen. Dies begrüßt der BWE ausdrücklich, denn es bedarf aufseiten der Genehmigungsbehörden eines massiven personellen Aufwuchses sowie fachlicher Schulungen, um den größeren Ausbaubedarf bearbeiten zu können. Die bisherige Ausstat- tung reicht nicht aus. Außerdem sollten die Behörden mit angemessenem technischem Equipment aus- gestattet werden, um die digitale Einreichung der Antragsunterlagen zu ermöglichen.21\r\n\r\n3.2.1.3\tElektronisches Verfahren einführen\r\nGemäß Art. 16 Absatz 3 Satz 7 RED III müssen die Mitgliedstaaten bis zum 21. November 2025 dafür sorgen, dass alle Genehmigungsverfahren in elektronischer Form durchgeführt werden.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n21 Vgl. schon BWE (2021): Aktionsplan für die 20. Legislatur, S. 17 – LINK.\r\n \r\n\r\n§ 10a Absatz 5 BImSchG-RegE schreibt vor, dass ab dem 21. November 2025 das Genehmigungsverfah- ren elektronisch durchzuführen ist. Der BWE begrüßt dies ausdrücklich. Weitere Klarstellungen sind je- doch nötig. So sollte sichergestellt werden, dass nach erstmaliger elektronischer Einreichung keine wei- teren Nachforderungen von gedruckten Unterlagen erfolgen dürfen und dass die Genehmigungsbe- hörden möglichst einheitliche Plattformen anbieten. Zwecks niedrigschwelligen Zugangs sollte gegebe- nenfalls auch klargestellt werden, dass für die Einreichung in elektronischer Form eine qualifizierte elektronische Signatur nicht zwingend notwendig ist.22\r\n\r\n3.2.1.4\tFristvorgaben zur Vollständigkeit der Unterlagen: Vollständigkeitsfiktion umsetzen\r\nInnerhalb von Beschleunigungsgebieten muss die Bestätigung der Vollständigkeit der Unterlagen inner- halb von 30 Tagen nach Antragseingang, außerhalb von Beschleunigungsgebieten innerhalb von 45 Ta- gen nach Antragseingang, erfolgen, vgl. Art. 16 Absatz 2 RED III. Dies ist in § 10a Absatz 4 Satz 1 Nr. 1 und 2 BImSchG-RegE aufgenommen. Ferner ist in Absatz 2 Satz 2 aufgenommen, dass die Genehmi- gungsbehörde den Antragsteller, in den Fällen des Absatzes 2 über die einheitliche Stelle, innerhalb des jeweils einschlägigen Zeitraums nach Satz 1 Nummer 2 aufzufordern hat, den Antrag oder die Unter- lagen unverzüglich zu ergänzen, wenn der Antrag oder die Unterlagen nicht vollständig sind. Hier sollten aber auch die knappen Gutachterkapazitäten – so dass für Ergänzungen durchaus 2–3 Monate benötigt werden können – berücksichtigt werden.\r\nDie ebenfalls in Art. 16 Absatz 2 Satz 1 vorgesehene behördliche Nachforderungsmöglichkeit von Un- terlagen sollte in der deutschen Umsetzungsnorm aber auch klar auf eine einmalige Forderung be- grenzt werden.23 In Deutschland wird von der Nachforderungsmöglichkeit derzeit unbegrenzt Gebrauch gemacht, was häufig zu Verfahrensverzögerungen führt. Und das, obwohl es im deutschen Recht eine Soll-Regelung für eine nur einmalige Nachforderung gibt.24 Diese Soll-Regelung wird nach dem RegE gestrichen. Der BWE schlägt daher eine entsprechende Ergänzung für eine verpflichtende einmalige Nachforderung nach Satz 2 in § 10a Absatz 4 BImSchG-RegE vor.\r\nKonkret: Satz 2 in § 10a Absatz 4 BImSchG-RegE (neuer Text fett):\r\n(4) § 7 der Verordnung über das Genehmigungsverfahren ist mit folgenden Maßgaben anzuwenden:\r\n(…)\r\nSind der Antrag oder die Unterlagen nicht vollständig, so hat die Genehmigungsbehörde den Antrag- steller, in den Fällen des Absatzes 2 über die einheitliche Stelle, innerhalb des jeweils einschlägigen Zeitraums nach Satz 1 Nummer 2 aufzufordern, den Antrag oder die Unterlagen unverzüglich zu er- gänzen. Die zuständige Behörde darf die zur Prüfung des Antrags zusätzlich erforderlichen Un- terlagen nur in einer einmaligen Mitteilung an den Antragsteller nachfordern. Die Genehmi- gungsfrist beginnt spätestens mit der Bestätigung der Vollständigkeit.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n22 Elektronischer Antrag gemäß § 10 Absatz 1 Satz 1 Var. 2 BImSchG setzt keine qualifizierte elektronische Signatur voraus, vgl. Landmann/Rohmer UmweltR/Dietlein BImSchG § 10 Rn. 53b.\r\n23 Zudem regt der BWE an, die Chance zu nutzen, um die Untersuchungsumfänge für die artenschutzfachlichen Gutachten für Verfahren außerhalb von Beschleunigungsgebieten einheitlich vorzugeben und auf das Wesentliche zu beschränken.\r\n24 Vgl. § 10 Absatz 5a Nr. 3 BImSchG; dieser soll aber nach dem RegE komplett entfallen.\r\n \r\n\r\nAuch ist bisher nicht geregelt, was passiert, wenn nach erfolgter Nachforderung durch die Behörde die Unterlagen in den Augen der Behörde noch nicht zur Vollständigkeit ausreichen oder die Behörde ihrer Pflicht zur Vollständigkeitsbestätigung nicht nachkommt. Nicht klar ist ferner, ob mit der Regelung „Die Genehmigungsfrist beginnt spätestens mit der Bestätigung der Vollständigkeit.“, welche laut der Geset- zesbegründung der Umsetzung von Art. 16 Absatz 2 Satz 2 RED III dient, die Regelung zur Vollständig- keitsfiktion nach § 7 der 9. BImSchG aufhebt. Dies sollte nicht der Fall sein. Gemäß Art. 16a Absatz 6 RED III muss das Ausbleiben einer Antwort der zuständigen Behörden innerhalb der festgelegten Frist grundsätzlich dazu führen, dass die spezifischen zwischengeschalteten Verwaltungsschritte als geneh- migt gelten, daher sollte klargestellt werden, dass die Vollständigkeitsfiktion weiterhin Anwendung findet.\r\nWichtig für die tatsächliche Beschleunigung wäre daher, dass die Rechtsfolge bei Fristverstößen ge- setzlich geregelt wird. Die Festschreibung von Rechtsfolgen bei Fristüberschreitung ist auch im in den Ministerien fachlich geeinten Eckpunktepapier zur Wind-an-Land-Strategie beschlossen worden.25 In- frage kommt in Anlehnung an § 198 Gerichtsverfassungsgesetz ein vereinfachter, pauschalierter, verzö- gerter Schadensersatz im BImSchG. Hierbei müsste gesetzlich die Höhe des Schadens pauschal festge- legt werden (XXX Euro/beantragter Megawatt/Monat). Die Antragstellerin könnte dann Ansprüche auf Verzögerungsschadensersatz nach Fristverzug erheben.\r\nDaneben sollte die bereits im BImSchG in § 10 Absatz 6a Satz 4 im Rahmen der BImSchG-Novelle im Juli 2024 eingeführte Meldungspflicht von Fristüberschreitungen auch Fristverlängerungen, denen die Vorhabenträgerin zugestimmt hat, umfassen, um zu vermeiden, dass die Vorhabenträgerin unter An- drohung einer Ablehnung zur „freiwilligen“ Verlängerung gedrängt wird.\r\nKonkret: Der BWE regt folgende Ergänzung des § 10 Absatz 6a Satz 5 BImSchG an (neuer Text fett):\r\n\r\n(6a) (…) Die zuständige Behörde informiert ihre Aufsichtsbehörde über jede Überschreitung von Fristen, dies umfasst auch Fristverlängerungen, denen der Vorhabenträger zugestimmt hat.\r\n\r\n3.2.2\tGenehmigungserleichterungen innerhalb der Beschleunigungsgebiete\r\nDie Vorgaben zu Genehmigungserleichterungen nach der RED III gemäß Art. 16a i. V. m. Art. 15c Ab- satz 1 b) Unterabsatz 3 für Verfahren innerhalb der Beschleunigungsgebiete sind in § 6b WindBG-RegE festgehalten.\r\nNach der Richtlinie wird die Umweltverträglichkeit der Projekte innerhalb des Beschleunigungsgebiets grundsätzlich vermutet, sofern ggf. erforderliche und geeignete Minderungsmaßnahmen im Projekt umgesetzt werden, sodass auf Genehmigungsebene eine UVP, wasserschutzrechtliche Prüfung, ggf. FFH-Prüfung, Artenschutzprüfung sowie die Prüfung des habitatschutzrechtlichen Verschlechterungs- verbots nicht mehr durchgeführt werden müssen, vgl. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 i. V. m. Absatz 1 Unterabsatz 1 b) und Art. 16a Absatz 3 RED III. An deren Stelle tritt eine überschlägige Überprüfung, das sog. Screening. Gegebenenfalls erforderliche weitere Minderungsmaßnahmen sind festzusetzen. Falls diese nicht vorhanden sind, soll es zu einer Ausgleichszahlung kommen.\r\n\r\n\r\n\r\n25 Eckpunkte einer Wind-an-Land-Strategie des BMWK – LINK.\r\n \r\n\r\n3.2.2.1\tWeit gefassten Anwendungsbereich umsetzen\r\nDer eingangs dargelegte weite Anwendungsbereich der RED III nach Art. 16 Absatz 1 ist insbesondere in Bezug auf die Vorgaben für Genehmigungserleichterungen innerhalb von Beschleunigungsgebieten zu beachten und sollte umfassend umgesetzt werden.\r\nFür den Bereich Windenergie regelt § 6b Absatz 1 WindBG-RegE, in welchen Fällen die Genehmigungs- vereinfachungen gelten: Genehmigungs- und Änderungsanträge für WEA an Land und für dazugehörige Nebenanlagen nach § 3 Nummer 15a des EEG sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort. Wichtig ist hier insb. auch die explizite Nennung der Nebenanlagen, da diese teilweise Gegenstand ei- gener Genehmigungsverfahren sind.26\r\nZeitliche und räumliche Komponente konkretisieren\r\nNach Ansicht des BWE sollte auch die erweiterte zeitliche Komponente aufgenommen werden. In § 6 WindBG ist aktuell geregelt, dass die Errichtung und der Betrieb von WEA in einem zum Zeitpunkt der Genehmigungserteilung ausgewiesenen Windenergiegebiet beantragt werden müssen. Damit greifen die Erleichterungen für das Genehmigungsverfahren, auch wenn der Plan erst am Ende des Verfahrens in Kraft tritt. Dies würde eine im Sinne der Beschleunigung begrüßenswerte Vorwirkung der Pläne dar- stellen, der Umsetzungsspielraum der EU-Richtlinie würde optimal genutzt und komplizierte Verfah- rensumstellungen bei Inkrafttreten neuer Pläne innerhalb laufender Verfahren vermieden.\r\nWichtig wäre auch eine Klarstellung in räumlicher Hinsicht in Bezug auf das zu erfüllende Merkmal der Lage der WEA innerhalb des Beschleunigungsgebiet. Das Abstellen auf den Mastfuß der WEA, würde eine möglichst weitgehende Anwendung ermöglichen. Zumindest in der Gesetzesbegründung ist auch zu klären, was in Bezug auf die Zuwegung/Kabeltrasse und sonstiger Infrastruktur gilt, die teilweise im und teilweise außerhalb des Beschleunigungsgebietes liegt, hier besteht aktuell unter Anwendung von\r\n§ 6 WindBG Unsicherheit, was zu Verzögerungen führt.\r\nEnergiespeicheranlagen weiter fassen\r\nEnergiespeicheranlagen am selben Standort werden in § 2 Nr. 7 WindBG-RegE definiert und sind Anla- gen zur Speicherung von Strom und Wärme, die weder planfeststellungsbedürftig noch plangenehmi- gungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer WEA an Land oder einer Solar- energieanlage stehen und gegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen. § 6b Absatz 1 WindBG-RegE verlangt darüber hinaus, dass die Energiespeicheranlage bei der planerischen Auswei- sung des Beschleunigungsgebietes vorgesehen wurde.\r\nDamit geht die Regelung deutlich über die Anforderung hinaus, die die RED III für Energiespeicheranla- gen am selben Standort vorsieht.27 Gemäß Art. 2 Nr. 44d RED III ist für Speicheranlagen, die sich am selben Ort wie die EE-Erzeugungsanlage befinden, lediglich ein gemeinsamer Netzanschlusspunkt er- forderlich. Energiespeicheranlagen sind essenziell für die Integration Erneuerbarer Energien, da sie zur Netzstabilität beitragen, Erzeugungsspitzen abfedern und die Versorgungssicherheit erhöhen. Die im Regierungsentwurf vorgesehene Regelung beschränkt den Anwendungsbereich der Genehmigungser- leichterungen für solche Speicheranlagen daher in nicht sachgerechter Weise und sollte im Sinne der\r\n\r\n\r\n26 Vgl. oben Punkt 3.2.1.1.\r\n27 Vgl. Deutinger/Sailer (2024): Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land, S. 15 f. – LINK.\r\n \r\n\r\nvon der Richtlinie angestrebten umfassenden Erleichterungen für Erneuerbare-Energien-Projekte ent- sprechend angepasst werden.\r\nKonkret: § 2 und § 6b WindBG (RegE) werden wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n§ 2 Begriffsbestimmungen\r\n(...)\r\nNr. 7 Energiespeicheranlagen am selben Standort: Anlagen zur Speicherung von Strom und Wärme, die weder planfeststellungsbedürftig noch plangenehmigungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer Windenergieanlage an Land oder einer So- larenergieanlage stehen und gegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen die an denselben Netzanknüpfungspunkt wie die Windenergieanlage an Land oder die Solaran- lage angeschlossen sind;\r\n(...)\r\n§ 6b Genehmigungserleichterungen in Beschleunigungsgebieten für die Windenergie an Land\r\n(1)\tIm jeweiligen Zulassungsverfahren sind die Erleichterungen der Absätze 2 bis 7 anzuwenden, wenn in einem zum Zeitpunkt der Zulassungserteilung ausgewiesenen Beschleunigungsgebiet für die Windenergie an Land die Errichtung und der Betrieb oder die Änderung der Lage, der Beschaffenheit oder des Betriebs einer nachstehenden Anlage beantragt wird:\r\n1.\teiner Windenergieanlage an Land, wobei die Lage des Mastfußes der Anlage inner- halb des ausgewiesenen Beschleunigungsgebiets maßgeblich ist,\r\n2.\teiner zu einer Anlage nach Nummer 1 gehörigen Nebenanlage im Sinne des § 3 Num- mer 15a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder\r\n3.\teiner Energiespeicheranlage am selben Standort wie die Anlage nach Nummer 1 im Sinne des § 2 Nummer 7, sofern die Energiespeicheranlage bei der planerischen Aus- weisung des Beschleunigungsgebietes vorgesehen wurde.\r\n3.2.2.2\tVereinbarkeitsvermutung klarer herausstellen\r\nGrundsätzlich wird die Umweltverträglichkeit (Vereinbarkeit mit Habitat-, Artenschutz- und Gewässer- schutzrichtlinie) der Projekte innerhalb des Beschleunigungsgebiets vermutet, sofern geeignete Minde- rungsmaßnahmen im Projekt umgesetzt werden, vgl. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 3 RED III. In § 6b Absatz 8 Satz 1 WindBG-RegE wird lediglich festgelegt, dass mit der Anordnung von Maßnahmen oder mit Festsetzung der Zahlung eine über die Überprüfung hinausgehende Prüfung der Einhaltung der Vor- schriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 des BNatSchG und des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes nicht durchzuführen ist. Eine Nichtdurchführung der Prüfungen ist jedoch nicht gleichzusetzen mit einer materiell-rechtlich wirkenden Vereinbarkeitsvermutung, Letztere geht weiter. Die Vorhabenträgerin- nen hätten die Einhaltung der Vorschriften weiterhin zu gewährleisten, nachträgliche Anordnungen wä- ren möglich.\r\nDer BWE regt daher an, die (unwiderlegliche) Vermutung in den Wortlaut von § 6b Absatz 8 Satz 1 WindBG-RegE aufzunehmen.\r\n \r\n\r\nAufgrund der Vereinbarkeitsvermutung entfallen folgerichtig auch die ggf. erforderlichen Verbotsaus- nahmeprüfungen, vgl. § 6b Absatz 8 Satz 2 WindBG-RegE. Der Wegfall der Ausnahmeprüfung nach dem Wasserschutzgesetz gemäß § 31 Absatz 2 WHG und der Ausnahmeprüfung vom habitatschutz- rechtlichen Verschlechterungsverbot nach § 33 Absatz 1 Satz 2 in Verbindung mit § 34 Absatz 3 feh- len bisher im Entwurf und sind ebenfalls in Absatz 8 Satz 2 aufzunehmen.\r\nKonkret: § 6b Absatz 8 WindBG-RegE wird wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n(8) Mit der Anordnung von Maßnahmen nach Absatz 5 Satz 1 und 2, von Maßnahmen nach Ab- satz 6 Satz 3 oder Satz 4, oder mit Festsetzung der Zahlung nach Absatz 7 Satz 2, ist eine über die Überprüfung hinausgehende Prüfung der wird die Einhaltung der Vorschriften der §§ 33, 34 und 44 Absatz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsge- setzes nicht durchzuführen unwiderleglich vermutet. Eine Ausnahme nach § 33 Absatz 1 Satz 2 in Verbindung mit § 34 Absatz 3 bis 5, § 34 Absatz 3 bis 5 des Bundesnaturschutzgesetzes, oder nach § 45 Absatz 7 des Bundesnaturschutzgesetzes oder nach § 31 Absatz 2 Wasserhaushalts- gesetz ist bei der Zulassung des Vorhabens nicht erforderlich. Die Anforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt.\r\n3.2.2.3\tKonsequenter Wegfall der UVP, FFH- und Artenschutzprüfung sowie der Prüfung des habitatschutzrechtlichen Verschlechterungsverbots\r\nNach der RED III entfallen in Beschleunigungsgebieten die Pflichten zur UVP, FFH- und Artenschutzprü- fung sowie der Prüfung des habitatschutzrechtlichen Verschlechterungsverbots, vgl. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 3 i. V. m. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 b) RED III.\r\nIm RegE wird in § 6b Absatz 2 der Wegfall der genannten Prüfungen geregelt und klargestellt, dass an deren Stelle die sog. Überprüfung tritt.\r\nKlarstellung zum Wegfall der Artenschutzprüfung auch hinsichtlich Absatz 5\r\nNach § 6b Absatz 2 Satz 1 Nr. 3 WindBG-RegE entfällt die artenschutzrechtliche Prüfung gemäß § 44 Absatz 1 und 5 BNatSchG. Die ausdrückliche Nennung des Absatzes 5 ist hierbei von besonderer Bedeu- tung, da dieser ebenfalls Bestandteil der artenschutzrechtlichen Prüfung ist und den Maßstab für das zu berücksichtigende Artenspektrum setzt (Tierarten des Anhangs IV der FFH-Richtlinie, europäische Vo- gelarten sowie Arten, die in einer Rechtsverordnung gemäß § 54 Absatz 1 Nr. 2 BNatSchG benannt sind).28 Die Nennung des Absatzes 5 von § 44 BNatSchG fehlt bisher in § 6b Absätze 3 und 8 und sollte dort ergänzt werden.\r\nWegfall der Prüfung des habitatschutzrechtlichen Verschlechterungsverbots ergänzen\r\nIn § 6b Absatz 2 WindBG-RegE wurde die Ausnahme von der Prüfung des habitatschutzrechtlichen Ver- schlechterungsverbots nach § 33 BNatSchG29 – wie die RED III sie vorsieht – bisher nicht aufgenommen und sollte ergänzt werden.30 In § 6b Absatz 2 RegE ist lediglich die Ausnahme der FFH-Verträglichkeits-\r\n\r\n\r\n28 Vgl. ebd. S. 17 f.\r\n29 Dient der Umsetzung von Art. 6 Absatz 2 der FFH-Richtlinie, hiernach sind alle Veränderungen und Störungen, die zu ei- ner erheblichen Beeinträchtigung eines Natura 2000-Gebiets in seinen für die Erhaltungsziele oder den Schutzzweck maß- geblichen Bestandteilen führen können, unzulässig.\r\n30 Vgl. ebd. S. 17.\r\n \r\n\r\nprüfung gem. § 34 Absatz 1 BNatSchG aufgenommen, die mit dem Schutzgebietsbezug gegenüber des in § 33 BNatSchG geregelten habitatschutzrechtlichen Verschlechterungsverbots allgemein, die speziel- lere Vorschrift ist.31 Wenn die speziellere Vorschrift – wie bisher im RegE – ausgenommen wird, würde sich für die Vorhaben außerhalb der Schutzgebiete (nur für diese greifen die Erleichterungen der RED III, vgl. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 a) ii) RED III), dann der Anwendungsbereich der allgemeineren Vor- schrift wieder eröffnen, daher ist die Aufnahme der Ausnahme von § 33 BNatSchG in § 6b Absatz 2 Satz 1 Nr. 2, Absatz 8 WindBG-RegE angezeigt.\r\nUmgehung des Wegfalls der Prüfungen über die Eingriffsregelung vermeiden\r\nDaneben wird in § 6b Absatz 2 Satz 3 RegE klargestellt, dass die Artenschutzprüfung und eine etwaig erforderliche FFH-Prüfung, die im Zulassungsverfahren in Beschleunigungsgebieten entfallen, im Rah- men der Prüfung der sog. Eingriffsregelung nach den §§ 13 bis 17 BNatSchG nur zu berücksichtigen sind, soweit dies zur Ermittlung und Bewertung eines Eingriffs zwingend erforderlich ist. Zwingend erforder- lich soll die Berücksichtigung der Inhalte nach der Gesetzesbegründung dann sein, wenn andernfalls die originären Anforderungen der Eingriffsregelung nicht ordnungsgemäß abgearbeitet werden könnten. Hiermit soll gewährleistet werden, dass die entfallenden Prüfungen nicht inhaltlich in die Prüfung der Eingriffsregelung verschoben werden.\r\nDie Intention, eine Verlagerung der Prüfungen aus dem besonderen Artenschutz in die Eingriffsregelung zu vermeiden, wird deutlich.\r\nJedoch sieht der BWE die Gefahr, dass der Entwurfswortlaut, insbesondere durch die unbestimmte Formulierung „soweit … zwingend erforderlich“ die Behörden mit einem solch großen Einschätzungs- spielraum verunsichert und dazu verleitet, sicherheitshalber doch zusätzliche Prüfungen anzuordnen. Ferner wird sich voraussichtlich unter rechtlichen Gesichtspunkten nie eine Situation ergeben, in der Prüfungen des besonderen Artenschutzrechts zwingend erforderlich für die Bewertung eines Eingriffs in Naturhaushalt und das Landschaftsbild sind.\r\nBisher zeigt sich in der Praxis, dass Behörden, die vertiefende Prüfungen aus dem Artenschutzrecht für die Eingriffsregelung gefordert haben, eher die Ausnahme darstellen. Die jetzt vorliegende Formulie- rung gesteht die Möglichkeit einer entsprechenden Erforderlichkeit aber explizit zu, insofern ist zu be- fürchten, dass die Häufigkeit von Forderungen nach vertiefenden Prüfungen im Rahmen der Eingriffs- regelung sich eher erhöhen wird, denn verringern. Den Umfang bestimmt dabei die Behörde. Dies ist gerade vor dem Hintergrund unglücklich, da Kartierungen, die ansonsten im Rahmen des Artenschutz- rechts notwendig sind, für die Bearbeitung der Eingriffsregelung gefordert würden und neben den ho- hen Kosten auch eine starke Verzögerung mit sich brächten.\r\nFraglich ist außerdem, ob eine Prüfung – wenn auch nur ausnahmsweise – EU-rechtlich überhaupt zu- lässig ist – schließlich kennt das EU-Recht die deutsche Eingriffsregelung nicht und der durch die RED III vorgegebene zwingende Wegfall der Prüfungen (Wortlaut Art. 16a Absatz 3 „sind … ausgenommen“) darf auch nicht durch die Hintertür – im Rahmen einer Prüfung in der Eingriffsregelung – umgangen werden.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n31 Die Vorhaben haben hier auch immer nur einen Schutzgebietsbezug, da die Erleichterungen der RED III nur für Vorhaben außerhalb der Schutzgebiete gelten, vgl. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1a) ii) RED III.\r\n \r\n\r\nDer BWE empfiehlt daher, die Regelung so anzupassen, dass eine Anwendung von Inhalten der Ar- tenschutz- und FFH-Prüfung im Rahmen der Eingriffsregelung ausdrücklich ausgeschlossen wird.\r\nKonkret: § 6b Absatz 2 Satz 2 WindBG-RegE wird wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n(2) (…) Inhalte der Prüfungen, die nach Satz 1 Nummer 2 und 3 nicht zu prüfen sind, sind bei der Anwendung der §§ 13 bis 17 des Bundesnaturschutzgesetzes nur zu berücksichtigen, soweit dies zur Ermittlung und Bewertung eines Eingriffs in Natur und Landschaft zwingend erforder- lich ist nicht zulässig.\r\nSollte dies keine Option sein, schlägt der BWE hilfsweise vor, die Intention aus der Gesetzesbegründung zumindest in Form einer Regelvermutung in § 6 Absatz 2 Satz 3 zu hinterlegen: Inhalte der Prüfungen, die nach Satz 1 Nummer 2 und 3 nicht zu prüfen sind, sind bei der Anwendung der §§ 13 bis 17 des Bun- desnaturschutzgesetzes zur Ermittlung und Bewertung eines Eingriffs in Natur und Landschaft in aller Regel nicht zu berücksichtigen. In der Begründung sollte dann klargestellt werden, dass – im Falle des Vorliegens eines atypischen Falls – Beeinträchtigungen einzelner Arten im Rahmen der Eingriffsregelung nicht zu betrachten sind, sondern ausschließlich potenzielle Beeinträchtigungen der Leistungs- und Funktionstüchtigkeit des Naturhaushalts sowie des Landschaftsbilds.\r\n3.2.2.4\tÜberschlägiges Überprüfungsverfahren („Screening“) konkretisieren\r\nGemäß Art. 16a Absatz 4 i. V. m. Absatz 5 Satz 1 RED III sollen die Mitgliedstaaten die einzelnen Vorha- ben in Beschleunigungsgebieten grundsätzlich einer überschlägigen Überprüfung (Screening) unterzie- hen, um zu prüfen, ob ein Projekt angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des geografischen Gebietes höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen haben wird, die bei den Umweltprüfungen des Plans nicht ermittelt wurden und die nicht durch Minde- rungsmaßnahmen gemindert werden können, die in den Plänen aufgeführt sind oder von der Pro- jektträgerin vorgeschlagen wurden.\r\nDer genaue Prüfmaßstab des Screenings nach der RED III ist unklar und muss daher konkretisiert wer- den. Eine zu umfangreiche Prüfung würde das Bestreben nach Vereinfachung der Genehmigungsver- fahren in den Beschleunigungsgebieten konterkarieren und kann somit nicht Ziel der Ausgestaltung sein. Aufgrund der bereits erfolgten Auswahl der Gebiete, sind die erheblichen unvorhergesehenen nachteiligen Auswirkungen ein absoluter Ausnahmefall. Entsprechend hoch muss der Maßstab für die Annahme dieser angesetzt werden. Es ist aus Sicht des BWE notwendig, das Screening als eine schlanke und überschlägige Prüfung anhand klarer Kriterien und auf Basis vorhandener Daten aus- zugestalten. Für die Konkretisierung der Kriterien zur überschlägigen Prüfung sollte in Anlehnung an die standortbezogene Vorprüfung (siehe Anlage 3 des UVPG) ein kurzer Katalog vorgegeben wer- den.32\r\nIm RegE ist das überschlägige Überprüfungsverfahren in § 6b Absätze 3–6 geregelt.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n32 Vgl. schon BWE (2023): Empfehlungen zur nationalen Umsetzung der RED III – LINK und BWE (2024): Das Screening in der RED III – LINK .\r\n \r\n\r\nPrüfungsmaßstab präzisieren\r\nGem. § 6b Absatz 3 Satz 5 WindBG-RegE überprüft die Zulassungsbehörde unter Berücksichtigung der Daten nach Satz 1 sowie der Unterlagen nach Satz 3, ob eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte vorlie- gen, dass das Vorhaben bei Durchführung der Maßnahmen nach Satz 3 höchstwahrscheinlich erhebli- che unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Anlage 3 Nummer 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird, die bei der Umweltprüfung bzw. Verträglichkeitsprüfung auf Planebene nicht ermittelt wurden und dadurch die Einhaltung der Vorschriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes oder des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes nicht gewährleistet ist.\r\nWeder die RED III (vgl. Art. 16a Absatz 4 Unterabsatz 1) noch § 6b WindBG-RegE einschließlich der Ge- setzesbegründung konkretisieren, wann die erforderliche Erheblichkeit der unvorhergesehenen nach- teiligen Umweltauswirkungen vorliegt. Dies stellt durch die Aneinanderreihung von unbestimmten Rechtsbegriffen ein erhebliches Verzögerungspotenzial dar. Damit würde einer uneinheitlichen Ausle- gung und Anwendung durch die Genehmigungsbehörden Vorschub geleistet, was dem Ziel der Pla- nungsbeschleunigung und Rechtssicherheit entgegenläuft. Der wesentliche Teil, also die „höchstwahr- scheinlich erheblichen unvorhergesehenen nachteiligen Umweltauswirkungen angesichts der öko- logischen Empfindlichkeit“ müssen unbedingt weiter präzisiert werden.\r\n \r\n\r\nEU-Arten-, Habitat- und Wasser als Schutzgüter klarer herausstellen\r\nDie in Beschleunigungsgebieten zu betrachtenden Umweltgesichtspunkte ergeben sich aus Artikel 15c Absatz 1 Unterabsatz 3 i. V. m. Art. 16a Absatz 4 Unterabsatz 1 RED III und beziehen sich auf den euro- päischen Arten-, Habitat- und Gewässerschutz.33\r\n§ 6b Absatz 3 Satz 5 letzter Halbsatz WindBG-RegE nimmt Bezug auf die Schutzgüter der EU-Richtlinien zum Habitat-, Arten- und Wasserschutz, siehe eingangs dargestellter Wortlaut. Der BWE sieht hier ein Klarstellungsbedürfnis zum Umgang mit den Schutzgütern im Überprüfungsverfahren. Die aktuelle Formulierung in § 6b Absatz 3 Satz 5 letzter Halbsatz könnte – auch in Verbindung mit der Gesetzes- begründung34 – dahingehend missverstanden werden, dass die Prüfungen nach §§ 34 und 44 Ab- satz 1 des BNatSchG oder des § 27 des WHG doch wieder durchzuführen wären. Dies ist durch die RED III gerade nicht gewollt, die keine artenschutzrechtliche Prüfung im klassischen Sinne vorsieht – nicht bei der Festlegung der Maßnahmen im Plan selbst (was auch nicht möglich wäre, da konkreter Standort der Anlage unbekannt) und auch nicht im Rahmen des Screenings. Eine Prüfung auf Grundlage genauer, aktueller und standortspezifischer Daten ist also gerade nicht vorgesehen.35\r\nDer BWE regt daher an, die Regelung so zu fassen, dass der Schutzgüterkreis auf diejenigen gemäß\r\n§§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes sowie § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes be- schränkt wird, vgl. Änderungsvorschlag zu § 6b Absatz 3 auf Seite 26.\r\nKonkret: § 6b Absatz 4 WindBG-RegE wird wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n(3) (…) Die Zulassungsbehörde überprüft unter Berücksichtigung der Daten nach Satz 1 sowie der Unterlagen nach Satz 3 unter der Begrenzung der Schutzgüter auf die der §§ 34 und 44 Ab- satz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes sowie die des § 27 des Wasserhaushaltsgeset- zes, ob eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte Beweise vorliegen, dass das Vorhaben bei Durch- führung der Maßnahmen nach Satz 3 höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nach- teilige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach An- lage 3 Nummer 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird, die bei der Umweltprüfung nach § 8 des Raumordnungsgesetzes oder nach § 2 Absatz 4 des Baugesetz- buchs oder bei der etwaigen Verträglichkeitsprüfung nach § 7 Absatz 6 des Raumordnungsge- setzes oder nach § 1a Absatz 4 des Baugesetzbuchs nicht ermittelt wurden und dadurch die Ein- haltung der Vorschriften der §§ 33, 34 und 44 Absatz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes oder des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes nicht gewährleistet ist. .\r\nBezugnahme auf die standortbezogene Vorprüfung ohne weitere Konkretisierung kritisch\r\nDie Bezugnahme auf die standortbezogene Vorprüfung bewertet der BWE kritisch. Gemäß § 6b Absatz 3 Satz 5 ist zu prüfen, ob das Vorhaben (…) höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachtei- lige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Anlage 3 Num-\r\n\r\n\r\n\r\n33 Verpflichtungen gemäß Artikel 6 Absatz 2 und Artikel 12 Absatz 1 der Richtlinie 92/43/EWG, Artikel 5 der Richtlinie 2009/147/EWG und Artikel 4 Absatz 1 Buchstabe a Ziffer i der Richtlinie 2000/60/EG des Europäischen Parlaments und des Rates und Artikel 4 Absatz 1 Buchstabe a Ziffer ii der Richtlinie 2000/60/EG.\r\n34 Gesetzesbegründung S. 46 (Absatz 3): „Die Anforderungen der räumlichen Genauigkeit richten sich nach den einschlägi- gen fachlichen Vorgaben für das jeweilige Zugriffsverbot“.\r\n35 Vgl. Deutinger/Sailer (2024): Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land, S. 15 f. – LINK.\r\n \r\n\r\nmer 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird. Damit ist aber noch nicht be- stimmt, wann die Erheblichkeitsschwelle überschritten ist. Ferner kommt der ökologischen Empfind- lichkeit des Gebiets im Sinne der RED III offenbar eine andere Bedeutung zu als nach dem Umweltver- träglichkeitsprüfungsgesetz, durch den Verweis auf die Anlage des UVPG wird dieser Unterschied jedoch nicht hinreichend deutlich. Nach den genannten Regelungen des UVPG ist die Schwelle niedrig, da mit Überschreiten dieser nur die Erforderlichkeit einer UVP-Prüfung einhergeht. Bei der Überprüfung ist die Rechtsfolge – die nur im Ausnahmefall greifen soll – aber ggf. die Anordnung weiterer Minderungsmaß- nahmen.\r\nDeltabetrachtung klar herausstellen\r\nEntsprechend der Richtlinie in Artikel 16a Absatz 4 Satz 2 sind gem. § 6b Absatz 3 Satz 4 etwaig höchst- wahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen zu untersuchen, die bei den Umweltprüfungen auf Planebene nicht ermittelt wurden. Es kann sich beim Screening also nur um eine Deltabetrachtung handeln, bei der die Auswirkungen, die bereits im Rahmen der SUP ermittelt worden sind, die Ausgangslage darstellen, wobei diese Daten mit etwaigen neuen zum Prüfungszeit- punkt vorhandenen Daten abgeglichen werden müssen. Bei der Deltabetrachtung sind auch die in der SUP festgelegten Minderungsmaßnahmen heranzuziehen.36 Entsprechend Artikel 15c Absatz 1 Unter- absatz 3 der RED III ist davon auszugehen, dass die Bestimmungen der genannten Richtlinien eingehal- ten werden, wenn die Maßnahmen umgesetzt werden, sodass in diesem Fall keine unvorhergesehenen Auswirkungen zu erwarten sind. In der Regelung sollte daher klargestellt werden, dass keine entspre- chenden nachteiligen Umweltauswirkungen vorliegen, wenn seit Planaufstellung keine neuen Daten vorliegen.\r\nDer Prüfmaßstab des Screenings auf Genehmigungsebene kann bei der Umsetzung der RED III nicht strenger sein als auf der Planebene. Dies bekräftigt auch die kurze Frist zum Screening von 45 Tagen. Dies gelingt, indem man das Screening nicht als eine Vor-Ort-Prüfung, sondern als eine Prüfung am Schreibtisch erfolgen lässt, die ausschließlich anhand bereits vorhandener Daten erfolgt.\r\nRegelungen zur Datengrundlage optimieren\r\nGemäß Art. 16a Absatz 4 Unterabsatz 2 i. V. m. dem Erwägungsgrund 35 der RED III soll das Screening auf Grundlage verfügbarer Informationen stattfinden. Entsprechend ist in § 6b Absatz 3 Satz 1 WindBG- RegE geregelt, dass die Überprüfung nur auf Grundlage vorhandener und nach fachlichen Standards erhobener Daten stattfindet. Denn die Vorlage einer artenschutzfachlichen Kartierung durch die An- tragstellerin ist aufgrund des Wegfalls der Artenschutzprüfung etc. eben nicht mehr erforderlich. Aus- weislich der umfangreichen Gesetzesbegründung sind Daten vorhanden, wenn sie der Genehmigungs- behörde bekannt sind und sie darauf tatsächlichen und rechtlichen Zugriff hat. Der Begründung sind weitere Anforderungen hinsichtlich des Alters und der Qualität zu entnehmen.\r\nBegrüßt wird insb. die Klarstellung in der Gesetzesbegründung, dass Daten von Dritten nicht nutzbar sind, solange sie in Bezug auf Erhebung, Qualität und fachlichen Hintergrund nicht den Vorgaben der Leitfäden zum klassischen Antragsverfahren entsprechen. Beobachtungen von Spaziergänger*innen,\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n36 Vgl. § 6b Absatz 3 Satz 5: Es wird geprüft, ob das Vorhaben „bei Durchführung der Maßnahmen“ die erheblichen, unvor- hergesehenen nachteiligen Umweltauswirkungen hat.\r\n \r\n\r\nOrnitho-Einträge oder ein Verweis auf bestehende Horste durch Einzelpersonen oder Gruppen entspre- chen somit nicht dem fachlichen Standard.37\r\nAlter der Daten lockern und zeitlichen Bezugspunkt anpassen\r\nIn der Gesetzesbegründung heißt es, dass Daten, die älter als fünf Jahre sind oder deren Alter unbekannt ist, in der Regel nicht zu verwenden sind (Seite 51). Ein pauschales Abstellen auf 5 Jahre kann jedoch ein Problem darstellen, da es regelmäßig bei langfristigen Verfahren zur Überschreitung kommen wird.38 Daher enthielt der Referentenentwurf noch die Formulierung einer Regelvermutung mit Aus- nahmen für atypische Fälle. Warum dieser Wortlaut gestrichen wurde, kann nicht nachvollzogen wer- den.\r\nZudem ist auch der im Entwurf gewählte zeitliche Bezugspunkt für die erforderliche Gültigkeit der zu- grunde gelegten Daten nicht sachgerecht. Da sich die Anforderung an deren Verlässlichkeit unmittelbar auf die Umweltprüfung bezieht, ist konsequenterweise der Zeitpunkt des Abschlusses der Überprü- fung als maßgeblicher Stichtag heranzuziehen – nicht jedoch, wie im Entwurf vorgesehen, der regelmä- ßig deutlich spätere Genehmigungszeitpunkt.\r\nDer BWE schlägt somit vor, eine entsprechende Regelvermutung und Anpassung des Stichtages in den Entwurfstext aufzunehmen, vgl. Gesetzesänderungsvorschlag zu § 6b Absatz 3 Satz 1 auf Seite 26.\r\nKonkretisierung der räumlichen Genauigkeit\r\nIm Falle, dass es im Rahmen der Umsetzung der RED III bei den Erfordernissen der räumlichen Genau- igkeit der Daten bleibt,39 wäre nach Ansicht des BWE eine weitere Konkretisierung der zu verwendenden Daten zwecks Durchsetzung wissenschaftlicher Fundierung sowie zwecks Plansicherheit und einheitli- cher Behördenpraxis aufzunehmen: Als „Brutplatz“ gelten nur fachlich korrekt nachgewiesene und hinreichend exakt geografisch verortete besetzte Horste oder sonstige Fortpflanzungsstätten gemäß\r\n„C“-Brutnachweis. Potenzielle Reviere oder insgesamt „B“-Brutnachweise sind nicht zu berücksichti- gen, sofern fachgutachterlich plausibel dargelegt werden kann, dass man den Nachweis nicht entspre- chend absichern kann (kein C-Nachweis mit zumutbarem Aufwand möglich).\r\nÜbermittlung vorhandener Daten an Vorhabenträgerin\r\nGem. § 6b Absatz 3 S. 2 WindBG-RegE hat die Vorhabenträgerin der Zulassungsbehörde aufgrund der im Plan bestimmten Regeln für Minderungsmaßnahmen und etwaiger weiterer eigener Vorschläge Un-\r\n\r\n\r\n37 In verschiedenen Genehmigungsverfahren erhalten unsere Mitglieder Einwendungen mit dem Inhalt, dass (ohne weitere Konkretisierung) eine bestimmte Vogelart gesehen wurde.\r\n38 Faunistische Informationen, die in Planungs- und Genehmigungsverfahren berücksichtigt werden, sind jährlich datiert.\r\n39 Es gibt Stimmen, die Datenunschärfen genügen lassen wollen, vgl. SUER, ebd. S. 18 f.: Vorgaben zur „räumlichen Genauig- keit“ (und Alter) der Daten ist RED-Umsetzung mit „§ 6-Brille“, verkennt Systemwechsel nach RED III, wonach gewisse Da- tenunschärfen zugunsten der Beschleunigung des Erneuerbaren-Ausbaus bewusst in Kauf genommen werden. Würde man für das Screening aktuelle und brutplatzscharfe Kartierungsdaten verlangen, würde ein Screening immer Auswirkungen an- zeigen, die man auf Planebene aufgrund der Datenunschärfen nicht sehen konnte. Die Planebene könnte also nie genügen und die Vereinbarkeitsvermutung würde immer durch das Screening widerlegt werden;  Unklar bleibt jedoch bisher, wie auf der Grundlage unzureichend konkreter Daten erforderliche und geeignete Minderungsmaßnahmen für das jeweilige Projekt abgeleitet werden können; zudem erscheint deren praktische Umsetzbarkeit in vielerlei Hinsicht fraglich, daher vertritt der BWE die Position, die erforderlichen Minderungsmaßnahmen anhand des im Plan Vorgegebenen (bestenfalls Verweis auf die Regelungen des BNatSchG, s.o. Punkt 3.1.2.2.) auf Genehmigungsebene auf Grundlage ggf. vorhandener räumlich genauer Daten festzusetzen, vgl. schon BWE (2023): Empfehlungen zur nationalen Umsetzung der RED III, S. 7 f. – LINK.\r\n \r\n\r\nterlagen über Maßnahmen vorzulegen und darzulegen, wie mit diesen Maßnahmen den Umweltaus- wirkungen begegnet werden soll. Damit die Vorhabenträgerin dieser Verpflichtung qualifiziert nach- kommen kann, ist es erforderlich, dass sie Zugang zu allen relevanten umweltbezogenen Informatio- nen hat, die der Behörde vorliegen.40 Nur so kann gewährleistet werden, dass die Maßnahmen nicht ins Blaue hinein geplant, sondern auf Basis bereits vorliegender Erkenntnisse konkret und wirksam aus- gestaltet werden. Daher sollte klar geregelt werden, dass die Behörde der Vorhabenträgerin vorab die vorhandenen Daten, also solche, die ihr bekannt sind und zur Verfügung stehen (vgl. Gesetzesbegrün- dung, S. 45), übermittelt. Eine bloße Klarstellung in der Gesetzesbegründung (vgl. S. 46 Absatz 6) wird den Anforderungen an ein effizientes und fachlich fundiertes Zulassungsverfahren nicht gerecht. In Be- zug auf die Darlegung eines berechtigten Interesses der Projektträgerin, kann an die Regelung in § 43a Grundbuchverordnung angeknüpft werden (Eigenerklärung zum Betriebs/Projektierwillen genügt).\r\nIm Falle der Feststellung der entsprechenden Umweltauswirkungen: u. a. Öffentlichkeitsinformation\r\nStellt die Behörde die genannten negativen Umweltauswirkungen fest, soll gem. § 6b Absatz 6 Satz 1 WindBG-RegE eine Öffentlichkeitsbeteiligung entsprechend § 10 Absatz 3 bis 4 und Absatz 8 BImSchG stattfinden, die allerdings den Charakter einer Öffentlichkeitsinformation hat und dementsprechend als solche auch zu benennen ist, schließlich findet sie nach Abschluss des Screenings statt. Auch die EU- Richtlinie sieht hier bloß eine Information vor (Art. 16a Absatz 5 Unterabsatz 1 S. 2 RED III).41\r\nKonkret: § 6b Absatz 3 WindBG-RegE wird wie folgt angepasst (neuer Text fett, unterstrichen wird das nach der Stellungnahme des Bundesrats durch die Bundesregierung angenommene):\r\n(3) Die Überprüfung wird auf Grundlage vorhandener Daten durchgeführt. Es dürfen dabei nur Daten berücksichtigt werden, die eine ausreichende räumliche Genauigkeit zur Festlegung der Maßnahmen aufweisen und zum Zeitpunkt der ÜberprüfungseEntscheidung über den Zulas- sungsantrag in der Regel nicht älter als fünf Jahre sind. Dem Träger des Vorhabens sind die vorhandenen Daten auf entsprechende Anfrage, unabhängig von einem bereits eingereich- ten Zulassungsantrag, zur Verfügung zu stellen. Soweit anhand der vorhandenen Daten ge- boten, hat Dder Träger des Vorhabens hat der Zulassungsbehörde aufgrund der im Plan be- stimmten Regeln für Minderungsmaßnahmen und etwaiger weiterer eigener Vorschläge Unter- lagen über Maßnahmen vorzulegen und darzulegen, wie mit diesen Maßnahmen den Umwelt- auswirkungen begegnet werden soll.\r\nBeweise anstelle von Anhaltspunkten\r\nOb solche „höchstwahrscheinlich erheblichen unvorhergesehenen nachteiligen Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit“ vorliegen, soll gemäß Artikel 6b Absatz 3 Satz 3 WindBG- RegE anhand eindeutiger tatsächlicher Anhaltspunkte beurteilt werden. Dies wird auch an anderen Stel- len im § 6b wiederholt. Dieser Grad der Überzeugung ist im Entwurf nicht näher definiert. Die europäi- sche Richtlinie sieht als Mittel der Wahl jedoch „eindeutige Beweise“ vor, vgl. Artikel 16a Absatz 5 Un- terabsatz 1 Satz 1 der RED III. Lediglich „Anhaltspunkte“ genügen zu lassen, dürfte dahinter zurückste- hen. Es ist nicht ersichtlich, warum die deutsche Gesetzgebung diese Formulierung nicht übernimmt.\r\n„Beweise“ und „Beweismittel“ sind gängige Formulierungen in der Überzeugungsbildung der Behörde,\r\n\r\n\r\n40 Vgl. Deutinger/Sailer (2024): Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land, S. 18 – LINK.\r\n41 SUER – Problem mit Aarhus Konvention?\r\n \r\n\r\nvgl. §§ 24 VwVfG ff. Mit der Übernahme dieser Formulierungen müsste man den Behörden keinen neuen – nicht näher definierten – Maßstab zumuten und hätte auf der Seite der Antragsstellerinnen eine erhöhte Rechtssicherheit. Zudem erfordert die Richtlinie diesen höheren Grad der Nachweisbar- keit. Die Formulierungen sind somit anzupassen: In § 6b Absatz 3 Satz 3 und Absatz 4 Satz 5 sowie Absatz 5 und 6 jeweils Satz 1 ist anstelle des Worts „Anhaltspunkte“, das Wort „Beweise“ einzuset- zen.\r\nFristen zur Überprüfung\r\nGemäß Art. 16a Absatz 4 Unterabsatz 2 Satz 3 und 4 RED III ist die Überprüfung innerhalb von 45 Tagen (bei Repowering innerhalb von 30 Tagen) durchzuführen. Entsprechende Fristen sind in § 6b Absatz 4 WindBG-RegE vorgesehen.\r\nDer BWE begrüßt in diesem Zusammenhang ausdrücklich, dass, wie von uns angeregt, auch hier eine Vollständigkeitsdefinition für die einzureichenden Unterlagen für die Überprüfung aufgenommen wor- den ist, die zu mehr Rechtssicherheit und Beschleunigung führt.\r\n3.2.2.5\tMögliche „Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten“ umsetzen\r\nGemäß den Vorgaben der RED III, sind die Anträge nach dem Screening innerhalb der vorgegebenen 45 bzw. 30 Tage im Hinblick auf die umweltrechtlichen Prüfungen genehmigt, ohne dass eine Verwaltungs- entscheidung der zuständigen Behörde erforderlich ist, Art. 16a Absatz 5 Unterabsatz 1 Satz 1 1. Halb- satz RED III. Auch nachträgliche Änderungen nach dem Screening, aber vor der finalen Genehmigungs- entscheidung, können dieser Genehmigung nicht entgegenstehen. Diese Rechtsfolge ist nicht ins Um- setzungsermessen der Mitgliedstaaten gestellt, sondern gehört zum Pflichtprogramm.\r\nAnders als im Referentenentwurf ist die Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten im An- schluss an das Screening im Regierungsentwurf nicht mehr aufgenommen worden. Dies widerspricht dem Wortlaut des Artikels 16a Absatz 5 RED III. Hier heißt es: „Im Anschluss an das Screening sind die in Absatz 3 dieses Artikels genannten Anträge unter Umweltgesichtspunkten genehmigt, ohne dass eine Verwaltungsentscheidung der zuständigen Behörde erforderlich ist, ...“. Zum anderen der Wort- laut, Erwägungsgrund 35 der RED III: „Alle Projekte in Beschleunigungsgebieten für erneuerbare Ener- gie, die den in den Plänen der Mitgliedstaaten festgelegten Vorschriften und Maßnahmen entsprechen, sollten nach Abschluss eines solchen Screenings als genehmigt gelten“.\r\nZudem bietet die Fiktion eine erhebliche Chance der Verfahrensbeschleunigung. Der BWE regt somit an, jede Möglichkeit der RED III zu nutzen bzw. der Vorgabe nachzukommen und die Genehmigungsfik- tion umzusetzen. Die Genehmigungsfiktion und damit verbundene Rechtsfolgen wurden umfangreich in der Mitgliedschaft des BWE besprochen. Die Genehmigungsfiktion wird als ein positives und erstre- benswertes Werkzeug angesehen. Zudem ist fraglich, welche Rechtsfolge an die Frist von 45 Tagen für das Screening, die die RED III vorsieht, ohne Umsetzung der Genehmigungsfiktion geknüpft sein soll.\r\nDer BWE regt somit an, die Vorgaben des EU-Rechts 1:1, wie es im Pakt für Planungsbeschleunigung42 vorgesehen ist, umzusetzen und den Wortlaut in § 6b Absatz 3 Satz 1 WindBG des bisherigen Refe-\r\n\r\n\r\n42 Pakt für Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung zwischen Bund und Ländern, S. 47 – LINK; Koalitions- vertrag, Zeile 972–974: Dazu führen wir den Bund-Länder-Prozess zur Umsetzung des Pakts für Planungs-, Umsetzungs- und Genehmigungsbeschleunigung entschlossen fort, entwickeln ihn weiter – LINK.\r\n \r\n\r\nrentenentwurfs „(…) 34 und 44 gelten als eingehalten“ beizubehalten, da diese Fiktion dem europa- rechtlichen System entspricht und die Möglichkeit besteht, bei eindeutigen Beweisen – in atypischen Fällen – widerlegt zu werden. Falls der bisherige Wortlaut „… gelten als eingehalten“ als zu weit ange- sehen wird, schlägt der BWE hilfsweise eine schwächere Formulierung vor, die aber immer noch mate- riell-rechtlich wirkt. Dabei könnte man auf die bestehende Formulierung aus § 45b Absatz 3 Nr. 2 BNatSchG zurückgreifen. Der Vorteil dabei wäre, dass es sich eindeutig „nur“ um eine Regelvermutung handelt.\r\nSofern es Bedenken gibt, dass es bei einer Genehmigungsfiktion zu einer Reduzierung der Investitions- sicherheit durch Dritt-Angriffe gegen die Genehmigung geben kann, regt der BWE an, es bei der bishe- rigen Lösung im Referentenentwurf zu belassen und eine Zusatzregelung aufzunehmen. Diese ist so zu formulieren, dass die Behörde im Falle von Drittangriffen zu einer fristgebundenen nachgearbeiteten Begründung verpflichtet ist. Diese Nachholungsregelung hätte also den Vorteil, dass dann nachträglich im Drittwiderspruchs- oder Drittanfechtungsverfahren vor Gericht zwingend eine begründete Entschei- dung über das Screening vorzulegen ist. Das erhöht die Rechtssicherheit, weil dann die Erwägungen der Behörde dem Gericht oder der Widerspruchsbehörde (hoffentlich nachvollziehbar) vorliegen.\r\nKonkret: § 6b Absatz 4 WindBG-RefE wird wie folgt ergänzt:\r\n(4) (…) Trifft die zuständige Behörde im Überprüfungsverfahren nach Absatz 2 innerhalb der Frist nach Satz 1 keine begründete Entscheidung darüber, ob höchstwahrscheinlich Auswir- kungen im Sinne des Absatzes 2 Satz 5 zu erwarten sind, die nicht durch Maßnahmen nach Absatz 3 Satz 1 gemindert werden können, gelten die Vorschriften nach §§ 33, 34 und 44 Ab- satz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes als ein- gehalten [hilfsweise: ist in der Regel davon auszugehen, dass die Vorschriften nach §§ 33, 34 und 44 Absatz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgeset- zes eingehalten sind]. Legt ein Dritter einen Rechtsbehelf gegen die Genehmigung ein, hat die zuständige Behörde binnen 30 Tagen nach Kenntnis von dem Rechtsbehelf die begrün- dete Entscheidung nach Satz 1 auszuformulieren und der für den Rechtsbehelf zuständigen Behörde sowie dem Träger des Vorhabens zuzuleiten.\r\n3.2.2.6\tAusnahme von UVP und FFH-Verträglichkeitsprüfung im Falle der Feststellung nachteiliger Auswirkungen nutzen\r\nStellt die Behörde nach diesem Screening in einer ausdrücklichen Verwaltungsentscheidung auf Grund- lage eindeutiger Nachweise fest, dass das Projekt höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen hat, die nicht durch Minderungsmaßnahmen abgemildert werden können, muss das Projekt eine UVP und ggf. FFH-Prüfung durchlaufen, vgl. Art. 16a Absatz 5 RED III.\r\nNach Art. 16a Absatz 5 Unterabsatz 2 und 3 RED III können die Mitgliedstaaten jedoch unter begründe- ten Umständen, z. B. auch wenn dies erforderlich ist, um den Einsatz Erneuerbarer Energien zur Errei- chung der Klima- und erneuerbaren Zubauziele zu beschleunigen, u. a. Windenergievorhaben von die- sen Prüfungen ausnehmen. In diesem Fall, also wenn von der Ausnahmeregelung Gebrauch gemacht wird, muss die Betreiberin angemessene Minderungsmaßnahmen ergreifen oder – falls nicht verfügbar – Kompensationsmaßnahmen in Form einer finanziellen Entschädigung vornehmen, wenn keine ande- ren angemessenen Entschädigungsmaßnahmen zur Verfügung stehen, um diesen nachteiligen Auswir- kungen entgegenzuwirken. Soweit diese Auswirkungen den Artenschutz betreffen, hat die Betreiberin\r\n \r\n\r\nfür die Dauer des Betriebs der erneuerbaren Energieanlage einen finanziellen Ausgleich in Artenschutz- programme zu zahlen, um somit den Erhaltungszustand der betroffenen Arten sicherzustellen oder zu verbessern.\r\nUmstände, die die skizzierte Ausnahme rechtfertigen, liegen vor: In der bereits eingangs aufgeführten aktuellen Studie des UBA zur Flächenverfügbarkeit und den Flächenbedarfen wird festgestellt, dass das noch verfügbare Leistungspotenzial der rechtskräftigen Flächenkulisse sowie perspektivisch das Poten- zial der aktuellen Planentwürfe nicht zur Deckung der Ausschreibungsmengen der kommenden Jahre ausreicht. Zudem sind Genehmigungsverfahren immer noch deutlich zu lang, u. a. aufgrund mangelnder oder unzureichender Prüfstandards und fehlendem Personal. Daher müssen alle Maßnahmen für einen schnelleren Ausbau ergriffen und auch diese Ausnahme angewandt werden.\r\nMacht die deutsche Gesetzgebung von der Ausnahme Gebrauch, dient das Screening der Ermittlung möglicher nachteiliger Auswirkungen, denen mit zusätzlichen Maßnahmen (Minderungsmaßnah- men, Ausgleichsmaßnahmen, Zahlung) entgegengewirkt werden muss.\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich, dass in den bisherigen Gesetzentwürfen von der Ausnahmeregelung Gebrauch gemacht wurde. Die Ausnahme von den zusätzlichen Prüfungen ist entscheidend für einen planungssicheren und beschleunigten Ausbau. Die Gesetzesbegründung führt hierzu auf Seite 49 aus, dass diese Maßnahme notwendig ist, um den Ausbau der Windenergie an Land zu beschleunigen und die klimapolitischen sowie energiepolitischen Ziele des EEG zu erreichen. Das EEG 2023 legt für die Windenergie an Land Ausbauziele von 115 Gigawatt (GW) bis 2030 und 157 GW bis 2035 fest und das derzeitige und voraussichtliche Ausbautempo reicht nicht aus, um diese Zielvorgaben zu erfüllen.\r\n3.2.2.7\tPrüfung der Erforderlichkeit von Minderungsmaßnahmen, ggf. Festsetzung dieser, nachrangig Zahlung\r\nIm deutschen Umsetzungsgesetz der RED III sollte die Regelung des § 6 WindBG unter Berücksichtigung der Neuerungen nach der RED III verstetigt werden. Die Genehmigungsbehörde prüft auf Grundlage der vorhandenen Daten die Erforderlichkeit von Minderungsmaßnahmen und setzt diese gegebenenfalls konkret fest. Legt die Vorhabenträgerin auf Basis valider (vorhandener oder eigener) Daten ein ange- messenes Maßnahmenkonzept vor, sollte dieses weiter angenommen werden müssen. Sind Minde- rungsmaßnahmen nicht verfügbar oder Daten zu Artvorkommen im Gebiet nicht vorhanden, kommt es zu einer Artenschutzabgabe.\r\nDass auch anstelle von erforderlichen Minderungsmaßnahmen oder im Falle fehlender Daten zu Artvor- kommen eine Artenschutzabgabe nach der RED III möglich ist, lässt sich wie folgt herleiten: Wenn die Zahlung schon für die problematischen Windenergievorhaben möglich ist, bei denen höchstwahrschein- lich unvorhergesehene erhebliche nachteilige Auswirkungen festgestellt wurden (vgl. Artikel 16a Ab- satz 5 Unterabsatz 3 RED III), dann sollte dies erst recht für die Windenergievorhaben gelten, bei denen solche Auswirkungen nicht festgestellt wurden, demnach also für alle Windenergievorhaben.\r\nMinderungsmaßnahmen\r\nDie Anordnung von Minderungsmaßnahmen ist in § 6b Absatz 5 und 6 WindBG-RegE geregelt. Gemäß Absatz 5 ordnet die Zulassungsbehörde gegenüber dem Träger des Vorhabens unter Berücksichtigung der von ihm nach Absatz 3 Satz 3 vorgelegten Unterlagen geeignete und verhältnismäßige Maßnahmen im Zulassungsbescheid an, sofern diese Maßnahmen erforderlich sind und die Behörde bei der Über-\r\n \r\n\r\nprüfung nicht feststellt, dass eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte im Sinne des Absatzes 3 Satz 5 vor- liegen. Auch hier müssten aus oben genannten Gründen unseres Erachtens „Beweise“ und nicht „An- haltspunkte“ angeführt werden. Liegen hingegen eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte im Sinne des Absatzes 3 Satz 5 vor, beteiligt die Behörde gemäß Absatz 6 die Öffentlichkeit und ordnet im Zulassungs- bescheid neben den in Absatz 5 genannten Maßnahmen weitere, geeignete und verhältnismäßige Min- derungsmaßnahmen im Hinblick auf diese Auswirkungen an. Soweit solche Maßnahmen nicht verfügbar sind, ordnet die Zulassungsbehörde gegenüber dem Träger des Vorhabens geeignete und verhältnismä- ßige Ausgleichsmaßnahmen an. Rechtsbehelfe gegen das Ergebnis der Überprüfung können als behörd- liche Verfahrenshandlung nach § 44a der Verwaltungsgerichtsordnung nur gleichzeitig mit den gegen die Zulassungsentscheidung zulässigen Rechtsbehelfen geltend gemacht werden. Hier ist geregelt, dass geeignete und verhältnismäßige Maßnahmen festgelegt werden, soweit diese erforderlich sind. Dies begrüßt der BWE.\r\nFledermäuse\r\nAusweislich § 6b Absatz 5 Satz 2 WindBG-RegE hat zum Schutz von Fledermäusen vor Tötung und Ver- letzung beim Betrieb der WEA an Land die Zulassungsbehörde stets geeignete Minderungsmaßnahmen in Form einer Abregelung der WEA anzuordnen. Die Zulassungsbehörde kann die angeordnete Abrege- lung auf Verlangen des Trägers des Vorhabens auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Gondelbereich der WEA anpassen.\r\nDer BWE begrüßt die pauschalen Abschaltungen zum Fledermausschutz als fachlich anerkannte Schutz- maßnahme. An dieser Stelle wird aber erneut auf die Notwendigkeit einer bundeseinheitlichen Standar- disierung hingewiesen, die in der Windenergie-an-Land-Strategie angekündigt wurde und wozu der BWE bereits Vorschläge unterbreitet hat. Sie sollte i. R. d. Umsetzung der RED III erfolgen, vgl. oben unter Punkt 3.1.2.2. An dieser Stelle sei auch angemerkt, dass die Vorgaben zu den Minderungsmaß- nahmen der Pläne und damit auch die Fledermaus-Regelung in der Anlage-RegE zu regeln wären.\r\n3.2.2.8\tZahlungsmechanismus auf das erforderliche Maß beschränken\r\nSoweit geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen und geeignete und verhältnismäßige Ausgleichsmaßnahmen zum Schutz von Arten nach § 6b Absatz 6 Satz 3 und 4 WindBG-RegE erforder- lich, aber nicht verfügbar sind (Fall 1) oder keine (ausreichenden) Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 WindBG-RegE vorhanden sind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können (Fall 2), hat der Betreiber der Anlage eine Zahlung in Geld zu leisten, § 6b Absatz 7. Die Zahlung soll nicht mehr jährlich – wie in § 6 WindBG derzeit vorgesehen –, sondern in einer Einmalzahlung für den gesamten Betrieb zu leisten sein. Dies kritisiert der BWE scharf und fordert die Umstellung auf eine jährliche Zah- lung.\r\nJährliche Zahlung anstatt Einmalzahlung\r\nEs muss der Betreiberin möglich sein nachzuweisen, dass eine Art, für die gezahlt wird, in der Betriebs- laufzeit tatsächlich nicht (mehr) vorkommt, da beispielsweise die Art nicht mehr als gefährdet eingestuft wird oder sich ein Horst verschiebt/aufgehoben wird. Dann ist keine Minderungsmaßnahme oder Zah- lung erforderlich. Dies ist mit einer Einmalzahlung für die gesamte Betriebsdauer allerdings nicht um- setzbar. Die pauschale Zahlung unterstellt zudem unbegründet einen Verbotstatbestand für die ge- samte Dauer des Betriebs. Zudem stellt eine hohe Einmalzahlung gleich zu Projektbeginn eine hohe finanzielle Belastung dar, die die Wirtschaftlichkeit von Projekten infrage stellen könnte. Daher\r\n \r\n\r\nsollte wieder auf eine jährliche Zahlung umgestellt werden.43 In diesem Zuge ist auch die in § 6b Ab- satz 7 Satz 5 WindBG-RegE vorgesehene Fälligkeit der Zahlung bei Inbetriebnahme zu streichen.\r\nZahlungshöhen anpassen\r\nDie RED III enthält keine konkreten Vorgaben zur Höhe etwaiger Ausgleichszahlungen und überlässt den Mitgliedstaaten damit erheblichen Gestaltungsspielraum bei der Umsetzung. Nach dem Entwurf des\r\n§ 6 Absatz 7 WindBG-RegE würden – im Fall erforderlicher, jedoch nicht verfügbarer Minderungsmaß- nahmen – jährliche Zahlungen in Höhe von 380 Euro pro Megawatt installierter Leistung anfallen, sofern Schutzmaßnahmen zum Vogelschutz angeordnet werden, die zu Abregelungen von WEA führen oder deren Investitionskosten 17.000 Euro pro Megawatt übersteigen. Wird keine der unter Buchstabe a genannten Schutzmaßnahmen angeordnet, wären jährlich 2.600 Euro pro Megawatt installierter Leis- tung zu zahlen.\r\nNach Auffassung des BWE sind diese Beträge deutlich zu hoch und sollten auf ein angemessenes Maß reduziert werden. Bereits die vergleichbaren Zahlungshöhen nach dem aktuellen § 6 WindBG füh- ren häufig dazu, dass Vorhabenträgerinnen freiwillig artenschutzfachliche Kartierungen durchführen, um unter die günstigere Regelung der ersten Fallgruppe zu fallen. Dem BWE sind nur Ausnahmeprojekte bekannt, die bei der Zahlung in der 2. Fallgruppe wirtschaftlich betrieben werden können. Zudem be- vorteilt der Zahlungsmechanismus in dieser Form Projekte an windreichen Standorten im Norden, die ggf. ausnahmsweise auch bei den hohen Zahlungen noch wirtschaftlich betrieben werden können. Ins- gesamt steht dies jedoch im Widerspruch zum Ziel des Wegfalls solcher Kartierungen und der damit angestrebten Verfahrensbeschleunigung.\r\nAuch die Zahlungshöhe für Energiespeicheranlagen am selben Ort ist nach Ansicht des BWE herab- zusetzen. Energiespeicher haben, anders als WEA, keine betriebsbedingten Auswirkungen auf Arten. Ihre Auswirkungen beschränken sich im Wesentlichen auf die Bauphase und die bauliche Präsenz der Anlage selbst. Dies sollte bei der Bemessung der Zahlungshöhe entsprechend berücksichtigt werden. Zudem ist die Zahlung je Quadratmeter der durch den Energiespeicher versiegelten Fläche zu leisten. Beeinträchtigungen der Fläche durch Bodenversiegelung werden jedoch auch im Wege der Eingriffsre- gelung (§§ 13 ff. BNatSchG) über Ausgleichs- bzw. Ersatzmaßnahmen adressiert, daher besteht das Ri- siko, dass der Aspekt der Flächenversiegelung zweimal auszugleichen ist.44 Zudem haben typische Ener- giespeicheranlagen eine Fläche von einem Hektar, 10.000 Quadratmeter, auch wenn nicht alle diese Flächen versiegelt sind. Durch die Container und die nötige Infrastruktur in Form von Stellflächen und Zuwegungen ist die versiegelte Fläche aber erheblich. Nimmt man die Gesamtfläche als Basis für eine Beispielrechnung sind bei 40 € alle fünf Jahre 400.000 € zu zahlen, bei einer gesamten Projektlaufzeit von 15 Jahren entspricht das 1,2 Mio. €. Das ist erheblich und erheblich zu viel. Dazu kommt die unvor- hersehbare Entwicklung des Marktdesigns. Im aktuellen System ist es möglich, Speicheranlagen wirt- schaftlich zu betreiben. Allerdings ist noch immer nicht absehbar, wie das zukünftige Marktsystem aus- gestaltet wird und sich die Strompreise und damit die Erlösoptionen entwickeln. Auch wenn die Zahlung nur im seltenen Fall erforderlich ist, dass keine Ausgleichsmaßnahmen zur Verfügung stehen, sollte sie dennoch die Kosten für Ausgleichsmaßnahmen nicht signifikant überschreiten.\r\n\r\n\r\n\r\n43 So auch im RegE für Windenergie auf See, vgl. § 70a Absatz 5 Satz 2 WindSeeG-RegE.\r\n44 SUER, S. 27 f.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nGesetzesbegründung in Bezug auf Zahlung nicht verfügbaren Maßnahmen glattziehen\r\nNach Fall 1 erfolgt eine Zahlung, soweit Maßnahmen erforderlich, aber nicht verfügbar sind. Die Geset- zesbegründung weitet den Gesetzeswortlaut (anders auch als die RED III) aber auf „nicht oder nicht im erforderlichen Umfang verfügbar“ (S. 51) aus. Es ist nicht klar, wann Maßnahmen in einem erforderli- chen Umfang verfügbar sind. Daher sollte hier eine Konkretisierung erfolgen oder der Zusatz gestri- chen werden.\r\nKeine Zahlung ohne (ausreichende) Daten\r\nFall 2 regelt eine Zahlung, wenn keine Daten zu den Artenvorkommen vorliegen, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können. Die Begründung führt aus, dass für diesen Fall „ein Verstoß gegen die artenschutzrechtlichen Verbotstatbestände höchstwahrscheinlich zu erwarten“ (S. 51) ist und ebenfalls eine Zahlung in Artenhilfsprogramme anzuordnen ist. Die Höhe der Zahlung richtet sich in diesem Fall nach Satz 4 Nummer 1 und 2 WindBG (RegE). Maßnahmen sind jedoch nur erforderlich, wenn ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko nachgewiesen ist. Die RED III berücksichtigt diesen Um- stand und macht Maßnahmen von vorhandenen Daten abhängig, vgl. Art. 16a Absatz 4 Unterab- satz 2. Dies sollte von Deutschland auch rechtssicher in Bundesrecht übernommen werden, anstatt einen Generalverdacht zu unterstellen und der Akzeptanz für Windenergie Schaden zuzufügen.45\r\nDer BWE spricht sich daher gegen eine Zahlungspflicht aus, wenn keine oder keine ausreichenden Daten vorliegen, um die Erforderlichkeit von Minderungsmaßnahmen zu prüfen. Eine solche Pflicht ergibt sich, wie dargelegt, nicht aus der Richtlinie und unterstellt unbegründet einen Verbotstatbestand. Daher re- gen wir an, § 6b Absatz 7 Satz 4 WindBG (RegE) vollständig und den Satz aus der Begründung zu strei- chen und im Rahmen der RED III-Systematik klarzustellen, dass die Prüfung nur auf der Grundlage vorhandener Daten erfolgen kann.\r\nDarüber hinaus wäre der vorgeschlagene Pauschalwert von 20.000 €/MW im Fall fehlender Daten- grundlage zu hoch angesetzt. Insbesondere bei der Planung mehrerer Anlagen könnte es ökonomisch sinnvoller sein, gezielte Kartierungen in Auftrag zu geben, um die pauschalen Zahlungen zu vermeiden – was allerdings den Ausbau verzögern und damit der angestrebten Beschleunigung entgegenwirken würde.\r\nKonkret:\r\n(7) Soweit geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen und geeignete und verhält- nismäßige Ausgleichsmaßnahmen zum Schutz von Arten nach Absatz 6 Satz 3 und 4 erforderlich, aber nicht verfügbar sind oder keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 vorhanden sind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, hat der Betreiber der Anlage eine Zahlung in Geld zu leisten. Die Zahlung ist von der Zulassungsbehörde zusammen mit der Zulas- sung für die Dauer des Betriebes der jeweiligen Anlage als pauschale Einmalzahlung als jähr- lich zu leistender Betrag festzusetzen. Soweit Maßnahmen erforderlich, aber nicht verfügbar sind, beträgt die Höhe der Zahlung:\r\n\r\n\r\n45 Auch in den Beschleunigungsflächen für Windenergie auf See ist keine Zahlungspflicht bei fehlenden Daten vorgesehen, vgl. § 70a Absatz 5 WindSeeG-RegE; SUER, S. 25: Zahlungspflicht bei fehlenden Daten für die Überprüfung stellt eine über- schießende Regelung dar, also eine Regelung, die über das erforderliche Maß (RED III-Vorgabe) hinausgeht.\r\n \r\n\r\n(…)\r\nSofern keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 vorhanden sind, auf deren Grundlage Maß- nahmen angeordnet werden können, beträgt die Höhe der Zahlung:\r\n1.\t für Windenergieanlagen an Land 20 000 Euro je Megawatt installierter Leistung,\r\n2.\t für Energiespeicheranlagen 60 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespei- cher versiegelten Fläche.\r\nLiegen keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 vor, wird keine Betroffenheit nachgewiesen und es werden keine Maßnahmen oder Zahlungen angeordnet.\r\n3.2.2.9\tKeine Abweichungskompetenz der Länder\r\nDurch den neuen § 6b Absatz 10 WindBG wird klargestellt, dass die Länder keine Abweichungskompe- tenz haben. Dies begrüßt der BWE, da dadurch ein bundeseinheitliches Vorgehen gesichert ist.\r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e. V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechpersonen\r\nLilien Böhl (Genehmigungsrecht) | Justiziarin | l.boehl@wind-energie.de Elisabeth Görke (Planungsrecht)| Justiziarin | e.goerke@wind-energie.de\r\n\r\nAutorinnen in alphabethischer Reihenfolge\r\nLilien Böhl (Genehmigungsebene)| Justiziarin Elisabeth Görke (Planungsebene)| Justiziarin\r\nCornelia Uschtrin | Senior Referentin Politik & Strategie\r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nJuristischer Beirat Beirat Naturschutz Planerbeirat\r\nSK des Finanziererbeirats SK AK Energiepolitik Gesamtvorstand\r\n\r\nDatum\r\n15. Mai 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017022","regulatoryProjectTitle":"Regelungsvorschläge zur Umsetzung des Koalitionsvertrages","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/18/76/544129/Stellungnahme-Gutachten-SG2506200031.pdf","pdfPageCount":34,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n\r\n\r\n\r\nVorschläge für eine praxistaugliche und effektive Umsetzung der RED III in nationales Recht\r\nBeschleunigungsinstrumente jetzt nutzbar machen!\r\n\r\nMai 2025\r\n \r\nInhalt\r\n1\tEinleitung\t3\r\n2\tDie wichtigsten Umsetzungsempfehlungen im Überblick\t4\r\n3\tIm Einzelnen\t5\r\n3.1\tPlanungsebene\t5\r\n3.1.1\tMapping von Erneuerbare-Energien-Gebieten (EE-Gebieten), Art. 15b RED III\t5\r\n3.1.2\tAusweisung von Beschleunigungsgebieten, Art. 15c RED III\t6\r\n3.2\tGenehmigungsebene\t13\r\n3.2.1\tVorgaben innerhalb und außerhalb von Beschleunigungsgebieten, Art. 16 RED III\t13\r\n3.2.2\tGenehmigungserleichterungen innerhalb der Beschleunigungsgebiete\t16\r\n\r\n \r\n1\tEinleitung\r\nDie novellierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie (Renewable Energy Directive, RED III)1 ist am 20. No- vember 2023 in Kraft getreten. Mit neuen Grundsätzen zur Bestimmung von Ausbaugebieten und Ge- nehmigungserleichterungen ebnet sie dauerhaft Weg für einen beschleunigten Ausbau der Erneuerba- ren Energien. Dieser ist nicht nur aus Klimaschutzgründen geboten, sondern garantiert auch Energieun- abhängigkeit und Energiesicherheit, die vor dem Hintergrund des Angriffs auf die Ukraine und weiterer weltweiter außen- und handelspolitischer und damit auch energiepolitischer Unsicherheiten in Europa dringend notwendig sind.\r\nDie EU-Notfall-Verordnung 2022/25772 und ihre nationale Umsetzung im § 6 Windenergieflächenbe- darfsgesetz (WindBG) hatten für einen befristeten Zeitraum stark beschleunigende Standards gesetzt, die am 30. Juni 2025 auslaufen. Ein Entwurf3 der RED III-Umsetzung in Deutschland war bereits im Herbst 2024 im parlamentarischen Verfahren, wurde aber durch den Bruch der Ampel-Regierung am\r\n6. November 2024 zunächst gestoppt. Der geplante nahtlose Anschluss der Umsetzung der RED III an das Auslaufen der EU-Notfall-Verordnung ist durch die vorgezogene Bundestagswahl am 23. Februar 2025 und einer sich voraussichtlich nun erst gebildeten neuen Bundesregierung nicht mehr möglich. Zu den Folgen einer verzögerten Umsetzung der RED III hat der Bundesverband WindEnergie (BWE) ein Informationspapier erstellt.4 Um die dort skizzierten negativen Auswirkungen – wie erhöhten Antrags- aufwand, mehr Bürokratie und Genehmigungsstaus – möglichst zu vermeiden bzw. minimieren, ist eine rasche Umsetzung der RED III durch die neue Bundesregierung unerlässlich.\r\nDie beschleunigende Wirkung der RED III beruht vor allem auf der Einführung von zwei neuen Ge- bietskategorien: Erneuerbare-Energien-Gebiete und Beschleunigungsgebiete. Insbesondere die Be- schleunigungsgebiete sollen zum Erreichen der Ausbauziele bis 2030 beitragen. Die Idee ist, dass bereits auf Plan- bzw. Gebietsebene umweltbezogene Aspekte berücksichtigt und Regeln für Minderungsmaß- nahmen festgelegt werden. Dadurch können auf Genehmigungsebene Prüfpflichten vereinfacht wer- den oder entfallen.\r\nEs ist zwar positiv hervorzuheben, dass die Ampel-Regierung bereits eine wichtige Entscheidung für be- stehende Windenergiegebiete getroffen hat. So wurde die Anerkennung bestehender Windenergiege- biete als Beschleunigungsgebiete fristgerecht als Teil des sogenannten PV-Pakets I beschlossen. Die Richtlinie fordert aber weitere eng gesetzte Umsetzungsfristen. Bis zum 21. Mai 2025 sollen die Erneu- erbare-Energien-Gebiete (Artikel 15b RED III) erfasst und wiederum neun Monate später, am 21. Feb- ruar 2026, soll die reguläre Ausweisung einer erheblichen Gesamtgröße von Beschleunigungsgebieten sichergestellt sein. Für die Umsetzung von Vorgaben für Genehmigungsverfahren gelten Fristen bis zum\r\n\r\n\r\n1 Richtlinie (EU) 2023/2413 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Oktober 2023 zur Änderung der Richtlinie (EU) 2018/2001, der Verordnung (EU) 2018/1999 und der Richtlinie 98/70/EG im Hinblick auf die Förderung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Aufhebung der Richtlinie (EU) 2015/652 des Rates – LINK.\r\n2 Verordnung (EU) 2022/2577 DES RATES vom 22. Dezember 2022 zur Festlegung eines Rahmens für einen beschleunigten Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien – LINK.\r\n3 Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solar- energie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort – LINK.\r\n4 BWE (2025): RED III: Folgen einer verzögerten Umsetzung für Projektierer und Behörden – LINK.\r\n \r\n\r\n1.\tJuli 2024 (Grundsätze für die Genehmigungsverfahren wie z. B. Fristen) bzw. 21. Mai 2025 (Spezialre- gelungen für Verfahren innerhalb von Beschleunigungsgebieten). Die Europäische Kommission hat auf- grund fehlender nationaler Umsetzung bereits am 26. September 2024 ein formales Vertragsverlet- zungsverfahren gegen Deutschland und andere Mitgliedstaaten eingeleitet.5\r\nIm Pakt für Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung der Länder vom 6. November 2023 wurde das Grundprinzip der 1:1 Umsetzung EU-rechtlicher Vorgaben festgelegt.6 EU-rechtliche Spielräume zur Verfahrensbeschleunigung sollen demnach gezielt ausgeschöpft werden.\r\nIm Koalitionsvertrag7 bekennt sich die neue Bundesregierung sowohl zu einer Fortführung des Bund- Länder-Paktes als auch zu einer zügigen Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III. Erleich- terungen bei der Planung und Genehmigung von Erneuerbaren Energien sind das erklärte Ziel. Die neue Bundesregierung ist in der Lage, an Erfahrungen und Möglichkeiten der Umsetzung im Entwurf vom Herbst 20248 anzuschließen oder auch neue Wege zu gehen und Umsetzungsspielräume auszuschöp- fen.9 In jedem Fall kann sie auf die Vorarbeit in der Befassung im parlamentarischen Verfahren auf- bauen.\r\nIm Folgenden erläutert der BWE die wichtigsten Vorschläge, die aus unserer Sicht vorgenommen wer- den sollten, um eine praxistaugliche und effektive Umsetzung der Richtlinie in nationales Recht zu ge- währleisten, damit die gewünschte Beschleunigung auch tatsächlich eintritt. Grundlage unserer Vor- schläge ist der Regierungsentwurf vom September 2024 in der Fassung der Gegenäußerung der Bun- desregierung10 zur Stellungnahme des Bundesrates, der nach Ansicht des BWE nochmal deutlich über- arbeitet werden muss.\r\n\r\n2\tDie wichtigsten Umsetzungsempfehlungen im Überblick\r\nNachfolgend sind die aus Sicht des BWE vorrangigen Empfehlungen für eine zielführende Umsetzung mit schneller Wirkung im Überblick dargestellt. Von besonderer Bedeutung ist hierbei, dass der geneh- migungsrechtliche Teil der RED III zeitnah in nationales Recht überführt wird, um die Lücke, die durch das Auslaufen der EU-Notfallverordnung abgefedert wird. Insbesondere sollte der durch die Richtlinie eröffnete Umsetzungsspielraum im Sinne der Beschleunigung voll ausgeschöpft werden und klare Begriffe und eindeutige Vorgaben für die Planungs- und Genehmigungsverfahren geschaffen wer- den.\r\n\r\n\r\n\r\n5 Siehe unter: LINK.\r\n6 Pakt für Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung zwischen Bund und Ländern, S. 47 – LINK.\r\n7 Abrufbar unter: LINK.\r\n8 BT-Drs. 20/12785, Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort – LINK.\r\n9 Ein wesentlicher Aspekt in diesem Zusammenhang ist der Diskontinuitätsgrundsatz. Dieser besagt, dass Gesetzesvorhaben mit dem Ende einer Legislaturperiode nicht automatisch fortgeführt werden müssen. Es steht jedoch einer neuen Bundesre- gierung frei, die Entwürfe – sei es in unveränderter Form oder in modifizierter Fassung – erneut in den Bundestag einzubrin- gen.\r\n10 Stellungnahme des Bundesrats 18. Oktober 2024 – LINK; Gegenäußerung der Bundesregierung – LINK.\r\n \r\n\r\nAuf Planungsebene sind insbesondere folgende Punkte wichtig:\r\n•\tKlare und rechtssichere Ausgestaltung der Gebietsausschlüsse.\r\n•\tRichtlinienkonformes Artenspektrum bei den Minderungsmaßnahmen umsetzen.\r\n•\tWeitergehende Standardisierung im Bereich der Minderungsmaßnahmen vornehmen.\r\n•\tAufnahme einer Pflicht zur Festlegung von Minderungsmaßnahmen für Energiespeicheran- lagen.\r\nAuf Genehmigungsebene sind insbesondere folgende Punkte zeitnah umzusetzen:\r\n•\tDas überschlägige Überprüfungsverfahren konkretisieren.\r\n•\tKonsequenter Wegfall der UVP, FFH- und Artenschutzprüfung sowie der Prüfung des habitat- schutzrechtlichen Verschlechterungsverbots.\r\n•\tAusnahme von UVP und FFH-Verträglichkeitsprüfung im Falle der Feststellung nachteiliger Auswirkungen nutzen.\r\n•\tMögliche Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten umsetzen.\r\n•\tDie Vereinbarkeitsvermutung der Umweltverträglichkeit klar herausstellen.\r\n•\tDen Zahlungsmechanismus auf das erforderliche Maß beschränken.\r\n\r\n3\tIm Einzelnen\r\n3.1\tPlanungsebene\r\nDie Richtlinie sieht für die Ausweisung von Beschleunigungsgebieten ein zweistufiges Verfahren vor. In der ersten Phase bestimmen die Mitgliedstaaten sogenannte Erneuerbare-Energien-Gebiete (EE- Gebiete). Dazu ermitteln sie das gesamte inländische Potenzial sowie die verfügbaren Landflächen, un- terirdischen Flächen, Meere oder Binnengewässer, die für den Bau von Anlagen zur Erzeugung von Ener- gie aus erneuerbaren Quellen und die dazugehörige Infrastruktur erforderlich sind, um mindestens ih- ren nationalen Beitrag zum Gesamtziel der Union zu erreichen. Dieses Ziel sieht vor, dass bis zum Jahr 2030 mindestens 42,5 % des Bruttoendenergieverbrauchs aus erneuerbaren Quellen stammen (Art. 15b Absatz 1 RED III).\r\nIn der zweiten Phase müssen die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass die zuständigen Behörden Pläne verabschieden, durch die in den ermittelten EE-Gebieten für eine oder mehrere Arten Erneuerbarer Energiequellen sogenannte Beschleunigungsgebiete ausgewiesen werden (Art. 15c Absatz 1 RED III).\r\n3.1.1\tMapping von Erneuerbare-Energien-Gebieten (EE-Gebieten), Art. 15b RED III\r\nGemäß Art. 15b der RED III müssen die Mitgliedstaaten bis zum 21. Mai 2025 die EE-Gebiete in ihrem Hoheitsgebiet erfassen, die für die jeweiligen nationalen Beiträge zum Gesamtziel der Union für Energie aus erneuerbaren Quellen für 2030 notwendig sind. Ziel ist die Ermittlung des inländischen Potenzials und der verfügbaren Flächen, die für die Errichtung von Anlagen für Erneuerbare Energien und die damit verbundene Infrastruktur benötigt werden, um ihrerseits mindestens die nationalen Beiträge zum Ge- samtziel der Union für Erneuerbare Energien bis 2030 zu erreichen. Es ist wichtig zu beachten, dass die koordinierte Erfassung gemäß Art. 15b Absatz 1 RED III lediglich der Identifizierung von Potenzialen und Flächen dient, ohne dass hierfür eine planerische Ausweisung erforderlich ist. Von den Mitglied- staaten ist daher nur ein tatsächliches Handeln erforderlich. Art. 15b Absatz 2 RED III spricht lediglich\r\n \r\n\r\nvon einer „Identifizierung“ und stellt keine weiteren formalen Anforderungen und belässt den Mitglied- staaten und damit auch der Bundesregierung einen weiten Gestaltungsspielraum bei der Umsetzung.\r\nIm letzten Gesetzesentwurf zur nationalen Umsetzung der RED III wurde in Bezug auf Art. 15b RED III kein gesetzlicher Umsetzungsbedarf gesehen.11 Dies sollte im Zuge des neuen Gesetzgebungsvorha- bens nochmals evaluiert werden.\r\nVor dem Hintergrund der erforderlichen Flächenpotenziale betont der BWE außerdem die herausra- gende Bedeutung der Sicherstellung des Zwei-Prozent-Mindestflächenziels für die Nutzung der Windenergie in Deutschland. Mit der Einführung des WindBG wurde eine Verbindung zwischen den Ausbauzielen im EEG und der eigentlichen Flächenausweisung in den einzelnen Bundesländern herge- stellt. Ohne die erforderlichen Flächen können die Ziele des EEG nicht erreicht werden. Die Flächenbei- tragswerte für die Länder legen verbindlich fest, in welchem prozentualen Mindestumfang die Auswei- sung von Flächen für die Windenergienutzung in den Bundesländern zu erfolgen hat. Das WindBG soll sicherstellen, dass die erforderlichen Flächen für den Ausbau der Windenergie als Windenergiegebiete bzw. Beschleunigungsgebiete bereitstehen. Dies ist erforderlich, damit Beschleunigungsgebiete ge- nutzt und ein zielkonformer Zubau der Windenergie gelingen kann und zu der Verwirklichung der Ziele der RED III beitragen wird.\r\n3.1.2\tAusweisung von Beschleunigungsgebieten, Art. 15c RED III\r\nDie RED III verpflichtet die Mitgliedstaaten zur Ausweisung sogenannter Beschleunigungsgebiete, in de- nen für Erneuerbare-Energien-Vorhaben ein besonderes, beschleunigtes Genehmigungsverfahren ge- mäß der Art. 16 und 16a der genannten Richtlinie gelten soll. Die Ausweisung der Gebiete ist an ver- schiedene Voraussetzungen geknüpft, zu denen der BWE im Folgenden konkrete Vorschläge unterbrei- tet.\r\nInnerhalb von 27 Monaten, also bis zum 21. Februar 2026, müssen die Mitgliedstaaten die Ausweisung sog. Beschleunigungsgebiete für Erneuerbare Energien in einem ausreichenden Umfang für eine oder mehrere EE-Technologien sicherstellen, vgl. Art. 15c RED III. Der konkrete Umfang steht im Ermessen der Mitgliedstaaten. Ziel muss es jedoch sein, eine erhebliche Gesamtgröße sicherzustellen und zur Verwirklichung der EU-EE-Ziele beizutragen, vgl. Art. 15c Absatz 3 RED III. Auch aus diesem Grund ist eine schnelle gesetzgeberische Entscheidung geboten.\r\nNach Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 a) RED III müssen die zuständigen Behörden ausreichend homo- gene Land-, Binnengewässer- und Meeresgebiete ausweisen, in denen in Anbetracht der Besonderhei- ten des ausgewählten Gebiets die Nutzung einer bestimmten Art oder bestimmter Arten Erneuerbarer Energie voraussichtlich keine erheblichen Umweltauswirkungen hat. Dabei müssen sie:\r\n\r\n\r\n11 Vgl. BT-Drs. 20/12785, Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort, S. 33 – LINK: „Die dort vorgesehene Erfas- sung des inländischen Flächenpotenzials erfolgt auf Grundlage der im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz erstellten Studie „Analyse der Flächenverfügbarkeit für Windenergie an Land post-2030“. Anhand der für die Nut- zung der Windenergie einschlägigen Kriterien werden hier die Potenzialflächen untersucht und abgegrenzt. Es ist zu erwarten, dass der Umfang der dort dargestellten Potenzialflächen über den für den nationalen Beitrag Deutschlands in Höhe eines Anteils von 40 Prozent erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch zum EU-Gesamtziel bis zum Jahr 2030 erforder- lichen Umfang deutlich hinausgehen wird. Die Ausweisung der Flächen, welche mit den Ausbauzielen des EEG und dem im deutschen nationalen Energie- und Klimaplan festgelegten Zielpfaden im Einklang stehen, erfolgt in Deutschland in den Raum- ordnungs- oder Flächennutzungsplänen der Länder bzw. Kommunen.“\r\n \r\n\r\ni)\tvorrangig künstliche und versiegelte sowie vorbelastete Flächen auswählen;\r\nii)\tNatura-2000-Gebiete und Gebiete, die im Rahmen nationaler Programme zum Schutz der Natur und der biologischen Vielfalt ausgewiesen sind, Hauptvogelzugrouten und Meeres- säuger-Hauptzugrouten und andere Gebiete, die auf der Grundlage von Sensibilitätskarten und mit den unter Punkt iii genannten Instrumenten ermittelt wurden, ausschließen;\r\niii)\talle geeigneten und verhältnismäßigen Instrumente und Datensätze nutzen, um die Gebiete zu ermitteln, in denen keine erheblichen Umweltauswirkungen durch Anlagen zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen zu erwarten wären.\r\nDie Bereichsausnahmen sind im Rahmen der nationalen Umsetzung klar zu definieren und dürfen angesichts des überragenden öffentlichen Interesses an Erneuerbare Energien (vgl. § 2 EEG) keines- falls zu einer erheblichen Flächenbeschränkung und Untergrabung des Beschleunigungsziels führen.\r\nDer Gebietsausschluss von Hauptvogelzugrouten kann europäisch relevant werden, beispielswiese in der Meeresenge von Gibraltar oder in den Pyrenäen. In Deutschland gibt es keine Hauptvogelzugrouten, auf denen eine große Anzahl an Vögeln das Land aufgrund der Naturgegebenheiten auf engem Raum überfliegen, sodass Windenergieanlagen (WEA) diese Flüge stören würden. Hierzulande fliegen die Vö- gel im sog. „Breitfrontzug“, das bedeutet, dass die Vögel die Gebiete breitflächig ohne besondere Zug- straße in der gewählten Zugrichtung überfliegen. Dass diese Bereichsausnahme in Deutschland derzeit keine Anwendung findet, sollte im Umsetzungsgesetz klargestellt werden.\r\nFür die Umsetzung dieser Vorgaben bietet sich nach Ansicht des BWE eine Anknüpfung an die Rege- lungen zur Festsetzung von Windenergiegebieten in Flächennutzungs- und Raumordnungsplänen ge- mäß § 2 Nr. 1 WindBG an. Windenergiegebiete könnten daher zugleich als Beschleunigungsgebiete dargestellt bzw. ausgewiesen werden. Hiervon ausgenommen sind entsprechend den unionsrechtlichen Vorgaben des Art. 15c Absatz 1 a) ii) RED III die oben genannten Schutzgebiete: Natura-2000-Gebiete und Gebiete, die im Rahmen nationaler Programme zum Schutz der Natur und der biologischen Vielfalt ausgewiesen sind, Hauptvogelzugrouten und Meeressäugerhauptzugrouten und andere Gebiete, die auf der Grundlage von Sensibilitätskarten und mit den unter Punkt iii) genannten Instrumenten ermittelt wurden.\r\nIm ehemaligen Regierungsentwurf wurde die Richtlinienvorgabe insoweit umgesetzt, als Beschleuni- gungsgebiete dort ausgeschlossen sind, wo Vorhaben voraussichtlich erhebliche Umweltauswirkungen haben würden (gebietsbezogene Ausnahmeregelung):\r\n„1. Natura 2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Nationalparke oder Kern- und Pflegezonen von Biosphärenreservaten im Sinne des Bundesnaturschutzgesetzes oder\r\n2.\tGebiete mit landesweit bedeutendem Vorkommen mindestens einer durch den Ausbau der Windenergie betroffenen Art im Sinne des § 7 Absatz 2 Nummer 12 oder Nummer 14 des Bun- desnaturschutzgesetzes, die auf der Grundlage von vorhandenen Daten zu bekannten Artvor- kommen oder zu besonders geeigneten Lebensräumen ermittelt werden können.“\r\nDie in den Nummern 1 und 2 genannten Gebiete gestalteten abschließend die Fälle, in denen es vo- raussichtlich erhebliche Umweltauswirkungen im Sinne dieser Vorschrift geben würde.\r\nZudem sah der Regierungsentwurf vor, dass die Länder durch Landesgesetz bestimmen können, dass es – abweichend von der Ausweisungspflicht – im Ermessen der Gemeinde/planaufstellenden Behörde steht, zusätzliche Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete darzustellen, sobald und solange der\r\n \r\n\r\nFlächenbeitragswert nach Anlage Spalte 2 des WindBG oder das jeweilige daraus abgeleitete Teilflä- chenziel nach § 3 Absatz 2 Satz 1 Nr. 2 oder Satz 2 des WindBG erreicht wird. Der BWE bewertete diese Regelung als positiv. Es bedarf jedoch einer Klarstellung in der Gesetzesbegründung, dass die zusätz- liche Ausweisung von Flächen als Beschleunigungsgebiete durch die Gemeinden/planaufstellende Behörde auch nach Erreichen des Flächenbeitragswerts nach Anlage Spalte 2 des WindBG oder des jeweiligen daraus abgeleiteten Teilflächenziels ausdrücklich möglich ist.\r\n3.1.2.1\tRichtlinienkonforme Umsetzung des Artenspektrums\r\nDer BWE weist zudem darauf hin, dass die Richtlinie lediglich die streng geschützten Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 14 BNatSchG sowie die europäischen Vogelarten umfasst und unbedingt darauf beschränkt werden sollte.12 So verlangt die Richtlinie in den Plänen zur Ausweisung der Beschleuni- gungsgebiete die Festlegung geeigneter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen, um mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, gegebenenfalls erheblich zu verringern (Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 b) RED III). Damit sollen unter anderem die artenschutz- rechtlichen Verpflichtungen aus Art. 12 Absatz 1 Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie und Art. 5 Vogelschutz- richtlinie eingehalten werden. Art. 12 Absatz 1 Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie dient dabei dem Schutz der in Anhang IV Buchstabe a) Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie genannten FFH-Tierarten. Art. 5 der Vo- gelschutzrichtlinie schützt die europäischen Vogelarten nach Art. 1 der Richtlinie. Eine Bezugnahme auf die „besonders geschützten Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 13 des BNatSchG“ würde das Arten- spektrum erheblich erweitern und ist im Rahmen der nationalen Umsetzung nicht erforderlich und daher anzupassen. Der BWE spricht sich für eine 1:1-Umsetzung der Richtlinie aus, die sich nur auf die in der RED III genannten Arten bezieht (siehe konkreter Gesetzesvorschlag unter Punkt 3.1.2.3).\r\n3.1.2.2\tWeitere Definition der „sensiblen Gebiete“ erforderlich\r\nIn Bezug auf die Kategorie der sogenannten „sensiblen Gebiete“ als Bereichsausnahme im Rahmen der Ausweisung der Beschleunigungsgebiete sollte nach Ansicht des BWE dem Bedürfnis nach einer klaren und konkreten Definition nachgekommen werden. Sehr allgemein gehaltene Begrifflichkeiten lassen in der Verwaltungspraxis keine eindeutige Auslegung zu. Für den Vollzug ist eine klare Definition jedoch unerlässlich, um eine einheitliche Verwaltungspraxis sicherzustellen. Ansonsten drohen erhebliche Flä- chenverkürzungen sowie unnötige Unsicherheiten für die Planungsträgerinnen.13\r\nDennoch begrüßen wir die Klarstellung im ehemaligen Regierungsentwurf, dass die Artvorkommen von landesweiter Bedeutung sein müssen. In der Gesetzesbegründung wurde weiter ausgeführt, dass zur Ermittlung der landesweit bedeutenden Artvorkommen Daten zu besonders geeigneten Lebensraum- typen im Sinne des Anhangs I der europäischen Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie herangezogen werden können, oder aber die Gebiete werden mit Daten ermittelt, aus denen sich Vorkommen lebensraumty- pischer Arten in großen Beständen, dem Gefährdungsgrad einer Art, der Verantwortlichkeit für die Art oder auch einer übergeordneten genetischen Bedeutung von lokalen Vorkommen ergeben. Es sollte\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n12 Artikel 15c RED III stellt auf die Verpflichtungen gem. Artikel 6 II, 12 I FFH-Richtlinie und Artikel 5 Vogelschutzrichtlinie ab.\r\n13 Da es sich bei den Planungsträgerinnen, Projektträgerinnen, Antragstellerinnen um juristische Personen handelt, wird fortan das Femininum verwendet.\r\n \r\n\r\nhier deutlich werden, dass mit „landesweit bedeutenden Artvorkommen“ keine vereinzelte Anhäu- fung von Brutpaaren gemeint sein kann und ein pauschaler Ausschluss von Gebieten, für beispiels- weise den Rotmilan oder die Fledermaus, somit nicht mehr möglich sein sollte.\r\nProblematisch sieht der BWE im ehemaligen Regierungsentwurf einen Rückgriff auf eine „wertende fachliche Beurteilung“ ohne konkreten Beurteilungsmaßstab. Sollte die Gemeinde/planaufstellende Be- hörde auf Daten zu besonders geeigneten Lebensräumen zurückgreifen, kann sie neben den Lebens- raumtypen des Anhangs 1 „auf Grundlage einer wertenden fachlichen Beurteilung insbesondere der Größe des Gebiets, der artspezifischen Habitatqualität, des tatsächlichen Vorkommens von Exemplaren einer Art und der Eignung für mehrere Arten identifiziert werden“. Eine solche Auslegung würde das an überprüfbaren Sachverhalten orientierte Vorgehen hin zu einem unverhältnismäßigen Einschätzungs- spielraum der jeweiligen Behörde verwässern. Die „wertende fachliche Beurteilung“ ohne Vorgabe ei- nes konkreten Maßstabs bringt Unsicherheit in den Prozess und birgt das Risiko, dass Gemeinden Flä- chen deshalb ausschließen. Ein Bewertungsmaßstab ist nach Ansicht des BWE zwingend erforderlich und sollte im neuen Regierungsentwurf entsprechend berücksichtigt werden.\r\nSchließlich sind Dichtezentren, Schwerpunktvorkommen, Brut- und Rastgebiete, Kolonien und sonstige Ansammlungen betroffener Arten weder einheitlich definiert, angewendet noch rechtlich normiert. Die Auslegung der Regelung sollte keinesfalls auf die einzelnen Planungsträgerinnen abgewälzt werden. Der Richtlinientext geht schließlich von vorhandenen Daten aus und will auf national vorhandene Ge- bietskategorien zurückgreifen (z. B. die ausgewiesenen Natura 2000-Gebiete). Insofern kann es sich bei den Artvorkommen nur um bereits ermittelte Schwerpunkträume handeln (Wortlautargument aus Art. 15c Absatz 1 a) ii) RED III „ermittelt wurde“ im Präteritum).\r\nFür mehr Planungs- und Rechtssicherheit schlägt der BWE eine abschließende Liste der Artvorkommen von landesweiter Bedeutung durch die jeweiligen Landesinstitutionen vor, die z. B. alle fünf Jahre zu aktualisieren ist. Es darf hier nur auf Grundlage vorhandener Daten zu Gebietsausschlüssen kommen. Entscheidend ist, dass eine erhebliche Gesamtgröße der Beschleunigungsgebiete sichergestellt wird.\r\nDer BWE regt zudem die Klarstellung an, dass es sich bei den folgenden Gebietsausschlüssen – ähnlich wie bei § 6 WindBG – um eine rein formale Prüfung handelt, mit der Folge, dass eine auch inzidente materielle Überprüfung der Gebietsausschlüsse nicht stattfindet.\r\n3.1.2.3\tFestlegung geeigneter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen, Art. 15c Absatz 1 b) RED III\r\nAuf Planungsebene müssen die zuständigen Behörden in den Plänen „geeignete Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen festlegen, die bei der Errichtung von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie und von Energiespeichern am selben Standort sowie der für den Anschluss solcher Anlagen und Speicher an das Netz erforderlichen Anlagen zu ergreifen sind, um mögliche negative Umweltauswir- kungen zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, gegebenenfalls erheblich zu verringern, wobei die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass geeignete Minderungsmaßnahmen verhältnismäßig und zeitnah durchgeführt werden“, damit die Ge- und Verbote aus der FFH-Richtlinie, der Vogelschutzrichtlinie und der Wasserrahmenrichtlinie eingehalten werden und keine Verschlechterung eintritt sowie ein guter ökologischer Zustand oder ein gutes ökologisches Potenzial gemäß Art. 4 Absatz 1 a) ii) der Wasserrah- menrichtlinie erreicht wird, vgl. Art. 15c Absatz 1 b) RED III.\r\n \r\n\r\nIm Hinblick auf die Festlegung geeigneter Minderungsmaßnahmen hat die deutsche Gesetzgebung mit\r\n§ 45b und der Anlage 1 des BNatSchG bezogen auf kollisionsgefährdete Brutvögel bereits Vorarbeit für die Festlegung wirksamer Minderungsmaßnahmen geleistet. Diese Regelungen sollten weiter ergänzt und konkretisiert werden, z. B. zur dringend notwendigen Standardisierung auch des Störungs- und Zerstörungsverbotes und zur Standardisierung des Umgangs mit Fledermäusen sowie zur Klarstel- lung des für die Planungsträgerinnen abschließenden Charakters der Regelungen.14\r\nFür Fledermäuse regt der BWE an, am bewährten Vorgehen von § 6 WindBG anzuknüpfen und pau- schale Abschaltvorgaben mit einem anschließenden freiwilligen Gondelmonitoring vorzugeben.15 Dabei sollten pauschale Abschaltparameter gesetzlich konkretisiert werden und gleichzeitig folgende Parameter vorliegen: eine Windgeschwindigkeiten von weniger als 6 m/s, Temperaturen über 10 Grad Celsius und kein Niederschlag zu einer Abschaltung der WEA im Zeitraum von April bis Oktober von Sonnenuntergang bis Sonnenaufgang.16\r\nDer BWE schlägt vor, dass die Planungsträgerinnen in ihren Plänen in Bezug auf die Brutvögel auf die im BNatSchG und der Anlage aufgeführten Minderungsmaßnahmen verweisen und festschreiben, dass de- ren Erforderlichkeit anschließend auf Genehmigungsebene auf Grundlage des anzupassenden § 45b und § 45c BNatSchG geprüft wird und erforderlichenfalls die Festsetzung von Minderungsmaßnahmen aus dem vorgegebenen Pool vorzunehmen ist. So kann auch bei weiteren Standardisierungen vorgegan- gen werden. Hierbei können die Planungsträgerinnen aus einer bundeseinheitlichen Liste mit wirksa- men und verhältnismäßigen Minderungsmaßnahmen auswählen, die spezifisch für ihren Planungsraum infrage kommen.\r\nDer BWE weist außerdem darauf hin, dass im zukünftigen Gesetzestext von § 249a Absatz 2 BauGB bzw.\r\n§ 28 Absatz 4 ROG eine Pflicht zur Festlegung von Regelungen für Minderungsmaßnahmen auch für Energiespeicheranlagen aufgenommen werden sollte.17 Im früheren Regierungsentwurf wurden Ener- giespeicheranlagen, die durch die Genehmigungserleichterungen ebenfalls erfasst sind und am selben Standort wie die WEA errichtet werden, nicht erwähnt. Der BWE hält jedoch eine Umsetzung für erfor- derlich, da die im Genehmigungsverfahren vorgesehenen Erleichterungen für Energiespeicher am sel- ben Standort gemäß der Richtlinie an die Einhaltung der vorgesehenen Planmaßnahmen geknüpft sind (siehe konkreter Gesetzgebungsvorschlag unter Punkt 3.1.2.3).\r\n3.1.2.4\tKonkreter Gesetzesvorschlag für eine Änderung im BauGB\r\nDer BWE regt vor dem Hintergrund der gemachten Ausführungen folgende Umsetzung in einem mögli- chen § 249a BauGB an.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n14 Vgl. BWE (2023): Positionspapier zu Ergänzungen und Korrekturen zum BNatSchG – LINK.\r\n15 Vgl. unten S. 29, Punkt 3.2.2.7.\r\n16 BWE-Positionspapier: Praxistauglicher Fledermausschutz (2023) – LINK.\r\n17 Deutinger/Sailer, Beschleunigungsgebiete für die Windenergie an Land, Würzburger Berichte zum Umweltenergierecht Nr. 58 vom 10.10.2024, S. 15 – LINK.\r\n \r\n\r\nKonkret: § 249a BauGB wie folgt zu ändern (neuer Text fett):\r\n„ (1) …\r\n(2) Bei der Darstellung der Beschleunigungsgebiete sind geeignete Regeln für wirksame Minde- rungsmaßnahmen für die Errichtung und den Betrieb von Anlagen im Sinne des § 6b Absatz 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes und ihrem Netzanschluss darzustellen, um in der Um- weltprüfung nach § 2 Absatz 4 ermittelte mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, erheblich zu verringern. Abweichend von § 2 Absatz 4 und der Anlage 1 sind Umweltauswirkungen nach Satz 1 nur Auswirkungen auf\r\n1.\tdie Erhaltungsziele im Sinne des § 7 Absatz 1 Nummer 9 des Bundesnaturschutzgesetzes,\r\n2.\tbesonders geschützte Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 13 14 des Bundesnaturschutzgesetzes und\r\n3.\tdie Bewirtschaftungsziele im Sinne des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes.\r\nDie Darstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen kann entsprechend der Anlage 3 erfol- gen.\r\n(…).“\r\nDie vorstehenden Anpassungsvorschläge sind auch in einem entsprechenden § 28 ROG umzusetzen.\r\n\r\n3.1.2.5\tEinfügung einer Gesetzesanlage/Anlage 3\r\nDie Richtlinie verlangt in den Plänen zur Ausweisung der Beschleunigungsgebiete die Festlegung geeig- neter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen, um mögliche negative Umweltauswirkungen zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, gegebenenfalls erheblich zu verringern, Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 lit. b RED III.\r\nFür die Aufstellung von Minderungsmaßnahmen in den Flächennutzungs- und Raumordnungsplänen bietet sich eine Gesetzesanlage an. Hier sollte auf die bundeseinheitlichen Standardisierungen ver- wiesen werden, bzw. geeignete Maßnahmen für das spezifische Beschleunigungsgebiet aus der Liste geeigneter Maßnahmen ausgewählt werden (z. B. Anlage 1 Abschnitt 2 zu § 45b und des BNatSchG).\r\nSollte an dem Vorschlag der Gesetzesanlage/Anlage 3 zur Umsetzung der Regeln für Minderungsmaß- nahmen festgehalten werden, sind wesentliche Konkretisierungen erforderlich. Die Verwendung von ungeklärten und/oder nicht definierten Rechtsbegriffen zog sich auch durch die Anlage 3 zu § 249a Ab- satz 2 Satz 3 und § 249c Absatz 2 Satz 2 BauGB des ehemaligen Regierungsentwurfs.18 Die Vorgaben wiesen insgesamt noch eine erhebliche Allgemeinheit und Abstraktheit auf und wurden zudem als un- verbindliche Hilfestellung formuliert, ohne rechtlich bindende Verpflichtungen zu begründen.19 Grund- sätzlich sollte die Anlage 3 in ihren Bestimmungen das Ziel haben, die Planungsträgerinnen zu entlasten – und nicht etwa mit neuen Aufgaben zu versehen, die dem beabsichtigten Beschleunigungscharakter der RED III fundamental entgegenstehen würden.\r\n\r\n\r\n18 Gleiches gilt für eine entsprechende Änderung im ROG.\r\n19 BT-Drs. 20/12785, Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort, S. 72 – LINK.\r\n \r\n\r\nMögliche Umweltauswirkungen wurden in der Anlage unter II.3.1 aufgeführt. Hier ist nach Ansicht des BWE in einer zukünftigen Gesetzesanlage eine Klarstellung erforderlich: „Auswirkungen“ sind nicht weiter definiert und somit ist nicht klar, was hierunter zu verstehen ist. Dazu können allein „Auswirkun- gen“ keinen Verbotstatbestand auslösen. Relevant sein können lediglich erhebliche Störungen, also sol- che, die den Erhaltungszustand der lokalen Population verschlechtern, oder eine signifikante Erhöhung des Tötungs- und Verletzungsrisikos für kollisionsgefährdete Vogelarten. Für diese sind, sofern erfor- derlich, geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen anzuordnen.\r\nKonkret: Der BWE regt daher folgende Streichung in der Anlage 3 II.3.1. in Beschleunigungsgebieten für die Windenergie an Land und für die Solarenergie an:\r\n„II.3.1 c) „bau-, anlagen- und betriebsbedingte erhebliche Störungen und/oder einer signifikan- ten Erhöhung des Tötungsrisikos für Auswirkungen auf Rastgebiete, Kolonien, Schlafplatzge- meinschaften oder sonstige Ansammlungen störungsempfindlicher europäischer Vogelarten (§ 44 Absatz 1 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes),“\r\n3.1.2.6\tFormale Anforderungen\r\nDie in Art. 15b RED III vorgesehene Voraussetzung, nach der Beschleunigungsgebiete zuvor einer Um- weltprüfung und Öffentlichkeitsbeteiligung zu unterziehen sind, müsste aufgrund der möglichen An- knüpfung an die Ausweisung von Windenergiegebieten nicht mehr umgesetzt werden, da Flächennut- zungspläne und Raumordnungspläne in § 2 Absatz 4 BauGB bzw. 8, 9 ROG sowohl die Durchführung einer Umweltprüfung als auch die Beteiligung der Öffentlichkeit vorsieht.\r\n \r\n\r\n3.2\tGenehmigungsebene\r\nDer BWE bewertet den Regierungsentwurf auch im Bereich des Genehmigungsrechts als eine grund- sätzlich tragfähige Basis, die jedoch weiterer Überarbeitung und Konkretisierung bedarf, um die erfor- derliche Verfahrensvereinfachung und -beschleunigung zu erreichen und in diesem Sinne auch den durch die Richtlinie eröffneten Umsetzungsspielraum in vollem Umfang auszuschöpfen.\r\nWichtig ist eine schnelle Umsetzung aller Regelungen der RED III, der BWE erachtet die zügige Umset- zung noch vor der parlamentarischen Sommerpause, aber insbesondere der besonderen Genehmi- gungserleichterungen in den Beschleunigungsgebieten nach der RED III für wichtig. Diese sind gemäß Artikel 5 Absatz 1 Unterabsatz 1 der RED III bis zum 21. Mai 2025 umzusetzen. Mit der Umsetzung der Genehmigungsregelungen der RED III, könnten die Erleichterungen zumindest schon in den nach § 6a WindBG bereits anerkannten Beschleunigungsgebieten greifen und das Auslaufen der Erleichterun- gen nach der EU-Notfallverordnung 2022/2577 am 30. Juni 2025 würde abgefedert werden. Die erfor- derlichen Änderungen werden im Folgenden dargestellt und begründet.\r\n3.2.1\tVorgaben innerhalb und außerhalb von Beschleunigungsgebieten, Art. 16 RED III\r\n3.2.1.1\tWeit gefassten Anwendungsbereich umsetzen: fakultativer Einbezug bisheriger Annexgenehmigungen\r\nEntsprechend der Richtlinie inkludiert das Genehmigungsverfahren für Erneuerbare Energien außer- wie innerhalb von Beschleunigungsgebieten alle einschlägigen Verwaltungsgenehmigungen für den Bau und Betrieb von Anlagen, darunter auch Energiespeicher am selben Standort wie die Anlage, Art. 16 Absatz 1 RED III. Damit sind insbesondere auch die Nebenanlagen einer WEA umfasst. In der deutschen Regelung ist dieser weite Anwendungsbereich praxistauglich umzusetzen.\r\nZu beachten ist hierbei insbesondere auch die Frage einer neuen „Einkonzentrierung“ bisheriger sog. Annexgenehmigungen in den BImSchG-Antrag nach § 13 BImSchG wie beispielsweise für die Zuwe- gung, das Umspannwerk oder auch die wasserrechtliche Genehmigung. In den Bundesländern gibt es teils unterschiedliche Regelungen dazu. Der BWE verzeichnet in seiner Mitgliedschaft vermehrt die Ent- wicklung, dass z. B. für Zuwegungen separate Genehmigungen20 nötig sind. Auf der einen Seite birgt dies erhebliches Verzögerungspotenzial, da teilweise Unklarheiten über Zuständigkeitsfragen und der Frage des richtigen Verfahrens bestehen. Auch im Sinne des angestrebten Bürokratieabbaus sollte hier gestrafft werden.\r\nAuf der anderen Seite kann eine separate Behandlung der Nebenanlagen aber auch sinnvoll sein, wenn\r\nz. B. die Genehmigung für die Zuwegung schon früher erteilt wird, die BImSch-Behörde dadurch Entlas- tung erfährt und auch die Planung damit schneller voranschreiten kann. Welches Vorgehen sinnvoller ist, kann die Projektträgerin am besten beurteilen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n20 Vorgehen der Behörden sehr unterschiedlich: Teilweise vollständig separates Verfahren für die Zuwegung, teilweise wird auch zwischen der Zuwegung in einem bestimmten Radius um die WEA, z. B. 100 m (Teil des BImSchG-Verfahrens) und der restlichen Zuwegung (separates Baugenehmigungsverfahren) bzw. Zuwegung innerhalb eines Windenergiegebietes (Teil des BImSchG-Verfahrens) und außerhalb (separates Baugenehmigungsverfahren) unterschieden. Dies kann zu erheblichen Verzögerungen führen.\r\n \r\n\r\nZudem sollte die Vollständigkeit der Anträge für die Nebenanlagen nicht zwingend Voraussetzung für einen vollständigen Antrag sein, wenn z. B. die Feinplanung für die Zuwegung noch nicht vorliegt, aber der BImSch-Antrag schon gestellt werden könnte. In Deutschland ist es bisher so, dass die „Vollständig- keit der Unterlagen“ – als Zeitpunkt des Fristbeginns für die BImSch-Genehmigung – die Unterlagen für die separaten Annexgenehmigungen nicht einschließt. Um keine Verzögerungen etwa aufgrund später Vollständigkeit der Unterlagen und damit späten Fristbeginns zu verursachen, sollte die Umsetzungsre- gelung den Vorhabenträgerinnen die Entscheidung ermöglichen, die bisherigen Annexgenehmigungen auch weiterhin als selbstständigen Annex zu belassen oder sie in den BImSch-Antrag bzw. der Konzen- trationswirkung einzubeziehen, wenn dies wie eingangs erläutert sinnvoller ist (fakultativer Einbezug der Annexgenehmigungen).\r\n\r\nDafür ist nach Ansicht des BWE die Klarstellung nötig, dass die immissionsschutzrechtliche Konzentra- tionswirkung gemäß § 13 BImSchG explizit auch die Zulassungsverfahren für Zuwegung, Kabeltrasse sowie alle sonstigen für die Durchführung des Vorhabens Bundes- oder Landesrecht erforderlichen Zulassungsverfahren umfasst, sofern die Antragstellerin dies beantragt.\r\n\r\nIn § 10a BImSchG-RegE sind die Sonderregelungen für EE-Vorhaben aufgenommen. Diese Vorschrift soll die Regelungen des bisherigen § 10 Absatz 5a BImSchG ersetzen.\r\nKonkret: § 10a Absatz 2 Satz 2 BImSchG-RegE wird wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n„(2) Auf Antrag des Trägers des Vorhabens werden das Genehmigungsverfahren sowie alle sons- tigen Zulassungsverfahren, die für die Durchführung des Vorhabens nach Bundes- oder Landes- recht erforderlich sind, über eine einheitliche Stelle abgewickelt. Die Rechtswirkung gemäß § 13 umfasst auch die Zulassungsverfahren für Zuwegung, elektrische Leitungen, Steuerungs- und Kommunikationsleitungen sowie alle sonstigen für die Durchführung des Vorhabens nach Bundes- oder Landesrecht erforderlichen Verfahren, sofern diese Antragsgegenstand sind und es sich um Vorhaben gem. § 3 Nr. 15a, 21 Erneuerbare-Energien-Gesetz handelt.“\r\n3.2.1.2\tAusreichend Ressourcen für Antragsbearbeitung bereitstellen\r\nGemäß Art. 16 Absatz 3 und 7 RED III müssen Bund und Länder ausreichend finanzielle und personelle Ressourcen in den Behörden zur Prüfung der Anträge bereitstellen. Dies begrüßt der BWE ausdrücklich, denn es bedarf aufseiten der Genehmigungsbehörden eines massiven personellen Aufwuchses sowie fachlicher Schulungen, um den größeren Ausbaubedarf bearbeiten zu können. Die bisherige Ausstat- tung reicht nicht aus. Außerdem sollten die Behörden mit angemessenem technischem Equipment aus- gestattet werden, um die digitale Einreichung der Antragsunterlagen zu ermöglichen.21\r\n\r\n3.2.1.3\tElektronisches Verfahren einführen\r\nGemäß Art. 16 Absatz 3 Satz 7 RED III müssen die Mitgliedstaaten bis zum 21. November 2025 dafür sorgen, dass alle Genehmigungsverfahren in elektronischer Form durchgeführt werden.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n21 Vgl. schon BWE (2021): Aktionsplan für die 20. Legislatur, S. 17 – LINK.\r\n \r\n\r\n§ 10a Absatz 5 BImSchG-RegE schreibt vor, dass ab dem 21. November 2025 das Genehmigungsverfah- ren elektronisch durchzuführen ist. Der BWE begrüßt dies ausdrücklich. Weitere Klarstellungen sind je- doch nötig. So sollte sichergestellt werden, dass nach erstmaliger elektronischer Einreichung keine wei- teren Nachforderungen von gedruckten Unterlagen erfolgen dürfen und dass die Genehmigungsbe- hörden möglichst einheitliche Plattformen anbieten. Zwecks niedrigschwelligen Zugangs sollte gegebe- nenfalls auch klargestellt werden, dass für die Einreichung in elektronischer Form eine qualifizierte elektronische Signatur nicht zwingend notwendig ist.22\r\n\r\n3.2.1.4\tFristvorgaben zur Vollständigkeit der Unterlagen: Vollständigkeitsfiktion umsetzen\r\nInnerhalb von Beschleunigungsgebieten muss die Bestätigung der Vollständigkeit der Unterlagen inner- halb von 30 Tagen nach Antragseingang, außerhalb von Beschleunigungsgebieten innerhalb von 45 Ta- gen nach Antragseingang, erfolgen, vgl. Art. 16 Absatz 2 RED III. Dies ist in § 10a Absatz 4 Satz 1 Nr. 1 und 2 BImSchG-RegE aufgenommen. Ferner ist in Absatz 2 Satz 2 aufgenommen, dass die Genehmi- gungsbehörde den Antragsteller, in den Fällen des Absatzes 2 über die einheitliche Stelle, innerhalb des jeweils einschlägigen Zeitraums nach Satz 1 Nummer 2 aufzufordern hat, den Antrag oder die Unter- lagen unverzüglich zu ergänzen, wenn der Antrag oder die Unterlagen nicht vollständig sind. Hier sollten aber auch die knappen Gutachterkapazitäten – so dass für Ergänzungen durchaus 2–3 Monate benötigt werden können – berücksichtigt werden.\r\nDie ebenfalls in Art. 16 Absatz 2 Satz 1 vorgesehene behördliche Nachforderungsmöglichkeit von Un- terlagen sollte in der deutschen Umsetzungsnorm aber auch klar auf eine einmalige Forderung be- grenzt werden.23 In Deutschland wird von der Nachforderungsmöglichkeit derzeit unbegrenzt Gebrauch gemacht, was häufig zu Verfahrensverzögerungen führt. Und das, obwohl es im deutschen Recht eine Soll-Regelung für eine nur einmalige Nachforderung gibt.24 Diese Soll-Regelung wird nach dem RegE gestrichen. Der BWE schlägt daher eine entsprechende Ergänzung für eine verpflichtende einmalige Nachforderung nach Satz 2 in § 10a Absatz 4 BImSchG-RegE vor.\r\nKonkret: Satz 2 in § 10a Absatz 4 BImSchG-RegE (neuer Text fett):\r\n(4) § 7 der Verordnung über das Genehmigungsverfahren ist mit folgenden Maßgaben anzuwenden:\r\n(…)\r\nSind der Antrag oder die Unterlagen nicht vollständig, so hat die Genehmigungsbehörde den Antrag- steller, in den Fällen des Absatzes 2 über die einheitliche Stelle, innerhalb des jeweils einschlägigen Zeitraums nach Satz 1 Nummer 2 aufzufordern, den Antrag oder die Unterlagen unverzüglich zu er- gänzen. Die zuständige Behörde darf die zur Prüfung des Antrags zusätzlich erforderlichen Un- terlagen nur in einer einmaligen Mitteilung an den Antragsteller nachfordern. Die Genehmi- gungsfrist beginnt spätestens mit der Bestätigung der Vollständigkeit.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n22 Elektronischer Antrag gemäß § 10 Absatz 1 Satz 1 Var. 2 BImSchG setzt keine qualifizierte elektronische Signatur voraus, vgl. Landmann/Rohmer UmweltR/Dietlein BImSchG § 10 Rn. 53b.\r\n23 Zudem regt der BWE an, die Chance zu nutzen, um die Untersuchungsumfänge für die artenschutzfachlichen Gutachten für Verfahren außerhalb von Beschleunigungsgebieten einheitlich vorzugeben und auf das Wesentliche zu beschränken.\r\n24 Vgl. § 10 Absatz 5a Nr. 3 BImSchG; dieser soll aber nach dem RegE komplett entfallen.\r\n \r\n\r\nAuch ist bisher nicht geregelt, was passiert, wenn nach erfolgter Nachforderung durch die Behörde die Unterlagen in den Augen der Behörde noch nicht zur Vollständigkeit ausreichen oder die Behörde ihrer Pflicht zur Vollständigkeitsbestätigung nicht nachkommt. Nicht klar ist ferner, ob mit der Regelung „Die Genehmigungsfrist beginnt spätestens mit der Bestätigung der Vollständigkeit.“, welche laut der Geset- zesbegründung der Umsetzung von Art. 16 Absatz 2 Satz 2 RED III dient, die Regelung zur Vollständig- keitsfiktion nach § 7 der 9. BImSchG aufhebt. Dies sollte nicht der Fall sein. Gemäß Art. 16a Absatz 6 RED III muss das Ausbleiben einer Antwort der zuständigen Behörden innerhalb der festgelegten Frist grundsätzlich dazu führen, dass die spezifischen zwischengeschalteten Verwaltungsschritte als geneh- migt gelten, daher sollte klargestellt werden, dass die Vollständigkeitsfiktion weiterhin Anwendung findet.\r\nWichtig für die tatsächliche Beschleunigung wäre daher, dass die Rechtsfolge bei Fristverstößen ge- setzlich geregelt wird. Die Festschreibung von Rechtsfolgen bei Fristüberschreitung ist auch im in den Ministerien fachlich geeinten Eckpunktepapier zur Wind-an-Land-Strategie beschlossen worden.25 In- frage kommt in Anlehnung an § 198 Gerichtsverfassungsgesetz ein vereinfachter, pauschalierter, verzö- gerter Schadensersatz im BImSchG. Hierbei müsste gesetzlich die Höhe des Schadens pauschal festge- legt werden (XXX Euro/beantragter Megawatt/Monat). Die Antragstellerin könnte dann Ansprüche auf Verzögerungsschadensersatz nach Fristverzug erheben.\r\nDaneben sollte die bereits im BImSchG in § 10 Absatz 6a Satz 4 im Rahmen der BImSchG-Novelle im Juli 2024 eingeführte Meldungspflicht von Fristüberschreitungen auch Fristverlängerungen, denen die Vorhabenträgerin zugestimmt hat, umfassen, um zu vermeiden, dass die Vorhabenträgerin unter An- drohung einer Ablehnung zur „freiwilligen“ Verlängerung gedrängt wird.\r\nKonkret: Der BWE regt folgende Ergänzung des § 10 Absatz 6a Satz 5 BImSchG an (neuer Text fett):\r\n\r\n(6a) (…) Die zuständige Behörde informiert ihre Aufsichtsbehörde über jede Überschreitung von Fristen, dies umfasst auch Fristverlängerungen, denen der Vorhabenträger zugestimmt hat.\r\n\r\n3.2.2\tGenehmigungserleichterungen innerhalb der Beschleunigungsgebiete\r\nDie Vorgaben zu Genehmigungserleichterungen nach der RED III gemäß Art. 16a i. V. m. Art. 15c Ab- satz 1 b) Unterabsatz 3 für Verfahren innerhalb der Beschleunigungsgebiete sind in § 6b WindBG-RegE festgehalten.\r\nNach der Richtlinie wird die Umweltverträglichkeit der Projekte innerhalb des Beschleunigungsgebiets grundsätzlich vermutet, sofern ggf. erforderliche und geeignete Minderungsmaßnahmen im Projekt umgesetzt werden, sodass auf Genehmigungsebene eine UVP, wasserschutzrechtliche Prüfung, ggf. FFH-Prüfung, Artenschutzprüfung sowie die Prüfung des habitatschutzrechtlichen Verschlechterungs- verbots nicht mehr durchgeführt werden müssen, vgl. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 i. V. m. Absatz 1 Unterabsatz 1 b) und Art. 16a Absatz 3 RED III. An deren Stelle tritt eine überschlägige Überprüfung, das sog. Screening. Gegebenenfalls erforderliche weitere Minderungsmaßnahmen sind festzusetzen. Falls diese nicht vorhanden sind, soll es zu einer Ausgleichszahlung kommen.\r\n\r\n\r\n\r\n25 Eckpunkte einer Wind-an-Land-Strategie des BMWK – LINK.\r\n \r\n\r\n3.2.2.1\tWeit gefassten Anwendungsbereich umsetzen\r\nDer eingangs dargelegte weite Anwendungsbereich der RED III nach Art. 16 Absatz 1 ist insbesondere in Bezug auf die Vorgaben für Genehmigungserleichterungen innerhalb von Beschleunigungsgebieten zu beachten und sollte umfassend umgesetzt werden.\r\nFür den Bereich Windenergie regelt § 6b Absatz 1 WindBG-RegE, in welchen Fällen die Genehmigungs- vereinfachungen gelten: Genehmigungs- und Änderungsanträge für WEA an Land und für dazugehörige Nebenanlagen nach § 3 Nummer 15a des EEG sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort. Wichtig ist hier insb. auch die explizite Nennung der Nebenanlagen, da diese teilweise Gegenstand ei- gener Genehmigungsverfahren sind.26\r\nZeitliche und räumliche Komponente konkretisieren\r\nNach Ansicht des BWE sollte auch die erweiterte zeitliche Komponente aufgenommen werden. In § 6 WindBG ist aktuell geregelt, dass die Errichtung und der Betrieb von WEA in einem zum Zeitpunkt der Genehmigungserteilung ausgewiesenen Windenergiegebiet beantragt werden müssen. Damit greifen die Erleichterungen für das Genehmigungsverfahren, auch wenn der Plan erst am Ende des Verfahrens in Kraft tritt. Dies würde eine im Sinne der Beschleunigung begrüßenswerte Vorwirkung der Pläne dar- stellen, der Umsetzungsspielraum der EU-Richtlinie würde optimal genutzt und komplizierte Verfah- rensumstellungen bei Inkrafttreten neuer Pläne innerhalb laufender Verfahren vermieden.\r\nWichtig wäre auch eine Klarstellung in räumlicher Hinsicht in Bezug auf das zu erfüllende Merkmal der Lage der WEA innerhalb des Beschleunigungsgebiet. Das Abstellen auf den Mastfuß der WEA, würde eine möglichst weitgehende Anwendung ermöglichen. Zumindest in der Gesetzesbegründung ist auch zu klären, was in Bezug auf die Zuwegung/Kabeltrasse und sonstiger Infrastruktur gilt, die teilweise im und teilweise außerhalb des Beschleunigungsgebietes liegt, hier besteht aktuell unter Anwendung von\r\n§ 6 WindBG Unsicherheit, was zu Verzögerungen führt.\r\nEnergiespeicheranlagen weiter fassen\r\nEnergiespeicheranlagen am selben Standort werden in § 2 Nr. 7 WindBG-RegE definiert und sind Anla- gen zur Speicherung von Strom und Wärme, die weder planfeststellungsbedürftig noch plangenehmi- gungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer WEA an Land oder einer Solar- energieanlage stehen und gegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen. § 6b Absatz 1 WindBG-RegE verlangt darüber hinaus, dass die Energiespeicheranlage bei der planerischen Auswei- sung des Beschleunigungsgebietes vorgesehen wurde.\r\nDamit geht die Regelung deutlich über die Anforderung hinaus, die die RED III für Energiespeicheranla- gen am selben Standort vorsieht.27 Gemäß Art. 2 Nr. 44d RED III ist für Speicheranlagen, die sich am selben Ort wie die EE-Erzeugungsanlage befinden, lediglich ein gemeinsamer Netzanschlusspunkt er- forderlich. Energiespeicheranlagen sind essenziell für die Integration Erneuerbarer Energien, da sie zur Netzstabilität beitragen, Erzeugungsspitzen abfedern und die Versorgungssicherheit erhöhen. Die im Regierungsentwurf vorgesehene Regelung beschränkt den Anwendungsbereich der Genehmigungser- leichterungen für solche Speicheranlagen daher in nicht sachgerechter Weise und sollte im Sinne der\r\n\r\n\r\n26 Vgl. oben Punkt 3.2.1.1.\r\n27 Vgl. Deutinger/Sailer (2024): Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land, S. 15 f. – LINK.\r\n \r\n\r\nvon der Richtlinie angestrebten umfassenden Erleichterungen für Erneuerbare-Energien-Projekte ent- sprechend angepasst werden.\r\nKonkret: § 2 und § 6b WindBG (RegE) werden wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n§ 2 Begriffsbestimmungen\r\n(...)\r\nNr. 7 Energiespeicheranlagen am selben Standort: Anlagen zur Speicherung von Strom und Wärme, die weder planfeststellungsbedürftig noch plangenehmigungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer Windenergieanlage an Land oder einer So- larenergieanlage stehen und gegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen die an denselben Netzanknüpfungspunkt wie die Windenergieanlage an Land oder die Solaran- lage angeschlossen sind;\r\n(...)\r\n§ 6b Genehmigungserleichterungen in Beschleunigungsgebieten für die Windenergie an Land\r\n(1)\tIm jeweiligen Zulassungsverfahren sind die Erleichterungen der Absätze 2 bis 7 anzuwenden, wenn in einem zum Zeitpunkt der Zulassungserteilung ausgewiesenen Beschleunigungsgebiet für die Windenergie an Land die Errichtung und der Betrieb oder die Änderung der Lage, der Beschaffenheit oder des Betriebs einer nachstehenden Anlage beantragt wird:\r\n1.\teiner Windenergieanlage an Land, wobei die Lage des Mastfußes der Anlage inner- halb des ausgewiesenen Beschleunigungsgebiets maßgeblich ist,\r\n2.\teiner zu einer Anlage nach Nummer 1 gehörigen Nebenanlage im Sinne des § 3 Num- mer 15a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder\r\n3.\teiner Energiespeicheranlage am selben Standort wie die Anlage nach Nummer 1 im Sinne des § 2 Nummer 7, sofern die Energiespeicheranlage bei der planerischen Aus- weisung des Beschleunigungsgebietes vorgesehen wurde.\r\n3.2.2.2\tVereinbarkeitsvermutung klarer herausstellen\r\nGrundsätzlich wird die Umweltverträglichkeit (Vereinbarkeit mit Habitat-, Artenschutz- und Gewässer- schutzrichtlinie) der Projekte innerhalb des Beschleunigungsgebiets vermutet, sofern geeignete Minde- rungsmaßnahmen im Projekt umgesetzt werden, vgl. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 3 RED III. In § 6b Absatz 8 Satz 1 WindBG-RegE wird lediglich festgelegt, dass mit der Anordnung von Maßnahmen oder mit Festsetzung der Zahlung eine über die Überprüfung hinausgehende Prüfung der Einhaltung der Vor- schriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 des BNatSchG und des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes nicht durchzuführen ist. Eine Nichtdurchführung der Prüfungen ist jedoch nicht gleichzusetzen mit einer materiell-rechtlich wirkenden Vereinbarkeitsvermutung, Letztere geht weiter. Die Vorhabenträgerin- nen hätten die Einhaltung der Vorschriften weiterhin zu gewährleisten, nachträgliche Anordnungen wä- ren möglich.\r\nDer BWE regt daher an, die (unwiderlegliche) Vermutung in den Wortlaut von § 6b Absatz 8 Satz 1 WindBG-RegE aufzunehmen.\r\n \r\n\r\nAufgrund der Vereinbarkeitsvermutung entfallen folgerichtig auch die ggf. erforderlichen Verbotsaus- nahmeprüfungen, vgl. § 6b Absatz 8 Satz 2 WindBG-RegE. Der Wegfall der Ausnahmeprüfung nach dem Wasserschutzgesetz gemäß § 31 Absatz 2 WHG und der Ausnahmeprüfung vom habitatschutz- rechtlichen Verschlechterungsverbot nach § 33 Absatz 1 Satz 2 in Verbindung mit § 34 Absatz 3 feh- len bisher im Entwurf und sind ebenfalls in Absatz 8 Satz 2 aufzunehmen.\r\nKonkret: § 6b Absatz 8 WindBG-RegE wird wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n(8) Mit der Anordnung von Maßnahmen nach Absatz 5 Satz 1 und 2, von Maßnahmen nach Ab- satz 6 Satz 3 oder Satz 4, oder mit Festsetzung der Zahlung nach Absatz 7 Satz 2, ist eine über die Überprüfung hinausgehende Prüfung der wird die Einhaltung der Vorschriften der §§ 33, 34 und 44 Absatz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsge- setzes nicht durchzuführen unwiderleglich vermutet. Eine Ausnahme nach § 33 Absatz 1 Satz 2 in Verbindung mit § 34 Absatz 3 bis 5, § 34 Absatz 3 bis 5 des Bundesnaturschutzgesetzes, oder nach § 45 Absatz 7 des Bundesnaturschutzgesetzes oder nach § 31 Absatz 2 Wasserhaushalts- gesetz ist bei der Zulassung des Vorhabens nicht erforderlich. Die Anforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt.\r\n3.2.2.3\tKonsequenter Wegfall der UVP, FFH- und Artenschutzprüfung sowie der Prüfung des habitatschutzrechtlichen Verschlechterungsverbots\r\nNach der RED III entfallen in Beschleunigungsgebieten die Pflichten zur UVP, FFH- und Artenschutzprü- fung sowie der Prüfung des habitatschutzrechtlichen Verschlechterungsverbots, vgl. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 3 i. V. m. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 b) RED III.\r\nIm RegE wird in § 6b Absatz 2 der Wegfall der genannten Prüfungen geregelt und klargestellt, dass an deren Stelle die sog. Überprüfung tritt.\r\nKlarstellung zum Wegfall der Artenschutzprüfung auch hinsichtlich Absatz 5\r\nNach § 6b Absatz 2 Satz 1 Nr. 3 WindBG-RegE entfällt die artenschutzrechtliche Prüfung gemäß § 44 Absatz 1 und 5 BNatSchG. Die ausdrückliche Nennung des Absatzes 5 ist hierbei von besonderer Bedeu- tung, da dieser ebenfalls Bestandteil der artenschutzrechtlichen Prüfung ist und den Maßstab für das zu berücksichtigende Artenspektrum setzt (Tierarten des Anhangs IV der FFH-Richtlinie, europäische Vo- gelarten sowie Arten, die in einer Rechtsverordnung gemäß § 54 Absatz 1 Nr. 2 BNatSchG benannt sind).28 Die Nennung des Absatzes 5 von § 44 BNatSchG fehlt bisher in § 6b Absätze 3 und 8 und sollte dort ergänzt werden.\r\nWegfall der Prüfung des habitatschutzrechtlichen Verschlechterungsverbots ergänzen\r\nIn § 6b Absatz 2 WindBG-RegE wurde die Ausnahme von der Prüfung des habitatschutzrechtlichen Ver- schlechterungsverbots nach § 33 BNatSchG29 – wie die RED III sie vorsieht – bisher nicht aufgenommen und sollte ergänzt werden.30 In § 6b Absatz 2 RegE ist lediglich die Ausnahme der FFH-Verträglichkeits-\r\n\r\n\r\n28 Vgl. ebd. S. 17 f.\r\n29 Dient der Umsetzung von Art. 6 Absatz 2 der FFH-Richtlinie, hiernach sind alle Veränderungen und Störungen, die zu ei- ner erheblichen Beeinträchtigung eines Natura 2000-Gebiets in seinen für die Erhaltungsziele oder den Schutzzweck maß- geblichen Bestandteilen führen können, unzulässig.\r\n30 Vgl. ebd. S. 17.\r\n \r\n\r\nprüfung gem. § 34 Absatz 1 BNatSchG aufgenommen, die mit dem Schutzgebietsbezug gegenüber des in § 33 BNatSchG geregelten habitatschutzrechtlichen Verschlechterungsverbots allgemein, die speziel- lere Vorschrift ist.31 Wenn die speziellere Vorschrift – wie bisher im RegE – ausgenommen wird, würde sich für die Vorhaben außerhalb der Schutzgebiete (nur für diese greifen die Erleichterungen der RED III, vgl. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1 a) ii) RED III), dann der Anwendungsbereich der allgemeineren Vor- schrift wieder eröffnen, daher ist die Aufnahme der Ausnahme von § 33 BNatSchG in § 6b Absatz 2 Satz 1 Nr. 2, Absatz 8 WindBG-RegE angezeigt.\r\nUmgehung des Wegfalls der Prüfungen über die Eingriffsregelung vermeiden\r\nDaneben wird in § 6b Absatz 2 Satz 3 RegE klargestellt, dass die Artenschutzprüfung und eine etwaig erforderliche FFH-Prüfung, die im Zulassungsverfahren in Beschleunigungsgebieten entfallen, im Rah- men der Prüfung der sog. Eingriffsregelung nach den §§ 13 bis 17 BNatSchG nur zu berücksichtigen sind, soweit dies zur Ermittlung und Bewertung eines Eingriffs zwingend erforderlich ist. Zwingend erforder- lich soll die Berücksichtigung der Inhalte nach der Gesetzesbegründung dann sein, wenn andernfalls die originären Anforderungen der Eingriffsregelung nicht ordnungsgemäß abgearbeitet werden könnten. Hiermit soll gewährleistet werden, dass die entfallenden Prüfungen nicht inhaltlich in die Prüfung der Eingriffsregelung verschoben werden.\r\nDie Intention, eine Verlagerung der Prüfungen aus dem besonderen Artenschutz in die Eingriffsregelung zu vermeiden, wird deutlich.\r\nJedoch sieht der BWE die Gefahr, dass der Entwurfswortlaut, insbesondere durch die unbestimmte Formulierung „soweit … zwingend erforderlich“ die Behörden mit einem solch großen Einschätzungs- spielraum verunsichert und dazu verleitet, sicherheitshalber doch zusätzliche Prüfungen anzuordnen. Ferner wird sich voraussichtlich unter rechtlichen Gesichtspunkten nie eine Situation ergeben, in der Prüfungen des besonderen Artenschutzrechts zwingend erforderlich für die Bewertung eines Eingriffs in Naturhaushalt und das Landschaftsbild sind.\r\nBisher zeigt sich in der Praxis, dass Behörden, die vertiefende Prüfungen aus dem Artenschutzrecht für die Eingriffsregelung gefordert haben, eher die Ausnahme darstellen. Die jetzt vorliegende Formulie- rung gesteht die Möglichkeit einer entsprechenden Erforderlichkeit aber explizit zu, insofern ist zu be- fürchten, dass die Häufigkeit von Forderungen nach vertiefenden Prüfungen im Rahmen der Eingriffs- regelung sich eher erhöhen wird, denn verringern. Den Umfang bestimmt dabei die Behörde. Dies ist gerade vor dem Hintergrund unglücklich, da Kartierungen, die ansonsten im Rahmen des Artenschutz- rechts notwendig sind, für die Bearbeitung der Eingriffsregelung gefordert würden und neben den ho- hen Kosten auch eine starke Verzögerung mit sich brächten.\r\nFraglich ist außerdem, ob eine Prüfung – wenn auch nur ausnahmsweise – EU-rechtlich überhaupt zu- lässig ist – schließlich kennt das EU-Recht die deutsche Eingriffsregelung nicht und der durch die RED III vorgegebene zwingende Wegfall der Prüfungen (Wortlaut Art. 16a Absatz 3 „sind … ausgenommen“) darf auch nicht durch die Hintertür – im Rahmen einer Prüfung in der Eingriffsregelung – umgangen werden.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n31 Die Vorhaben haben hier auch immer nur einen Schutzgebietsbezug, da die Erleichterungen der RED III nur für Vorhaben außerhalb der Schutzgebiete gelten, vgl. Art. 15c Absatz 1 Unterabsatz 1a) ii) RED III.\r\n \r\n\r\nDer BWE empfiehlt daher, die Regelung so anzupassen, dass eine Anwendung von Inhalten der Ar- tenschutz- und FFH-Prüfung im Rahmen der Eingriffsregelung ausdrücklich ausgeschlossen wird.\r\nKonkret: § 6b Absatz 2 Satz 2 WindBG-RegE wird wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n(2) (…) Inhalte der Prüfungen, die nach Satz 1 Nummer 2 und 3 nicht zu prüfen sind, sind bei der Anwendung der §§ 13 bis 17 des Bundesnaturschutzgesetzes nur zu berücksichtigen, soweit dies zur Ermittlung und Bewertung eines Eingriffs in Natur und Landschaft zwingend erforder- lich ist nicht zulässig.\r\nSollte dies keine Option sein, schlägt der BWE hilfsweise vor, die Intention aus der Gesetzesbegründung zumindest in Form einer Regelvermutung in § 6 Absatz 2 Satz 3 zu hinterlegen: Inhalte der Prüfungen, die nach Satz 1 Nummer 2 und 3 nicht zu prüfen sind, sind bei der Anwendung der §§ 13 bis 17 des Bun- desnaturschutzgesetzes zur Ermittlung und Bewertung eines Eingriffs in Natur und Landschaft in aller Regel nicht zu berücksichtigen. In der Begründung sollte dann klargestellt werden, dass – im Falle des Vorliegens eines atypischen Falls – Beeinträchtigungen einzelner Arten im Rahmen der Eingriffsregelung nicht zu betrachten sind, sondern ausschließlich potenzielle Beeinträchtigungen der Leistungs- und Funktionstüchtigkeit des Naturhaushalts sowie des Landschaftsbilds.\r\n3.2.2.4\tÜberschlägiges Überprüfungsverfahren („Screening“) konkretisieren\r\nGemäß Art. 16a Absatz 4 i. V. m. Absatz 5 Satz 1 RED III sollen die Mitgliedstaaten die einzelnen Vorha- ben in Beschleunigungsgebieten grundsätzlich einer überschlägigen Überprüfung (Screening) unterzie- hen, um zu prüfen, ob ein Projekt angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des geografischen Gebietes höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen haben wird, die bei den Umweltprüfungen des Plans nicht ermittelt wurden und die nicht durch Minde- rungsmaßnahmen gemindert werden können, die in den Plänen aufgeführt sind oder von der Pro- jektträgerin vorgeschlagen wurden.\r\nDer genaue Prüfmaßstab des Screenings nach der RED III ist unklar und muss daher konkretisiert wer- den. Eine zu umfangreiche Prüfung würde das Bestreben nach Vereinfachung der Genehmigungsver- fahren in den Beschleunigungsgebieten konterkarieren und kann somit nicht Ziel der Ausgestaltung sein. Aufgrund der bereits erfolgten Auswahl der Gebiete, sind die erheblichen unvorhergesehenen nachteiligen Auswirkungen ein absoluter Ausnahmefall. Entsprechend hoch muss der Maßstab für die Annahme dieser angesetzt werden. Es ist aus Sicht des BWE notwendig, das Screening als eine schlanke und überschlägige Prüfung anhand klarer Kriterien und auf Basis vorhandener Daten aus- zugestalten. Für die Konkretisierung der Kriterien zur überschlägigen Prüfung sollte in Anlehnung an die standortbezogene Vorprüfung (siehe Anlage 3 des UVPG) ein kurzer Katalog vorgegeben wer- den.32\r\nIm RegE ist das überschlägige Überprüfungsverfahren in § 6b Absätze 3–6 geregelt.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n32 Vgl. schon BWE (2023): Empfehlungen zur nationalen Umsetzung der RED III – LINK und BWE (2024): Das Screening in der RED III – LINK .\r\n \r\n\r\nPrüfungsmaßstab präzisieren\r\nGem. § 6b Absatz 3 Satz 5 WindBG-RegE überprüft die Zulassungsbehörde unter Berücksichtigung der Daten nach Satz 1 sowie der Unterlagen nach Satz 3, ob eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte vorlie- gen, dass das Vorhaben bei Durchführung der Maßnahmen nach Satz 3 höchstwahrscheinlich erhebli- che unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Anlage 3 Nummer 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird, die bei der Umweltprüfung bzw. Verträglichkeitsprüfung auf Planebene nicht ermittelt wurden und dadurch die Einhaltung der Vorschriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes oder des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes nicht gewährleistet ist.\r\nWeder die RED III (vgl. Art. 16a Absatz 4 Unterabsatz 1) noch § 6b WindBG-RegE einschließlich der Ge- setzesbegründung konkretisieren, wann die erforderliche Erheblichkeit der unvorhergesehenen nach- teiligen Umweltauswirkungen vorliegt. Dies stellt durch die Aneinanderreihung von unbestimmten Rechtsbegriffen ein erhebliches Verzögerungspotenzial dar. Damit würde einer uneinheitlichen Ausle- gung und Anwendung durch die Genehmigungsbehörden Vorschub geleistet, was dem Ziel der Pla- nungsbeschleunigung und Rechtssicherheit entgegenläuft. Der wesentliche Teil, also die „höchstwahr- scheinlich erheblichen unvorhergesehenen nachteiligen Umweltauswirkungen angesichts der öko- logischen Empfindlichkeit“ müssen unbedingt weiter präzisiert werden.\r\n \r\n\r\nEU-Arten-, Habitat- und Wasser als Schutzgüter klarer herausstellen\r\nDie in Beschleunigungsgebieten zu betrachtenden Umweltgesichtspunkte ergeben sich aus Artikel 15c Absatz 1 Unterabsatz 3 i. V. m. Art. 16a Absatz 4 Unterabsatz 1 RED III und beziehen sich auf den euro- päischen Arten-, Habitat- und Gewässerschutz.33\r\n§ 6b Absatz 3 Satz 5 letzter Halbsatz WindBG-RegE nimmt Bezug auf die Schutzgüter der EU-Richtlinien zum Habitat-, Arten- und Wasserschutz, siehe eingangs dargestellter Wortlaut. Der BWE sieht hier ein Klarstellungsbedürfnis zum Umgang mit den Schutzgütern im Überprüfungsverfahren. Die aktuelle Formulierung in § 6b Absatz 3 Satz 5 letzter Halbsatz könnte – auch in Verbindung mit der Gesetzes- begründung34 – dahingehend missverstanden werden, dass die Prüfungen nach §§ 34 und 44 Ab- satz 1 des BNatSchG oder des § 27 des WHG doch wieder durchzuführen wären. Dies ist durch die RED III gerade nicht gewollt, die keine artenschutzrechtliche Prüfung im klassischen Sinne vorsieht – nicht bei der Festlegung der Maßnahmen im Plan selbst (was auch nicht möglich wäre, da konkreter Standort der Anlage unbekannt) und auch nicht im Rahmen des Screenings. Eine Prüfung auf Grundlage genauer, aktueller und standortspezifischer Daten ist also gerade nicht vorgesehen.35\r\nDer BWE regt daher an, die Regelung so zu fassen, dass der Schutzgüterkreis auf diejenigen gemäß\r\n§§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes sowie § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes be- schränkt wird, vgl. Änderungsvorschlag zu § 6b Absatz 3 auf Seite 26.\r\nKonkret: § 6b Absatz 4 WindBG-RegE wird wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n(3) (…) Die Zulassungsbehörde überprüft unter Berücksichtigung der Daten nach Satz 1 sowie der Unterlagen nach Satz 3 unter der Begrenzung der Schutzgüter auf die der §§ 34 und 44 Ab- satz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes sowie die des § 27 des Wasserhaushaltsgeset- zes, ob eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte Beweise vorliegen, dass das Vorhaben bei Durch- führung der Maßnahmen nach Satz 3 höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nach- teilige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach An- lage 3 Nummer 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird, die bei der Umweltprüfung nach § 8 des Raumordnungsgesetzes oder nach § 2 Absatz 4 des Baugesetz- buchs oder bei der etwaigen Verträglichkeitsprüfung nach § 7 Absatz 6 des Raumordnungsge- setzes oder nach § 1a Absatz 4 des Baugesetzbuchs nicht ermittelt wurden und dadurch die Ein- haltung der Vorschriften der §§ 33, 34 und 44 Absatz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes oder des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes nicht gewährleistet ist. .\r\nBezugnahme auf die standortbezogene Vorprüfung ohne weitere Konkretisierung kritisch\r\nDie Bezugnahme auf die standortbezogene Vorprüfung bewertet der BWE kritisch. Gemäß § 6b Absatz 3 Satz 5 ist zu prüfen, ob das Vorhaben (…) höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachtei- lige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Anlage 3 Num-\r\n\r\n\r\n\r\n33 Verpflichtungen gemäß Artikel 6 Absatz 2 und Artikel 12 Absatz 1 der Richtlinie 92/43/EWG, Artikel 5 der Richtlinie 2009/147/EWG und Artikel 4 Absatz 1 Buchstabe a Ziffer i der Richtlinie 2000/60/EG des Europäischen Parlaments und des Rates und Artikel 4 Absatz 1 Buchstabe a Ziffer ii der Richtlinie 2000/60/EG.\r\n34 Gesetzesbegründung S. 46 (Absatz 3): „Die Anforderungen der räumlichen Genauigkeit richten sich nach den einschlägi- gen fachlichen Vorgaben für das jeweilige Zugriffsverbot“.\r\n35 Vgl. Deutinger/Sailer (2024): Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land, S. 15 f. – LINK.\r\n \r\n\r\nmer 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung haben wird. Damit ist aber noch nicht be- stimmt, wann die Erheblichkeitsschwelle überschritten ist. Ferner kommt der ökologischen Empfind- lichkeit des Gebiets im Sinne der RED III offenbar eine andere Bedeutung zu als nach dem Umweltver- träglichkeitsprüfungsgesetz, durch den Verweis auf die Anlage des UVPG wird dieser Unterschied jedoch nicht hinreichend deutlich. Nach den genannten Regelungen des UVPG ist die Schwelle niedrig, da mit Überschreiten dieser nur die Erforderlichkeit einer UVP-Prüfung einhergeht. Bei der Überprüfung ist die Rechtsfolge – die nur im Ausnahmefall greifen soll – aber ggf. die Anordnung weiterer Minderungsmaß- nahmen.\r\nDeltabetrachtung klar herausstellen\r\nEntsprechend der Richtlinie in Artikel 16a Absatz 4 Satz 2 sind gem. § 6b Absatz 3 Satz 4 etwaig höchst- wahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen zu untersuchen, die bei den Umweltprüfungen auf Planebene nicht ermittelt wurden. Es kann sich beim Screening also nur um eine Deltabetrachtung handeln, bei der die Auswirkungen, die bereits im Rahmen der SUP ermittelt worden sind, die Ausgangslage darstellen, wobei diese Daten mit etwaigen neuen zum Prüfungszeit- punkt vorhandenen Daten abgeglichen werden müssen. Bei der Deltabetrachtung sind auch die in der SUP festgelegten Minderungsmaßnahmen heranzuziehen.36 Entsprechend Artikel 15c Absatz 1 Unter- absatz 3 der RED III ist davon auszugehen, dass die Bestimmungen der genannten Richtlinien eingehal- ten werden, wenn die Maßnahmen umgesetzt werden, sodass in diesem Fall keine unvorhergesehenen Auswirkungen zu erwarten sind. In der Regelung sollte daher klargestellt werden, dass keine entspre- chenden nachteiligen Umweltauswirkungen vorliegen, wenn seit Planaufstellung keine neuen Daten vorliegen.\r\nDer Prüfmaßstab des Screenings auf Genehmigungsebene kann bei der Umsetzung der RED III nicht strenger sein als auf der Planebene. Dies bekräftigt auch die kurze Frist zum Screening von 45 Tagen. Dies gelingt, indem man das Screening nicht als eine Vor-Ort-Prüfung, sondern als eine Prüfung am Schreibtisch erfolgen lässt, die ausschließlich anhand bereits vorhandener Daten erfolgt.\r\nRegelungen zur Datengrundlage optimieren\r\nGemäß Art. 16a Absatz 4 Unterabsatz 2 i. V. m. dem Erwägungsgrund 35 der RED III soll das Screening auf Grundlage verfügbarer Informationen stattfinden. Entsprechend ist in § 6b Absatz 3 Satz 1 WindBG- RegE geregelt, dass die Überprüfung nur auf Grundlage vorhandener und nach fachlichen Standards erhobener Daten stattfindet. Denn die Vorlage einer artenschutzfachlichen Kartierung durch die An- tragstellerin ist aufgrund des Wegfalls der Artenschutzprüfung etc. eben nicht mehr erforderlich. Aus- weislich der umfangreichen Gesetzesbegründung sind Daten vorhanden, wenn sie der Genehmigungs- behörde bekannt sind und sie darauf tatsächlichen und rechtlichen Zugriff hat. Der Begründung sind weitere Anforderungen hinsichtlich des Alters und der Qualität zu entnehmen.\r\nBegrüßt wird insb. die Klarstellung in der Gesetzesbegründung, dass Daten von Dritten nicht nutzbar sind, solange sie in Bezug auf Erhebung, Qualität und fachlichen Hintergrund nicht den Vorgaben der Leitfäden zum klassischen Antragsverfahren entsprechen. Beobachtungen von Spaziergänger*innen,\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n36 Vgl. § 6b Absatz 3 Satz 5: Es wird geprüft, ob das Vorhaben „bei Durchführung der Maßnahmen“ die erheblichen, unvor- hergesehenen nachteiligen Umweltauswirkungen hat.\r\n \r\n\r\nOrnitho-Einträge oder ein Verweis auf bestehende Horste durch Einzelpersonen oder Gruppen entspre- chen somit nicht dem fachlichen Standard.37\r\nAlter der Daten lockern und zeitlichen Bezugspunkt anpassen\r\nIn der Gesetzesbegründung heißt es, dass Daten, die älter als fünf Jahre sind oder deren Alter unbekannt ist, in der Regel nicht zu verwenden sind (Seite 51). Ein pauschales Abstellen auf 5 Jahre kann jedoch ein Problem darstellen, da es regelmäßig bei langfristigen Verfahren zur Überschreitung kommen wird.38 Daher enthielt der Referentenentwurf noch die Formulierung einer Regelvermutung mit Aus- nahmen für atypische Fälle. Warum dieser Wortlaut gestrichen wurde, kann nicht nachvollzogen wer- den.\r\nZudem ist auch der im Entwurf gewählte zeitliche Bezugspunkt für die erforderliche Gültigkeit der zu- grunde gelegten Daten nicht sachgerecht. Da sich die Anforderung an deren Verlässlichkeit unmittelbar auf die Umweltprüfung bezieht, ist konsequenterweise der Zeitpunkt des Abschlusses der Überprü- fung als maßgeblicher Stichtag heranzuziehen – nicht jedoch, wie im Entwurf vorgesehen, der regelmä- ßig deutlich spätere Genehmigungszeitpunkt.\r\nDer BWE schlägt somit vor, eine entsprechende Regelvermutung und Anpassung des Stichtages in den Entwurfstext aufzunehmen, vgl. Gesetzesänderungsvorschlag zu § 6b Absatz 3 Satz 1 auf Seite 26.\r\nKonkretisierung der räumlichen Genauigkeit\r\nIm Falle, dass es im Rahmen der Umsetzung der RED III bei den Erfordernissen der räumlichen Genau- igkeit der Daten bleibt,39 wäre nach Ansicht des BWE eine weitere Konkretisierung der zu verwendenden Daten zwecks Durchsetzung wissenschaftlicher Fundierung sowie zwecks Plansicherheit und einheitli- cher Behördenpraxis aufzunehmen: Als „Brutplatz“ gelten nur fachlich korrekt nachgewiesene und hinreichend exakt geografisch verortete besetzte Horste oder sonstige Fortpflanzungsstätten gemäß\r\n„C“-Brutnachweis. Potenzielle Reviere oder insgesamt „B“-Brutnachweise sind nicht zu berücksichti- gen, sofern fachgutachterlich plausibel dargelegt werden kann, dass man den Nachweis nicht entspre- chend absichern kann (kein C-Nachweis mit zumutbarem Aufwand möglich).\r\nÜbermittlung vorhandener Daten an Vorhabenträgerin\r\nGem. § 6b Absatz 3 S. 2 WindBG-RegE hat die Vorhabenträgerin der Zulassungsbehörde aufgrund der im Plan bestimmten Regeln für Minderungsmaßnahmen und etwaiger weiterer eigener Vorschläge Un-\r\n\r\n\r\n37 In verschiedenen Genehmigungsverfahren erhalten unsere Mitglieder Einwendungen mit dem Inhalt, dass (ohne weitere Konkretisierung) eine bestimmte Vogelart gesehen wurde.\r\n38 Faunistische Informationen, die in Planungs- und Genehmigungsverfahren berücksichtigt werden, sind jährlich datiert.\r\n39 Es gibt Stimmen, die Datenunschärfen genügen lassen wollen, vgl. SUER, ebd. S. 18 f.: Vorgaben zur „räumlichen Genauig- keit“ (und Alter) der Daten ist RED-Umsetzung mit „§ 6-Brille“, verkennt Systemwechsel nach RED III, wonach gewisse Da- tenunschärfen zugunsten der Beschleunigung des Erneuerbaren-Ausbaus bewusst in Kauf genommen werden. Würde man für das Screening aktuelle und brutplatzscharfe Kartierungsdaten verlangen, würde ein Screening immer Auswirkungen an- zeigen, die man auf Planebene aufgrund der Datenunschärfen nicht sehen konnte. Die Planebene könnte also nie genügen und die Vereinbarkeitsvermutung würde immer durch das Screening widerlegt werden;  Unklar bleibt jedoch bisher, wie auf der Grundlage unzureichend konkreter Daten erforderliche und geeignete Minderungsmaßnahmen für das jeweilige Projekt abgeleitet werden können; zudem erscheint deren praktische Umsetzbarkeit in vielerlei Hinsicht fraglich, daher vertritt der BWE die Position, die erforderlichen Minderungsmaßnahmen anhand des im Plan Vorgegebenen (bestenfalls Verweis auf die Regelungen des BNatSchG, s.o. Punkt 3.1.2.2.) auf Genehmigungsebene auf Grundlage ggf. vorhandener räumlich genauer Daten festzusetzen, vgl. schon BWE (2023): Empfehlungen zur nationalen Umsetzung der RED III, S. 7 f. – LINK.\r\n \r\n\r\nterlagen über Maßnahmen vorzulegen und darzulegen, wie mit diesen Maßnahmen den Umweltaus- wirkungen begegnet werden soll. Damit die Vorhabenträgerin dieser Verpflichtung qualifiziert nach- kommen kann, ist es erforderlich, dass sie Zugang zu allen relevanten umweltbezogenen Informatio- nen hat, die der Behörde vorliegen.40 Nur so kann gewährleistet werden, dass die Maßnahmen nicht ins Blaue hinein geplant, sondern auf Basis bereits vorliegender Erkenntnisse konkret und wirksam aus- gestaltet werden. Daher sollte klar geregelt werden, dass die Behörde der Vorhabenträgerin vorab die vorhandenen Daten, also solche, die ihr bekannt sind und zur Verfügung stehen (vgl. Gesetzesbegrün- dung, S. 45), übermittelt. Eine bloße Klarstellung in der Gesetzesbegründung (vgl. S. 46 Absatz 6) wird den Anforderungen an ein effizientes und fachlich fundiertes Zulassungsverfahren nicht gerecht. In Be- zug auf die Darlegung eines berechtigten Interesses der Projektträgerin, kann an die Regelung in § 43a Grundbuchverordnung angeknüpft werden (Eigenerklärung zum Betriebs/Projektierwillen genügt).\r\nIm Falle der Feststellung der entsprechenden Umweltauswirkungen: u. a. Öffentlichkeitsinformation\r\nStellt die Behörde die genannten negativen Umweltauswirkungen fest, soll gem. § 6b Absatz 6 Satz 1 WindBG-RegE eine Öffentlichkeitsbeteiligung entsprechend § 10 Absatz 3 bis 4 und Absatz 8 BImSchG stattfinden, die allerdings den Charakter einer Öffentlichkeitsinformation hat und dementsprechend als solche auch zu benennen ist, schließlich findet sie nach Abschluss des Screenings statt. Auch die EU- Richtlinie sieht hier bloß eine Information vor (Art. 16a Absatz 5 Unterabsatz 1 S. 2 RED III).41\r\nKonkret: § 6b Absatz 3 WindBG-RegE wird wie folgt angepasst (neuer Text fett, unterstrichen wird das nach der Stellungnahme des Bundesrats durch die Bundesregierung angenommene):\r\n(3) Die Überprüfung wird auf Grundlage vorhandener Daten durchgeführt. Es dürfen dabei nur Daten berücksichtigt werden, die eine ausreichende räumliche Genauigkeit zur Festlegung der Maßnahmen aufweisen und zum Zeitpunkt der ÜberprüfungseEntscheidung über den Zulas- sungsantrag in der Regel nicht älter als fünf Jahre sind. Dem Träger des Vorhabens sind die vorhandenen Daten auf entsprechende Anfrage, unabhängig von einem bereits eingereich- ten Zulassungsantrag, zur Verfügung zu stellen. Soweit anhand der vorhandenen Daten ge- boten, hat Dder Träger des Vorhabens hat der Zulassungsbehörde aufgrund der im Plan be- stimmten Regeln für Minderungsmaßnahmen und etwaiger weiterer eigener Vorschläge Unter- lagen über Maßnahmen vorzulegen und darzulegen, wie mit diesen Maßnahmen den Umwelt- auswirkungen begegnet werden soll.\r\nBeweise anstelle von Anhaltspunkten\r\nOb solche „höchstwahrscheinlich erheblichen unvorhergesehenen nachteiligen Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit“ vorliegen, soll gemäß Artikel 6b Absatz 3 Satz 3 WindBG- RegE anhand eindeutiger tatsächlicher Anhaltspunkte beurteilt werden. Dies wird auch an anderen Stel- len im § 6b wiederholt. Dieser Grad der Überzeugung ist im Entwurf nicht näher definiert. Die europäi- sche Richtlinie sieht als Mittel der Wahl jedoch „eindeutige Beweise“ vor, vgl. Artikel 16a Absatz 5 Un- terabsatz 1 Satz 1 der RED III. Lediglich „Anhaltspunkte“ genügen zu lassen, dürfte dahinter zurückste- hen. Es ist nicht ersichtlich, warum die deutsche Gesetzgebung diese Formulierung nicht übernimmt.\r\n„Beweise“ und „Beweismittel“ sind gängige Formulierungen in der Überzeugungsbildung der Behörde,\r\n\r\n\r\n40 Vgl. Deutinger/Sailer (2024): Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land, S. 18 – LINK.\r\n41 SUER – Problem mit Aarhus Konvention?\r\n \r\n\r\nvgl. §§ 24 VwVfG ff. Mit der Übernahme dieser Formulierungen müsste man den Behörden keinen neuen – nicht näher definierten – Maßstab zumuten und hätte auf der Seite der Antragsstellerinnen eine erhöhte Rechtssicherheit. Zudem erfordert die Richtlinie diesen höheren Grad der Nachweisbar- keit. Die Formulierungen sind somit anzupassen: In § 6b Absatz 3 Satz 3 und Absatz 4 Satz 5 sowie Absatz 5 und 6 jeweils Satz 1 ist anstelle des Worts „Anhaltspunkte“, das Wort „Beweise“ einzuset- zen.\r\nFristen zur Überprüfung\r\nGemäß Art. 16a Absatz 4 Unterabsatz 2 Satz 3 und 4 RED III ist die Überprüfung innerhalb von 45 Tagen (bei Repowering innerhalb von 30 Tagen) durchzuführen. Entsprechende Fristen sind in § 6b Absatz 4 WindBG-RegE vorgesehen.\r\nDer BWE begrüßt in diesem Zusammenhang ausdrücklich, dass, wie von uns angeregt, auch hier eine Vollständigkeitsdefinition für die einzureichenden Unterlagen für die Überprüfung aufgenommen wor- den ist, die zu mehr Rechtssicherheit und Beschleunigung führt.\r\n3.2.2.5\tMögliche „Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten“ umsetzen\r\nGemäß den Vorgaben der RED III, sind die Anträge nach dem Screening innerhalb der vorgegebenen 45 bzw. 30 Tage im Hinblick auf die umweltrechtlichen Prüfungen genehmigt, ohne dass eine Verwaltungs- entscheidung der zuständigen Behörde erforderlich ist, Art. 16a Absatz 5 Unterabsatz 1 Satz 1 1. Halb- satz RED III. Auch nachträgliche Änderungen nach dem Screening, aber vor der finalen Genehmigungs- entscheidung, können dieser Genehmigung nicht entgegenstehen. Diese Rechtsfolge ist nicht ins Um- setzungsermessen der Mitgliedstaaten gestellt, sondern gehört zum Pflichtprogramm.\r\nAnders als im Referentenentwurf ist die Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten im An- schluss an das Screening im Regierungsentwurf nicht mehr aufgenommen worden. Dies widerspricht dem Wortlaut des Artikels 16a Absatz 5 RED III. Hier heißt es: „Im Anschluss an das Screening sind die in Absatz 3 dieses Artikels genannten Anträge unter Umweltgesichtspunkten genehmigt, ohne dass eine Verwaltungsentscheidung der zuständigen Behörde erforderlich ist, ...“. Zum anderen der Wort- laut, Erwägungsgrund 35 der RED III: „Alle Projekte in Beschleunigungsgebieten für erneuerbare Ener- gie, die den in den Plänen der Mitgliedstaaten festgelegten Vorschriften und Maßnahmen entsprechen, sollten nach Abschluss eines solchen Screenings als genehmigt gelten“.\r\nZudem bietet die Fiktion eine erhebliche Chance der Verfahrensbeschleunigung. Der BWE regt somit an, jede Möglichkeit der RED III zu nutzen bzw. der Vorgabe nachzukommen und die Genehmigungsfik- tion umzusetzen. Die Genehmigungsfiktion und damit verbundene Rechtsfolgen wurden umfangreich in der Mitgliedschaft des BWE besprochen. Die Genehmigungsfiktion wird als ein positives und erstre- benswertes Werkzeug angesehen. Zudem ist fraglich, welche Rechtsfolge an die Frist von 45 Tagen für das Screening, die die RED III vorsieht, ohne Umsetzung der Genehmigungsfiktion geknüpft sein soll.\r\nDer BWE regt somit an, die Vorgaben des EU-Rechts 1:1, wie es im Pakt für Planungsbeschleunigung42 vorgesehen ist, umzusetzen und den Wortlaut in § 6b Absatz 3 Satz 1 WindBG des bisherigen Refe-\r\n\r\n\r\n42 Pakt für Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung zwischen Bund und Ländern, S. 47 – LINK; Koalitions- vertrag, Zeile 972–974: Dazu führen wir den Bund-Länder-Prozess zur Umsetzung des Pakts für Planungs-, Umsetzungs- und Genehmigungsbeschleunigung entschlossen fort, entwickeln ihn weiter – LINK.\r\n \r\n\r\nrentenentwurfs „(…) 34 und 44 gelten als eingehalten“ beizubehalten, da diese Fiktion dem europa- rechtlichen System entspricht und die Möglichkeit besteht, bei eindeutigen Beweisen – in atypischen Fällen – widerlegt zu werden. Falls der bisherige Wortlaut „… gelten als eingehalten“ als zu weit ange- sehen wird, schlägt der BWE hilfsweise eine schwächere Formulierung vor, die aber immer noch mate- riell-rechtlich wirkt. Dabei könnte man auf die bestehende Formulierung aus § 45b Absatz 3 Nr. 2 BNatSchG zurückgreifen. Der Vorteil dabei wäre, dass es sich eindeutig „nur“ um eine Regelvermutung handelt.\r\nSofern es Bedenken gibt, dass es bei einer Genehmigungsfiktion zu einer Reduzierung der Investitions- sicherheit durch Dritt-Angriffe gegen die Genehmigung geben kann, regt der BWE an, es bei der bishe- rigen Lösung im Referentenentwurf zu belassen und eine Zusatzregelung aufzunehmen. Diese ist so zu formulieren, dass die Behörde im Falle von Drittangriffen zu einer fristgebundenen nachgearbeiteten Begründung verpflichtet ist. Diese Nachholungsregelung hätte also den Vorteil, dass dann nachträglich im Drittwiderspruchs- oder Drittanfechtungsverfahren vor Gericht zwingend eine begründete Entschei- dung über das Screening vorzulegen ist. Das erhöht die Rechtssicherheit, weil dann die Erwägungen der Behörde dem Gericht oder der Widerspruchsbehörde (hoffentlich nachvollziehbar) vorliegen.\r\nKonkret: § 6b Absatz 4 WindBG-RefE wird wie folgt ergänzt:\r\n(4) (…) Trifft die zuständige Behörde im Überprüfungsverfahren nach Absatz 2 innerhalb der Frist nach Satz 1 keine begründete Entscheidung darüber, ob höchstwahrscheinlich Auswir- kungen im Sinne des Absatzes 2 Satz 5 zu erwarten sind, die nicht durch Maßnahmen nach Absatz 3 Satz 1 gemindert werden können, gelten die Vorschriften nach §§ 33, 34 und 44 Ab- satz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes als ein- gehalten [hilfsweise: ist in der Regel davon auszugehen, dass die Vorschriften nach §§ 33, 34 und 44 Absatz 1 und 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgeset- zes eingehalten sind]. Legt ein Dritter einen Rechtsbehelf gegen die Genehmigung ein, hat die zuständige Behörde binnen 30 Tagen nach Kenntnis von dem Rechtsbehelf die begrün- dete Entscheidung nach Satz 1 auszuformulieren und der für den Rechtsbehelf zuständigen Behörde sowie dem Träger des Vorhabens zuzuleiten.\r\n3.2.2.6\tAusnahme von UVP und FFH-Verträglichkeitsprüfung im Falle der Feststellung nachteiliger Auswirkungen nutzen\r\nStellt die Behörde nach diesem Screening in einer ausdrücklichen Verwaltungsentscheidung auf Grund- lage eindeutiger Nachweise fest, dass das Projekt höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen hat, die nicht durch Minderungsmaßnahmen abgemildert werden können, muss das Projekt eine UVP und ggf. FFH-Prüfung durchlaufen, vgl. Art. 16a Absatz 5 RED III.\r\nNach Art. 16a Absatz 5 Unterabsatz 2 und 3 RED III können die Mitgliedstaaten jedoch unter begründe- ten Umständen, z. B. auch wenn dies erforderlich ist, um den Einsatz Erneuerbarer Energien zur Errei- chung der Klima- und erneuerbaren Zubauziele zu beschleunigen, u. a. Windenergievorhaben von die- sen Prüfungen ausnehmen. In diesem Fall, also wenn von der Ausnahmeregelung Gebrauch gemacht wird, muss die Betreiberin angemessene Minderungsmaßnahmen ergreifen oder – falls nicht verfügbar – Kompensationsmaßnahmen in Form einer finanziellen Entschädigung vornehmen, wenn keine ande- ren angemessenen Entschädigungsmaßnahmen zur Verfügung stehen, um diesen nachteiligen Auswir- kungen entgegenzuwirken. Soweit diese Auswirkungen den Artenschutz betreffen, hat die Betreiberin\r\n \r\n\r\nfür die Dauer des Betriebs der erneuerbaren Energieanlage einen finanziellen Ausgleich in Artenschutz- programme zu zahlen, um somit den Erhaltungszustand der betroffenen Arten sicherzustellen oder zu verbessern.\r\nUmstände, die die skizzierte Ausnahme rechtfertigen, liegen vor: In der bereits eingangs aufgeführten aktuellen Studie des UBA zur Flächenverfügbarkeit und den Flächenbedarfen wird festgestellt, dass das noch verfügbare Leistungspotenzial der rechtskräftigen Flächenkulisse sowie perspektivisch das Poten- zial der aktuellen Planentwürfe nicht zur Deckung der Ausschreibungsmengen der kommenden Jahre ausreicht. Zudem sind Genehmigungsverfahren immer noch deutlich zu lang, u. a. aufgrund mangelnder oder unzureichender Prüfstandards und fehlendem Personal. Daher müssen alle Maßnahmen für einen schnelleren Ausbau ergriffen und auch diese Ausnahme angewandt werden.\r\nMacht die deutsche Gesetzgebung von der Ausnahme Gebrauch, dient das Screening der Ermittlung möglicher nachteiliger Auswirkungen, denen mit zusätzlichen Maßnahmen (Minderungsmaßnah- men, Ausgleichsmaßnahmen, Zahlung) entgegengewirkt werden muss.\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich, dass in den bisherigen Gesetzentwürfen von der Ausnahmeregelung Gebrauch gemacht wurde. Die Ausnahme von den zusätzlichen Prüfungen ist entscheidend für einen planungssicheren und beschleunigten Ausbau. Die Gesetzesbegründung führt hierzu auf Seite 49 aus, dass diese Maßnahme notwendig ist, um den Ausbau der Windenergie an Land zu beschleunigen und die klimapolitischen sowie energiepolitischen Ziele des EEG zu erreichen. Das EEG 2023 legt für die Windenergie an Land Ausbauziele von 115 Gigawatt (GW) bis 2030 und 157 GW bis 2035 fest und das derzeitige und voraussichtliche Ausbautempo reicht nicht aus, um diese Zielvorgaben zu erfüllen.\r\n3.2.2.7\tPrüfung der Erforderlichkeit von Minderungsmaßnahmen, ggf. Festsetzung dieser, nachrangig Zahlung\r\nIm deutschen Umsetzungsgesetz der RED III sollte die Regelung des § 6 WindBG unter Berücksichtigung der Neuerungen nach der RED III verstetigt werden. Die Genehmigungsbehörde prüft auf Grundlage der vorhandenen Daten die Erforderlichkeit von Minderungsmaßnahmen und setzt diese gegebenenfalls konkret fest. Legt die Vorhabenträgerin auf Basis valider (vorhandener oder eigener) Daten ein ange- messenes Maßnahmenkonzept vor, sollte dieses weiter angenommen werden müssen. Sind Minde- rungsmaßnahmen nicht verfügbar oder Daten zu Artvorkommen im Gebiet nicht vorhanden, kommt es zu einer Artenschutzabgabe.\r\nDass auch anstelle von erforderlichen Minderungsmaßnahmen oder im Falle fehlender Daten zu Artvor- kommen eine Artenschutzabgabe nach der RED III möglich ist, lässt sich wie folgt herleiten: Wenn die Zahlung schon für die problematischen Windenergievorhaben möglich ist, bei denen höchstwahrschein- lich unvorhergesehene erhebliche nachteilige Auswirkungen festgestellt wurden (vgl. Artikel 16a Ab- satz 5 Unterabsatz 3 RED III), dann sollte dies erst recht für die Windenergievorhaben gelten, bei denen solche Auswirkungen nicht festgestellt wurden, demnach also für alle Windenergievorhaben.\r\nMinderungsmaßnahmen\r\nDie Anordnung von Minderungsmaßnahmen ist in § 6b Absatz 5 und 6 WindBG-RegE geregelt. Gemäß Absatz 5 ordnet die Zulassungsbehörde gegenüber dem Träger des Vorhabens unter Berücksichtigung der von ihm nach Absatz 3 Satz 3 vorgelegten Unterlagen geeignete und verhältnismäßige Maßnahmen im Zulassungsbescheid an, sofern diese Maßnahmen erforderlich sind und die Behörde bei der Über-\r\n \r\n\r\nprüfung nicht feststellt, dass eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte im Sinne des Absatzes 3 Satz 5 vor- liegen. Auch hier müssten aus oben genannten Gründen unseres Erachtens „Beweise“ und nicht „An- haltspunkte“ angeführt werden. Liegen hingegen eindeutige tatsächliche Anhaltspunkte im Sinne des Absatzes 3 Satz 5 vor, beteiligt die Behörde gemäß Absatz 6 die Öffentlichkeit und ordnet im Zulassungs- bescheid neben den in Absatz 5 genannten Maßnahmen weitere, geeignete und verhältnismäßige Min- derungsmaßnahmen im Hinblick auf diese Auswirkungen an. Soweit solche Maßnahmen nicht verfügbar sind, ordnet die Zulassungsbehörde gegenüber dem Träger des Vorhabens geeignete und verhältnismä- ßige Ausgleichsmaßnahmen an. Rechtsbehelfe gegen das Ergebnis der Überprüfung können als behörd- liche Verfahrenshandlung nach § 44a der Verwaltungsgerichtsordnung nur gleichzeitig mit den gegen die Zulassungsentscheidung zulässigen Rechtsbehelfen geltend gemacht werden. Hier ist geregelt, dass geeignete und verhältnismäßige Maßnahmen festgelegt werden, soweit diese erforderlich sind. Dies begrüßt der BWE.\r\nFledermäuse\r\nAusweislich § 6b Absatz 5 Satz 2 WindBG-RegE hat zum Schutz von Fledermäusen vor Tötung und Ver- letzung beim Betrieb der WEA an Land die Zulassungsbehörde stets geeignete Minderungsmaßnahmen in Form einer Abregelung der WEA anzuordnen. Die Zulassungsbehörde kann die angeordnete Abrege- lung auf Verlangen des Trägers des Vorhabens auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Gondelbereich der WEA anpassen.\r\nDer BWE begrüßt die pauschalen Abschaltungen zum Fledermausschutz als fachlich anerkannte Schutz- maßnahme. An dieser Stelle wird aber erneut auf die Notwendigkeit einer bundeseinheitlichen Standar- disierung hingewiesen, die in der Windenergie-an-Land-Strategie angekündigt wurde und wozu der BWE bereits Vorschläge unterbreitet hat. Sie sollte i. R. d. Umsetzung der RED III erfolgen, vgl. oben unter Punkt 3.1.2.2. An dieser Stelle sei auch angemerkt, dass die Vorgaben zu den Minderungsmaß- nahmen der Pläne und damit auch die Fledermaus-Regelung in der Anlage-RegE zu regeln wären.\r\n3.2.2.8\tZahlungsmechanismus auf das erforderliche Maß beschränken\r\nSoweit geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen und geeignete und verhältnismäßige Ausgleichsmaßnahmen zum Schutz von Arten nach § 6b Absatz 6 Satz 3 und 4 WindBG-RegE erforder- lich, aber nicht verfügbar sind (Fall 1) oder keine (ausreichenden) Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 WindBG-RegE vorhanden sind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können (Fall 2), hat der Betreiber der Anlage eine Zahlung in Geld zu leisten, § 6b Absatz 7. Die Zahlung soll nicht mehr jährlich – wie in § 6 WindBG derzeit vorgesehen –, sondern in einer Einmalzahlung für den gesamten Betrieb zu leisten sein. Dies kritisiert der BWE scharf und fordert die Umstellung auf eine jährliche Zah- lung.\r\nJährliche Zahlung anstatt Einmalzahlung\r\nEs muss der Betreiberin möglich sein nachzuweisen, dass eine Art, für die gezahlt wird, in der Betriebs- laufzeit tatsächlich nicht (mehr) vorkommt, da beispielsweise die Art nicht mehr als gefährdet eingestuft wird oder sich ein Horst verschiebt/aufgehoben wird. Dann ist keine Minderungsmaßnahme oder Zah- lung erforderlich. Dies ist mit einer Einmalzahlung für die gesamte Betriebsdauer allerdings nicht um- setzbar. Die pauschale Zahlung unterstellt zudem unbegründet einen Verbotstatbestand für die ge- samte Dauer des Betriebs. Zudem stellt eine hohe Einmalzahlung gleich zu Projektbeginn eine hohe finanzielle Belastung dar, die die Wirtschaftlichkeit von Projekten infrage stellen könnte. Daher\r\n \r\n\r\nsollte wieder auf eine jährliche Zahlung umgestellt werden.43 In diesem Zuge ist auch die in § 6b Ab- satz 7 Satz 5 WindBG-RegE vorgesehene Fälligkeit der Zahlung bei Inbetriebnahme zu streichen.\r\nZahlungshöhen anpassen\r\nDie RED III enthält keine konkreten Vorgaben zur Höhe etwaiger Ausgleichszahlungen und überlässt den Mitgliedstaaten damit erheblichen Gestaltungsspielraum bei der Umsetzung. Nach dem Entwurf des\r\n§ 6 Absatz 7 WindBG-RegE würden – im Fall erforderlicher, jedoch nicht verfügbarer Minderungsmaß- nahmen – jährliche Zahlungen in Höhe von 380 Euro pro Megawatt installierter Leistung anfallen, sofern Schutzmaßnahmen zum Vogelschutz angeordnet werden, die zu Abregelungen von WEA führen oder deren Investitionskosten 17.000 Euro pro Megawatt übersteigen. Wird keine der unter Buchstabe a genannten Schutzmaßnahmen angeordnet, wären jährlich 2.600 Euro pro Megawatt installierter Leis- tung zu zahlen.\r\nNach Auffassung des BWE sind diese Beträge deutlich zu hoch und sollten auf ein angemessenes Maß reduziert werden. Bereits die vergleichbaren Zahlungshöhen nach dem aktuellen § 6 WindBG füh- ren häufig dazu, dass Vorhabenträgerinnen freiwillig artenschutzfachliche Kartierungen durchführen, um unter die günstigere Regelung der ersten Fallgruppe zu fallen. Dem BWE sind nur Ausnahmeprojekte bekannt, die bei der Zahlung in der 2. Fallgruppe wirtschaftlich betrieben werden können. Zudem be- vorteilt der Zahlungsmechanismus in dieser Form Projekte an windreichen Standorten im Norden, die ggf. ausnahmsweise auch bei den hohen Zahlungen noch wirtschaftlich betrieben werden können. Ins- gesamt steht dies jedoch im Widerspruch zum Ziel des Wegfalls solcher Kartierungen und der damit angestrebten Verfahrensbeschleunigung.\r\nAuch die Zahlungshöhe für Energiespeicheranlagen am selben Ort ist nach Ansicht des BWE herab- zusetzen. Energiespeicher haben, anders als WEA, keine betriebsbedingten Auswirkungen auf Arten. Ihre Auswirkungen beschränken sich im Wesentlichen auf die Bauphase und die bauliche Präsenz der Anlage selbst. Dies sollte bei der Bemessung der Zahlungshöhe entsprechend berücksichtigt werden. Zudem ist die Zahlung je Quadratmeter der durch den Energiespeicher versiegelten Fläche zu leisten. Beeinträchtigungen der Fläche durch Bodenversiegelung werden jedoch auch im Wege der Eingriffsre- gelung (§§ 13 ff. BNatSchG) über Ausgleichs- bzw. Ersatzmaßnahmen adressiert, daher besteht das Ri- siko, dass der Aspekt der Flächenversiegelung zweimal auszugleichen ist.44 Zudem haben typische Ener- giespeicheranlagen eine Fläche von einem Hektar, 10.000 Quadratmeter, auch wenn nicht alle diese Flächen versiegelt sind. Durch die Container und die nötige Infrastruktur in Form von Stellflächen und Zuwegungen ist die versiegelte Fläche aber erheblich. Nimmt man die Gesamtfläche als Basis für eine Beispielrechnung sind bei 40 € alle fünf Jahre 400.000 € zu zahlen, bei einer gesamten Projektlaufzeit von 15 Jahren entspricht das 1,2 Mio. €. Das ist erheblich und erheblich zu viel. Dazu kommt die unvor- hersehbare Entwicklung des Marktdesigns. Im aktuellen System ist es möglich, Speicheranlagen wirt- schaftlich zu betreiben. Allerdings ist noch immer nicht absehbar, wie das zukünftige Marktsystem aus- gestaltet wird und sich die Strompreise und damit die Erlösoptionen entwickeln. Auch wenn die Zahlung nur im seltenen Fall erforderlich ist, dass keine Ausgleichsmaßnahmen zur Verfügung stehen, sollte sie dennoch die Kosten für Ausgleichsmaßnahmen nicht signifikant überschreiten.\r\n\r\n\r\n\r\n43 So auch im RegE für Windenergie auf See, vgl. § 70a Absatz 5 Satz 2 WindSeeG-RegE.\r\n44 SUER, S. 27 f.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nGesetzesbegründung in Bezug auf Zahlung nicht verfügbaren Maßnahmen glattziehen\r\nNach Fall 1 erfolgt eine Zahlung, soweit Maßnahmen erforderlich, aber nicht verfügbar sind. Die Geset- zesbegründung weitet den Gesetzeswortlaut (anders auch als die RED III) aber auf „nicht oder nicht im erforderlichen Umfang verfügbar“ (S. 51) aus. Es ist nicht klar, wann Maßnahmen in einem erforderli- chen Umfang verfügbar sind. Daher sollte hier eine Konkretisierung erfolgen oder der Zusatz gestri- chen werden.\r\nKeine Zahlung ohne (ausreichende) Daten\r\nFall 2 regelt eine Zahlung, wenn keine Daten zu den Artenvorkommen vorliegen, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können. Die Begründung führt aus, dass für diesen Fall „ein Verstoß gegen die artenschutzrechtlichen Verbotstatbestände höchstwahrscheinlich zu erwarten“ (S. 51) ist und ebenfalls eine Zahlung in Artenhilfsprogramme anzuordnen ist. Die Höhe der Zahlung richtet sich in diesem Fall nach Satz 4 Nummer 1 und 2 WindBG (RegE). Maßnahmen sind jedoch nur erforderlich, wenn ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko nachgewiesen ist. Die RED III berücksichtigt diesen Um- stand und macht Maßnahmen von vorhandenen Daten abhängig, vgl. Art. 16a Absatz 4 Unterab- satz 2. Dies sollte von Deutschland auch rechtssicher in Bundesrecht übernommen werden, anstatt einen Generalverdacht zu unterstellen und der Akzeptanz für Windenergie Schaden zuzufügen.45\r\nDer BWE spricht sich daher gegen eine Zahlungspflicht aus, wenn keine oder keine ausreichenden Daten vorliegen, um die Erforderlichkeit von Minderungsmaßnahmen zu prüfen. Eine solche Pflicht ergibt sich, wie dargelegt, nicht aus der Richtlinie und unterstellt unbegründet einen Verbotstatbestand. Daher re- gen wir an, § 6b Absatz 7 Satz 4 WindBG (RegE) vollständig und den Satz aus der Begründung zu strei- chen und im Rahmen der RED III-Systematik klarzustellen, dass die Prüfung nur auf der Grundlage vorhandener Daten erfolgen kann.\r\nDarüber hinaus wäre der vorgeschlagene Pauschalwert von 20.000 €/MW im Fall fehlender Daten- grundlage zu hoch angesetzt. Insbesondere bei der Planung mehrerer Anlagen könnte es ökonomisch sinnvoller sein, gezielte Kartierungen in Auftrag zu geben, um die pauschalen Zahlungen zu vermeiden – was allerdings den Ausbau verzögern und damit der angestrebten Beschleunigung entgegenwirken würde.\r\nKonkret:\r\n(7) Soweit geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen und geeignete und verhält- nismäßige Ausgleichsmaßnahmen zum Schutz von Arten nach Absatz 6 Satz 3 und 4 erforderlich, aber nicht verfügbar sind oder keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 vorhanden sind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, hat der Betreiber der Anlage eine Zahlung in Geld zu leisten. Die Zahlung ist von der Zulassungsbehörde zusammen mit der Zulas- sung für die Dauer des Betriebes der jeweiligen Anlage als pauschale Einmalzahlung als jähr- lich zu leistender Betrag festzusetzen. Soweit Maßnahmen erforderlich, aber nicht verfügbar sind, beträgt die Höhe der Zahlung:\r\n\r\n\r\n45 Auch in den Beschleunigungsflächen für Windenergie auf See ist keine Zahlungspflicht bei fehlenden Daten vorgesehen, vgl. § 70a Absatz 5 WindSeeG-RegE; SUER, S. 25: Zahlungspflicht bei fehlenden Daten für die Überprüfung stellt eine über- schießende Regelung dar, also eine Regelung, die über das erforderliche Maß (RED III-Vorgabe) hinausgeht.\r\n \r\n\r\n(…)\r\nSofern keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 vorhanden sind, auf deren Grundlage Maß- nahmen angeordnet werden können, beträgt die Höhe der Zahlung:\r\n1.\t für Windenergieanlagen an Land 20 000 Euro je Megawatt installierter Leistung,\r\n2.\t für Energiespeicheranlagen 60 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespei- cher versiegelten Fläche.\r\nLiegen keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 und 2 vor, wird keine Betroffenheit nachgewiesen und es werden keine Maßnahmen oder Zahlungen angeordnet.\r\n3.2.2.9\tKeine Abweichungskompetenz der Länder\r\nDurch den neuen § 6b Absatz 10 WindBG wird klargestellt, dass die Länder keine Abweichungskompe- tenz haben. Dies begrüßt der BWE, da dadurch ein bundeseinheitliches Vorgehen gesichert ist.\r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e. V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechpersonen\r\nLilien Böhl (Genehmigungsrecht) | Justiziarin | l.boehl@wind-energie.de Elisabeth Görke (Planungsrecht)| Justiziarin | e.goerke@wind-energie.de\r\n\r\nAutorinnen in alphabethischer Reihenfolge\r\nLilien Böhl (Genehmigungsebene)| Justiziarin Elisabeth Görke (Planungsebene)| Justiziarin\r\nCornelia Uschtrin | Senior Referentin Politik & Strategie\r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nJuristischer Beirat Beirat Naturschutz Planerbeirat\r\nSK des Finanziererbeirats SK AK Energiepolitik Gesamtvorstand\r\n\r\nDatum\r\n15. Mai 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017023","regulatoryProjectTitle":"Erleichterung von  Direktbelieferungen Industrie (Aktualisierung)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c9/da/544131/Stellungnahme-Gutachten-SG2506200032.pdf","pdfPageCount":16,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n\r\n\r\n\r\nStromdirektbelieferung für Unternehmen stärken\r\nWindstrom für den Mittelstand und die Industrie.\r\nAktualisierter Stand nach dem EuGH-Urteil zur Kundenanlage vom 28. November 2024 und des BGH-Beschlusses vom 13. Mai 2025\r\n\r\nMai 2025\r\n \r\nInhalt\r\n1\tEinleitung\t3\r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\t5\r\n3\tStatus quo: Direktbelieferung von Industrieunternehmen\t5\r\n3.1\tBegriffsbestimmungen\t5\r\n3.2\tExkurs: EuGH-Urteil vom 28. November 2024 (Az C-293/23)\t7\r\n3.3\tWie ist die Industriestrombelieferung geregelt?\t9\r\n3.4\tVorteile der Industriestrombelieferung\t10\r\n4\tWas es zur Ermöglichung für mehr Direktbelieferung braucht\t11\r\n4.1\tStreichung der unmittelbaren räumlichen Nähe im EEG\t11\r\n4.2\tAnpassungen im EnWG\t13\r\n4.3\tRedispatch auf Netzeinspeisung konzentrieren\t14\r\n5\tFazit\t15\r\n\r\n \r\n1\tEinleitung\r\nDer Ausbau der Windenergie an Land wird durch die im EEG verankerten politischen Ausbauziele vorangetrieben. Der erzeugte Strom wird gemäß den gesetzlichen Vorgaben über die Direktvermarktung an der Börse vermarktet. Dabei geht die grüne Eigenschaft für potenzielle Abnehmerinnen1 aus der Wirtschaft derzeit verloren, sofern die EE-Anlage eine Förderung nach EEG erhält. Ein industrie- und damit abnehmerseitig getriebener Ausbau der Erneuerbaren Energien, insbesondere der Windenergie an Land, auf Grundlage von Direktbelieferungen findet daher aufgrund regulatorischer Hemmnisse trotz großer Nachfrage aus der Wirtschaft derzeit nur in absoluten Ausnahmefällen statt.\r\nInsbesondere dem industriellen Mittelstand fehlt so die Möglichkeit, eigene Konzepte zur Dekarbonisierung umzusetzen. Hierdurch bleiben nicht nur Potenziale für eine kostengünstigere Stromversorgung durch Erneuerbare Energien ungenutzt, die die Unternehmen und den Wirtschaftsstandort Deutschland stärken. Auch Impulse, sich in Gemeinden insbesondere im Süden Deutschlands wirtschaftsseitig für den lokalen Ausbau der Windenergie einzusetzen, bleiben auf der Strecke. Der BWE hat die im Zusammenhang mit Direktbelieferungen entstehenden Chancen für Industrie und Gesellschaft deshalb wiederholt gemeinsam mit der Wirtschaft in die Bundespolitik gespielt.\r\nDarüber hinaus ergeben sich insbesondere für größere Unternehmen im Rahmen der Nachhaltigkeitsberichterstattung (EU CSRD-Richtlinie 2022/2464) neue Herausforderungen, da das Angebot von anrechnungsfähigem Grünstrom auf dem deutschen Strommarkt begrenzt ist.\r\nDaher begrüßt der BWE, dass sich CDU/CSU/SPD im Koalitionsvertrag im April 2025 das Ziel gesetzt haben, die Möglichkeit der physikalischen Direktversorgung der Industrie räumlich auszuweiten.2\r\nDer BWE möchte dieses Ziel mit diesem Positionspapier und konkreten Vorschlägen für gesetzliche Anpassungen zur Ermöglichung von Direktbelieferungskonzepten unterstützen. Unternehmen könnten sich damit analog zur Dachsolaranlage für das Eigenheim oder bestehenden Kraftwerken zur Eigenversorgung auf Betriebsgeländen zukünftig durch einen Windpark /eine EE- Anlage beliefern lassen oder diesen zur Eigen(grün)stromversorgung betreiben, sofern im Umfeld geeignete Potenzialflächen für Windenergieanlagen vorhanden sind.\r\nDer BWE erhofft sich unter anderem durch den Effekt der regionalen Wertschöpfung und den Erhalt von Arbeitsplätzen, dass interessierte Unternehmen mit ihren Standortgemeinden in den Dialog über den Ausbau der Windenergie vor Ort in der Kommune treten. Damit wäre ein weiterer Grund geschaffen, lokal den Übergang von einer NIMBY-Logik („not in my backyard“) auf einen YIMBY-Ansatz („yes in my backyard“) einzuleiten, weil der Zubau lokal angereizt würde.\r\nAus Verbandssicht sind dafür lediglich einige wenige gesetzliche Stellschrauben anzupassen. Diese sind geeignet, die Stromdirektbelieferung für Unternehmen aus Wind-an-Land deutlich einfacher und attraktiver als bisher zu gestalten.\r\n\r\n\r\n1 Da es sich bei den stromproduzierenden und stromverbrauchenden Akteuren im Zusammenhang mit der Industriestrombelieferung um juristische Personen handelt, wird das Femininum verwendet.\r\n2 Koalitionsvertrag CDU/CSU/SPD „Verantwortung für Deutschland“, Seite 31 LINK.\r\n \r\n\r\n1.\tDas Kriterium der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ sollte aus dem EEG gestrichen werden. Anders als bei PV-Anlagen ist bei Windenergieanlagen schon aus immissionsschutzrechtlichen Gründen auf einen gewissen Abstand zur Bebauung und damit zur Verbrauchsstelle zu achten. Der Begriff der unmittelbaren räumlichen Nähe geht hier fehl. Eine Beschränkung der Distanz der Anlagen zum abnehmenden Unternehmen wird sich bereits aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten ergeben (insb. durch Kosten der Kabeltrassen).\r\n2.\tWeitere Klarstellungen im EnWG, beispielsweise die Definition der „Direktleitung“ in § 3 Nr. 12 EnWG, sollten im Sinne einer Klarstellung ergänzt werden, um dazu beizutragen, bestehende Unsicherheiten abzubauen und Investitionen zu begünstigen. Dies betrifft sowohl Begrifflichkeiten als auch bürokratische Hürden.\r\nMit der Erleichterung von Direktlieferungen werden Unternehmen in die Lage versetzt, ihre Dekarbonisierung eigenverantwortlich voranzutreiben. Zudem kann in erheblichem Umfang privates Kapital für den Ausbau Erneuerbarer Energien mobilisiert werden. Dies würde zur Entlastung der öffentlichen Haushalte und der Stromverbraucher beitragen.\r\nEine wesentliche Stellschraube für eine dezentrale und netzentlastende Energieversorgung war bisher die Stärkung der Kundenanlage im Sinne des EnWG. Durch ein Urteil des EuGH vom 28. November 2024 (Az. C-293/23)3 im Rahmen eines Vorabentscheidungsersuchens zur Auslegung des Begriffs der Kundenanlage kam der EuGH zu dem Ergebnis, dass der Begriff der Kundenanlage in § 3 Nr. 24a EnWG gegen die Vorgaben der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie verstößt und damit europarechtswidrig ist. Das Urteil wird voraussichtlich erhebliche Auswirkungen auf Kundenanlagen gemäß § 3 Nr. 24b EnWG (Kundenanlagen zur betrieblichen Eigenversorgung) haben. Die Anpassung der Begriffsdefinition der Kundenanlage bleibt nun dem Gesetzgeber überlassen und ist folglich nicht mehr Gegenstand des Papiers. Vielmehr ist es das Ziel, die Direktlieferung an sich zu stärken.\r\nDer BWE hatte bereits 2024 in einem Positionspapier zur Stromdirektbelieferung für Unternehmen 4 Vorschläge zur gesetzlichen Umsetzung unterbreitet und legt mit diesem Positionspapier eine Aktualisierung der bestehenden Vorschläge vor, die vor dem Hintergrund eines EuGH5/BGH-Urteils6 zu sogenannten Kundenanlagen notwendig geworden ist.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n3 EuGH-Urteilsgründe (LINK)\r\n4 2024 BWE Positionspapier Stromdirektbelieferung für Unternehmen (LINK)\r\n5 EuGH-Urteilsgründe (LINK)\r\n6 BGH-Pressemitteilung (2025): (LINK)\r\n \r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\r\nUm das im Koalitionsvertrag festgelegte Ziel der räumlichen Ausweitung der physikalischen Direktversorgung zu erreichen, regt der BWE folgende Änderungen an:\r\n•\tStreichung der unmittelbaren räumlichen Nähe in §§ 3 Nr. 16 und 21b Abs. 4 Nr. 2 lit. a EEG\r\n•\tKlarstellung der Definition „Direktleitung“ in § 3 Nr. 12 EnWG\r\n•\tErgänzung in § 11 Abs. 2 EEG zum Begriff „Netz“\r\n•\tGeringere Anforderungen an Informations- und Berichtspflichten in § 41 EnWG\r\n•\tKonzentration des Redispatchs auf die Netzeinspeisung\r\n\r\n3\tStatus quo: Direktbelieferung von Industrieunternehmen\r\nIm Zusammenhang mit der Stromdirektbelieferung von Industrieunternehmen gibt es zahlreiche rechtliche Begriffe und Normen, die zu beachten sind. Anders als langfristige Stromlieferverträge über sogenannte Off-Site-Power-Purchase-Agreements (PPA), bei denen der Grünstrom über das öffentliche Netz geliefert und bilanziell abgenommen wird, sind Direktlieferverträge im Sinne von On-Site-PPAs noch rar in Deutschland. Dies liegt vor allem an den für die praktische Ausgestaltung hinderlichen rechtlichen Bestimmungen, die den Abschluss von Direktlieferverträgen zur Stromlieferung außerhalb des Netzes langwierig und kompliziert machen. Dieses Papier soll über die einzelnen Säulen und Rechtsquellen informieren und Anforderungen an die Gesetze aufzeigen, damit diese die Direktlieferung sinnvoll ermöglichen.\r\n3.1\tBegriffsbestimmungen\r\nDazu werden in diesem Zusammenhang zunächst einige rechtliche Begriffe erläutert.\r\nDirektbelieferung meint eine direkte physische (und nicht nur eine bilanzielle) Stromlieferung von einer oder mehreren EE-Anlagen zu einem Abnehmer ohne Nutzung des Stromnetzes. Dabei ist zwischen Direktlieferung (On-Site-PPA) und klassischer Eigenversorgung/Eigene Erzeugung zu unterscheiden.\r\nIst das stromabnehmende Unternehmen zugleich auch Betreiber der erneuerbaren Erzeugungsanlage, liegt in der Regel eine Eigenversorgung vor.\r\nSind das stromabnehmende Unternehmen und die Anlagenbetreiberin der EE-Anlage personenverschieden – in (gesellschafts-)rechtlicher Hinsicht – und schließen diese einen Stromliefervertrag (On-Site-PPA) ab, so liegt ein Fall der Direktbelieferung vor. Dabei ist in der Regel die Anlagenbetreiberin der EE-Anlage vertraglich für den Bau und den Betrieb der Anlage sowie für andere Dienstleistungen verantwortlich und verkauft den in der EE-Anlage erzeugten grünen Strom über einen bestimmten Zeitraum zu einem vertraglich festgelegten Preis an das stromabnehmende Unternehmen. Der Umfang der Stromlieferung wird individuell zwischen den Vertragsparteien festgelegt. Es muss nicht der gesamte in der EE-Anlage erzeugte Strom an das stromabnehmende Unternehmen geliefert werden. Eine andere Verteilung ist möglich, z. B. kann etwa ein Teil des erzeugten Stroms an das abnehmende Unternehmen gehen und ein weiterer Teil ins öffentliche Netz eingespeist oder an weitere Drittabnehmende vor Ort geliefert werden.\r\n \r\n\r\nAus der gesetzlichen Begriffsdefinition der Direktvermarktung (§ 3 Nr. 16 EEG) ergeben sich für die hiervon abzugrenzende Direktlieferung drei wesentliche Charakteristika:\r\n1.\tdie Lieferung von Strom an eine Abnehmerin,\r\n2.\tdie unmittelbare räumliche Nähe von Erzeugung und Verbrauch,\r\n3.\tkeine Durchleitung durch ein Netz\r\nDirektlieferung ist demnach die Belieferung eines letztverbrauchenden Abnehmers, der nicht mit der Anlagenbetreiberin identisch ist, mit Strom ohne Netznutzung.\r\nEin weiterer gesetzlicher Begriff, der in diesem Zusammenhang von Bedeutung ist, ist in § 3 Nr. 12 EnWG in Form der Direktleitung vorgesehen. Dies ist eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen Elektrizitätserzeuger und ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, Tochterunternehmen oder Kunden verbindet, oder eine zusätzlich zum Verbundnetz errichtete Gasleitung zur Versorgung einzelner Kunden.\r\nIm Zusammenhang mit Direktlieferungen und dezentralen Versorgungskonzepten über Direktleitungen waren bis zum o. g. EuGH-Urteil auch die sogenannten Kundenanlagen von hoher Bedeutung. Diese sind in § 3 Nummer 24a/24b EnWG definiert.\r\nDie Kundenanlagen dienen als Energieanlagen genauso wie Netze auch der Aufnahme oder Abgabe von Energie. Sie sind jedoch, im Gegensatz zu den Netzen, wegen fehlender Wettbewerbsrelevanz von der Netzregulierung   vollständig   ausgenommen.   Dies   stellt   die   Begriffsdefinition   des\r\n„Energieversorgungsnetzes“ in § 3 Nr. 16 EnWG ausdrücklich klar: Kundenanlagen sind im deutschen Recht keine Netze und unterliegen nicht der Netzregulierung.\r\nIn einem Vorabentscheidungsverfahren hat der Europäische Gerichtshof (EuGH) die gesetzliche Ausnahme der Kundenanlage vom (teilweise oder vollständig) regulierten Netz in § 3 Nr. 24a EnWG als europarechtswidrig eingestuft.\r\n \r\n\r\n3.2\tExkurs: EuGH-Urteil vom 28. November 2024 (Az C-293/23)\r\n3.2.1\tInhalt des Urteils\r\nMit einem Vorabentscheidungsersuchen zur Auslegung des Begriffs der Kundenanlage vom 13. Dezember 2022 bringt der Bundesgerichtshof (BGH) seine Auslegung der Tatbestandsvoraussetzungen des Kundenanlagenbegriffs nach § 3 Nr. 24 a EnWG – verbunden mit der Ausnahme von verschiedenen Verpflichtungen von Netzbetreibern – zu einem vorläufigen Abschluss. Er legt die wesentlichen Ergebnisse seiner bisherigen Auslegung dem EuGH vor. Der BGH thematisiert damit die europarechtlich noch offene Grundfrage, in welchem Umfang der nationale Gesetzgeber eines EU-Mitgliedstaats sowie die auslegenden nationalen Gerichte Ausnahmen vom Netzbegriff vorsehen dürfen, z. B. über die Rechtsfigur der Kundenanlage, ohne gegen das EU-Sekundärrecht zu verstoßen. Der EuGH kam zu dem Ergebnis, dass der Begriff der Kundenanlage in § 3 Nr. 24a EnWG gegen die Vorgaben der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie verstößt. Konkret bedeutet das, dass es nicht genügt, wenn eine Energieanlage die Kriterien in § 3 Nr. 24a a) bis d) EnWG erfüllt, um als allgemeine Kundenanlage von der Regulierung ausgenommen zu werden. Insbesondere für größere Energieanlagen, die bisher auf Basis von Selbsteinstufung als Kundenanlagen im Sinne des § 3 Nr. 24a EnWG betrieben wurden, könnte dies zu erheblichen Veränderungen führen. Sie könnten dann möglicherweise als ein reguliertes Netz oder teilweise reguliertes, geschlossenes Verteilernetz eingestuft werden. Damit wären entsprechende Verpflichtungen verbunden, beispielsweise die Genehmigungspflicht aus § 4 EnWG, die Pflicht zur Entflechtung des Netzbetriebs und der übrigen Tätigkeit (buchhalterisch, informatorisch) aus § 6 EnWG sowie weitere Betreiberpflichten nach § 11 EnWG. Dies kann sich auch auf die aktuell zahlreich umgesetzten Energiewende-Projekte zur Anbindung von PV- oder Windenergieanlagen an Kundenanlagen auswirken.\r\n3.2.2\tKonsequenzen für bestehende Anlagen\r\nIn Deutschland gibt es zahlreiche Projekte, die als Kundenanlage gemäß § 3 Nr. 24 a, b EnWG klassifiziert sind. Auf diese Projekte hat das Urteil als solches zunächst keine direkte Auswirkung, da durch das Urteil an sich keine Änderung der gesetzlich normierten Rechtslage erfolgt ist. Die gesetzliche Regelung des\r\n§ 3 Nr. 24 a EnWG sowie die Ausnahmen von der Netzregulierung bleiben formell bestehen, bis der Gesetzgeber eine Anpassung verabschiedet. Der EuGH hat insoweit keine nationale Norm- verwerfungskompetenz. Hinsichtlich der einzelnen bestehenden Kundenanlagen ist daher nicht mit Änderungen zu rechnen, solange die Beteiligten (BNetzA, Netzbetreiber, Eigenversorgungsunternehmen, Abnehmer oder Erzeuger) keine neue Klassifizierung forcieren.\r\nDa deutsche Behörden und Gerichte jedoch an das Auslegungsergebnis des EuGH gebunden sind, müssen sie im zu beurteilenden Einzelfall prüfen, ob ein Widerspruch zur Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EltRL) vorliegt und wie dieser durch richtlinienkonforme Auslegung der nationalen Norm ggf. beseitigt werden kann. Hierdurch können die Änderungen einer bislang als Kundenanlage eingestuften Infrastruktur, beispielsweise die Beantragung eines neuen Untersummenzählers oder die Beantragung von Marktlokationen, zu einer Neubewertung der Infrastruktur unter Berücksichtigung des Urteils führen.\r\n \r\n\r\n\r\n3.2.3\tExkurs Richtlinie (EU) 2019/944\r\nDas Urteil und die damit einhergehende Unionsrechtswidrigkeit der deutschen Kundenanlage erfolgten anhand der Prüfung einer übergeordneten europäischen Richtlinie, der Strombinnenmarktrichtlinie (Richtlinie (EU) 2019/944). Diese fasst die bisher geltende Strombinnenmarktrichtlinie neu. Insbesondere soll die Richtlinie (EU) 2019/944 durch verschiedene Maßnahmen insgesamt die Rechte der Verbraucherinnen und Verbraucher sowie deren Teilnahme am Strommarkt weiter stärken. Stromkundinnen und -kunden sollen in zunehmendem Maß nicht mehr allein als Konsumierende und Verbrauchende agieren, sondern aktiv am Geschehen auf den Strommärkten teilhaben können, indem sie allein oder gebündelt, unmittelbar oder mittelbar auch ihrerseits Produkte oder Dienstleistungen anbieten oder zum Beispiel auf vertraglicher Basis Aggregatoren zur Verfügung stellen. Daneben enthält die Richtlinie (EU) 2019/944 eine Reihe weiterer neuer oder geänderter Vorgaben, zum Beispiel in Bezug auf die Beschaffung von für den Netzbetrieb notwendigen Flexibilitätsprodukten durch die Netzbetreiber. Diese neuen oder geänderten Vorgaben betreffen sowohl Vorschriften des EnWG als auch die auf dessen Grundlage erlassenen Rechtsverordnungen.\r\nDaneben sieht die Strombinnenmarktrichtlinie vor, dass alle Leitungsinfrastrukturen, mit denen Elektrizität auf Hoch-, Mittel- oder Niederspannung an Kunden geliefert wird, vom Begriff des\r\n„Verteilernetzes“ und mit einer einhergehenden Netzregulierung mit den entsprechenden Betreiberpflichten erfasst sind[„(…) sofern diese Anlage dazu dient, Elektrizität mit Hoch-, Mittel- oder Niederspannung weiterzuleiten, um sie an Kunden zu verkaufen (…)“.]\r\nDie Richtlinie sieht nur wenige Ausnahmen von den Pflichten des Netzbetriebes vor. Abschließend sind diese Ausnahmen vorgesehen für geschlossene Verteilernetze (§ 110 EnWG), kleine Verbundnetze und kleine, isolierte Netze (Antrag BReg an EU-Kommission erforderlich), Bürgerenergiegemeinschaften (in Deutschland bislang nicht umgesetzt) und für Direktleitungen.\r\nDies ist von Bedeutung, weil die in der Strombinnenmarktrichtlinie definierten Kriterien als abschließend zu betrachten sind. Das unterstreicht der EuGH im besagten Urteil. Dies hat Auswirkungen auf die Kundenanlagen gemäß § 3 Nr. 24a EnWG, da diese nach der Auslegung der Strombinnenmarktrichtlinie durch den EuGH keine zulässige Ausnahme vom Netzcharakter darstellen. Die Direktleitung hingegen bleibt europarechtlich zulässig und sollte daher gestärkt werden, um die Lücke der Kundenanlage im Rahmen der Versorgungskonzepte vor dem Netzverknüpfungspunkt zu schließen.\r\n\r\n\r\n3.2.4\tKonsequenzen für neue Anlagen\r\nFraglich ist, ob und wie sich das Urteil aus Kundenanlagen auswirken wird. Solange der Gesetzgeber nicht tätig wird, bleibt der gesetzliche Status quo zunächst bestehen. Jedoch können Behörden, Netzbetreiber und Gerichte Leitungsinfrastrukturen, mit denen Kunden mit Elektrizität versorgt werden, als Verteilernetze einstufen. Verweigert ein Netzbetreiber beispielsweise den Anschluss einer EE- Anlage unter Verweis darauf, dass der Betreiber der Kundenanlage Netzbetreiber und somit selbst für den Anschluss zuständig ist, kommt es auf eine behördliche bzw. gerichtliche Klärung dieser\r\n \r\n\r\nVerweigerung an. In diesem Fall ist die EuGH-Rechtsprechung dann im Sinne der europarechtskonformen Auslegung anzuwenden.\r\n3.2.5\tEntscheidung des Bundesgerichtshofes\r\nAm 13. Mai 2025 hat der BGH im Zusammenhang mit der rechtlichen Einordnung von sogenannten Kundenanlagen im deutschen Energierecht eine Entscheidung getroffen. Diese Entscheidung folgt auf ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs (EuGH) vom 28. November 2024, das die bisherige deutsche Regelung zur Kundenanlage als unionsrechtswidrig eingestuft hat. Der BGH hatte zuvor in einem Vorabentscheidungsverfahren beim EuGH die Frage aufgeworfen, ob die deutsche Definition der Kundenanlage mit der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie der EU vereinbar ist.\r\nIn dem erlassenen Beschluss hat der Bundesgerichtshof entschieden, dass die Leitungsanlagen der Antragstellerin nicht als Kundenanlagen im Sinne des § 3 Nr. 24a EnWG gelten, da sie Verteilernetze sind, die Elektrizität zum Verkauf an Endkunden weiterleiten. Daher unterliegen sie den regulierenden Vorschriften. Außerdem hat die Antragstellerin keinen Anspruch auf eine Abrechnung über Unterzähler nach dem Summenzählermodell, da diese Pflichten nur den Betreiber eines Energieversorgungsnetzes treffen, an das eine Kundenanlage angeschlossen ist. Da ihre Anlagen keine Kundenanlagen sind, muss die Antragstellerin die entsprechenden Zählpunkte selbst oder durch Dienstleister erfüllen.7\r\nZum Zeitpunkt der Veröffentlichung dieses Papiers liegen die Urteilsgründe noch nicht vor. Das BGH- Urteil gilt formal zunächst einmal nur für den entschiedenen Fall. Seine praktischen Auswirkungen werden aber weiter greifen, da auch die Regulierungsbehörden die Rechtsprechung nicht ignorieren dürfen. Bereits klar ist jedoch, wie bereits in den Ausführungen zum EuGH-Urteil zur Kundenanlage, dass es diese in der zukünftigen Energiewirtschaft nicht mehr so geben wird.\r\n3.3\tWie ist die Industriestrombelieferung geregelt?\r\nDas EEG beinhaltet keinen separaten Teil zu Industriestrombelieferungen, gibt jedoch an einigen Stellen wenige Vorgaben. So fällt die Industrieversorgung im Wege der Direktbelieferung unter die §§ 3 Nr. 16 und 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n7 Pressemitteilung BGH LINK.\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nIm europäischen Vergleich liegt Deutschland zwar mit einem PPA-Volumen von 3,9 GW an der Spitze. Davon entfallen jedoch 1,5 GW auf PV und 2,1 GW auf Offshore-Windenergieanlagen. Lediglich 0,3 GW fallen auf Onshore-Windenergieanlagen, wobei der Großteil dessen auch Anlagen sind, die dem Post- EEG-Anschlussbetrieb zuzuordnen sind. 8\r\nDabei geht eine Veräußerung des EE-Stroms mittels On-Site-PPA mit einigen Vorteilen einher. So fallen für den Strom, der ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes geliefert wird, keine Netzentgelte und keine netznutzungsbezogenen Abgaben und Umlagen (KWKG-Umlage, § 19-StromNEV-Umlage) an, da der Strom eben nicht über das öffentliche Netz an die Abnehmerin fließt. In der Regel sind aber auch die Netzbetreiber in die Direktlieferung einbezogen, weil der in nahezu allen Fällen zusätzlich benötigte Strombezug des Verbrauchers über das öffentliche Stromnetz geliefert wird und auch die Windenergieanlagen mit geringem Strombezug einen Anschluss an das öffentliche Netz benötigen.\r\nZu beachten sind zahlreiche Pflichten und Vorgaben, z. B. bei der Vertragsgestaltung, Rechnungsgestaltung, Strompreisgestaltung und den Messvorgaben. Ebenso ergeben sich für die Produzentinnen erhebliche administrative Anforderungen, wie z. B. Informationspflichten, Dokumentationspflichten und Meldepflichten. Zudem begründet die Lieferung an Dritte grundsätzlich energiewirtschaftsrechtliche Pflichten als Energieversorgungsunternehmen i. S. d. EnWG, als Versorger\r\ni. S. d. StromStG, als Stromlieferant i. S. d. § 3 Nr. 31a EnWG und als Energiehändler i. S. d. REMIT.\r\n\r\n3.4\tVorteile der Industriestrombelieferung\r\nFür den aufgrund von On-Site-PPA gelieferten Strom beantragen und entwerten die Stromlieferantinnen im Rahmen der Stromkennzeichnung gemäß § 42 EnWG Herkunftsnachweise. Hiermit kann die Stromverbraucherin die Grünstromeigenschaft des mittels Direktlieferung bezogenen Stroms belegen und vermarkten. Der Bezug von Strom aus einer EE-Anlage im Rahmen der Direktbelieferung kann auch eine Energieeffizienzmaßnahme sein, da Umspann- und Netzverluste\r\n\r\n\r\n8 Vortrag enervis „Energiewirtschaft verstehen - Strategien der Vermarktung von EE-Strom“, 13.02.2024, online.\r\n \r\n\r\nvermieden und Netzverknüpfungspunkte kleiner dimensioniert werden können. Damit kann mittelbar eine bessere Auslastung der öffentlichen Netze erreicht werden. Darüber hinaus sind weniger strenge Anforderungen an die Einsammelleitungen zu stellen. Damit sind sie deutlich günstiger als öffentliche Netze, was auch volkswirtschaftlich sinnvoll ist. Die Ausbaukosten belasten zudem nicht die Netzentgelte. Ein zusätzlicher Vorteil ist die Sichtbarkeit der Stromverbraucherin hinsichtlich ihrer Produktionsbedingungen mit regionalem Grünstrom. Das schafft Glaubwürdigkeit bei den Mitarbeitenden und anderen Interessengruppen hinsichtlich deren Nachhaltigkeit.\r\nWeitere Vorteile liegen in der erhöhten Versorgungssicherheit für die Stromverbraucherin und in der Diversifizierung des Strommarkts. So können neue Akteurinnen und Akteure am Strommarkt teilnehmen sowie Stromproduktionskapazitäten erhöht werden, die den Wettbewerb auf dem Strommarkt erhöhen. Zudem gestaltet sich die Energiewende als Mitmachprojekt, da der Mittelstand durch die Vor-Ort-Erzeugung einen eigenen Beitrag zur Energiewende leisten und diesen auch als Standortvorteil nutzen kann. Für die Akzeptanz der Energiewende in der Wirtschaft ist das von großer Bedeutung.\r\n\r\n4\tWas es zur Ermöglichung für mehr Direktbelieferung braucht\r\nUm die Vorteile von Stromdirektlieferungen effektiv nutzen zu können, bedarf es Anpassungen an den derzeitigen gesetzlichen Vorgaben. Im Folgenden werden die konkreten Anpassungsvorschläge vorgestellt.\r\n4.1\tStreichung der unmittelbaren räumlichen Nähe im EEG\r\nWesentliches Kriterium der Direktlieferung ist, dass der Strom in „unmittelbarer räumlicher Nähe“ zur Anlage verbraucht wird. Da das Kriterium der unmittelbaren räumlichen Nähe weder gesetzlich noch durch Rechtsprechung klar definiert ist, sind die Anforderungen im konkreten Einzelfall immer wieder streitig. In der Praxis hindert das rechtliche Risiko, das durch den unbestimmten Rechtsbegriff besteht, regelmäßig substanzielle Investitionen.\r\nHintergrund der Einschränkung über die unmittelbar räumliche Nähe ist die Befürchtung eines volkswirtschaftlich unsinnigen Privatnetzausbaus. Dieser ist entgegenzuhalten, dass ein Bau von langen Direktleitungen unattraktiv ist. Es gibt keinen Grund, Leitungen länger als nötig zu bauen. Eine direkte Leitung wird bereits aus Kostengründen eine gewisse Länge und damit auch einen räumlichen Zusammenhang nicht überschreiten. Schließlich ist die Verlegung von unterirdischen Anschlussleitungen mit hohen Kosten verbunden. Außerdem steigen mit der Entfernung auch die Leitungsverluste und desto größer wird die Zahl an Grundstücken, die sie queren müssen. Das steigert die Kosten durch erhöhten Planungs- und Verhandlungsaufwand mit den Grundstückseigentümerinnen und Grundstückseigentümern, die für die Nutzung ihrer Grundstücke Nutzungsentgelte erhalten.9 Die Voraussetzung der unmittelbar räumlichen Nähe als unbestimmter Rechtsbegriff ist daher für eine Direktbelieferung nicht nötig, sondern vielmehr hinderlich.\r\n\r\n\r\n\r\n9 Das Beispiel eines Projektes in einem Flächenland wie Brandenburg zeigt, dass für eine 25 km Direktleitung bis zu 150 Grundstücke überquert werden müssen.\r\n \r\n\r\nSo würde auch die unbegründete Diskriminierung von Windkraftanlagen beendet werden, die (anders als bspw. PV-Dachanlagen) regelmäßig nicht in unmittelbarer räumlicher Nähe zum Verbrauch stehen, sondern einige Kilometer weit entfernt.\r\nErstmalig tauchte der Begriff im EEG 2009 auf. Auch hier ist aus der Gesetzesbegründung nicht ersichtlich, wozu die „unmittelbar räumliche Nähe“ eingefügt wurde. Der Begriff taucht an unterschiedlichen Stellen im EEG auf und sollte gänzlich gestrichen werden.\r\n4.1.1\t§ 3 Nr. 16 EEG\r\nIn § 3 Nr. 16 EEG wird der Begriff „Direktvermarktung“ definiert und von der Direktbelieferung abgegrenzt, welche die nicht weiter definierte Einschränkung der unmittelbaren räumlichen Nähe vorschreibt. Diese führt zu Unsicherheiten bei der Planung bspw. von Windenergieanlagen zur Direktbelieferung an Elektrolyseure oder industrielle Verbraucherinnen, die typischerweise nicht unmittelbar an der verbrauchenden Industrieanlage errichtet werden können. Diese Einschränkung sollte daher entfallen. Stattdessen sollte sachgerecht die Nutzung direkter Leitungen ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes zur Beschreibung einer Direktbelieferung hinreichend sein.\r\n\r\n\r\n\r\n4.1.2\t§ 21b Abs. 4 Nr. 2 lit. a EEG\r\nDie gleiche Änderung müsste auch in § 21b EEG vorgenommen werden.\r\n\r\n\r\n\r\n4.1.3\t§ 11 Absatz 2 EEG\r\nZudem bedarf es einer Ergänzung in § 11 Abs. 2 EEG zur Präzisierung, was unter dem Begriff „Netz“ zu verstehen ist. Ohne diese Klarstellung gibt es ein aus dem Begriff hergeleitetes, formales Argument, dass der Begriff „Netz“ ein Netz im Sinne der § 3 Nr. 16 und Nr. 17 EnWG meinen könnte. Das war nicht Absicht des damaligen Gesetzgebers und widerspricht dem Sinn und Zweck der §§ 8, 9 und 11 EEG.\r\n \r\n\r\n\r\n \r\n4.2\tAnpassungen im EnWG\r\nAnalog zum EEG müsste auch im EnWG eine begriffliche Klarstellung erfolgen, um Rechtsunsicherheiten bei Direktbelieferungen auszuräumen.\r\nEs herrscht Unklarheit darüber, ob mehrere Stromverbraucher bzw. Kunden mittels mehrerer Leitungen angeschlossen werden können. Zudem herrscht Unklarheit darüber, ob Direktleitungen zwischen Erzeugungsanlage und Verbrauchern ihrerseits mit dem öffentlichen Netz verbunden sein dürfen. Denn einen Netzanschluss benötigen sowohl die Erzeugungsanlage (für die Überschusseinspeisung und den notwendigen Bezugsstrom) als auch die Kunden (für den Strombezug in Zeiten, in denen die Erzeugungsanlage nicht oder nicht genug produziert). Dies führt in der Praxis zu massiven Investitionshemmnissen. Folgende Vorschläge sollen dem entgegenwirken.\r\n4.2.1\tErgänzung der Definition „Direktleitung“ in § 3 Nr. 12 EnWG\r\nUm von einer regulierungsfreien Direktleitung bei dezentralen Versorgungskonzepten ausgehen zu können, muss die Lieferung gemäß § 3 Nr. 12 EnWG über „eine Leitung, die einen (…) Elektrizitätserzeuger und ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, Tochterunternehmen oder Kunden verbindet (…)\", erfolgen.\r\nDie Anforderungen an die Direktleitung, insbesondere die Merkmale „ein Kunde“ und „eine Leitung“, werden teilweise sehr streng ausgelegt. In Anbetracht der Definition, dass durch „eine Leitung“ versorgt werden darf, gibt es in der juristischen Literatur die Meinung, die „eine\" nicht als unbestimmten Artikel, sondern als Zahlwort auslegt.\r\nDies ist jedoch nicht mit Wortlaut, Sinn und Zweck der Definition begründbar. Daraus folgt, dass Stromerzeugungsanlagen über eine Direktleitung nicht nur mit einem einzelnen Kunden, sondern mit einer bestimmten, begrenzten Anzahl von Kunden verbunden sein könnten. Der Unterschied zum öffentlichen Verteilernetz bleibt, dass der Anlagenbetreiber im Gegensatz zum Netzbetreiber auswählen kann, wen er mit einer Dirketleitung mit Strom versorgen will. Der Verteilnetzbetreiber muss hingegen, vorbehaltlich verfügbarer Netzkapazität, alle Netzanschlussbegehrenden anschließen.\r\nUm bestehende Unsicherheiten zu beseitigen, sollte die Definition „Direktleitung“ in § 3 Nr. 12 EnWG\r\nkünftig wie folgt ergänzt werden (Ergänzung fett, Änderungen durchgestrichen):\r\n\r\n \r\n\r\n \r\nZudem regt der BWE an, dass auch eine Klarstellung hinsichtlich der Anzahl von Leitungen durch den Gesetzgeber bei der Anpassung von § 3 Nr. 12 EnWG mittels der Gesetzbegründung vorgenommen wird.\r\n4.2.2\tAusnahmen von Vorgaben für Energielieferverträge\r\nZudem sollten an Betreiberinnen von Erneuerbare-Energien-Anlagen, die einzelne industrielle oder gewerbliche Verbraucherinnen direkt beliefern, nicht die gleichen umfangreichen Anforderungen zur Informations- und Berichtspflicht gestellt werden wie an Energieversorgungsunternehmen, die eine Vielzahl – auch privater – Verbraucher mit Strom beliefern.\r\nEs besteht kein vergleichbares Rechtsschutzbedürfnis. Die gewerblichen und industriellen Abnehmer sind keine Verbraucher im Sinne des § 13 BGB. Anlagenbetreiber sind grundsätzlich keine Energieversorgungsunternehmen, deren Kerngeschäft die Energieversorgung durch den Vertrieb von Strom an Abnehmer ist, da sie üblicherweise den Strom an den Netzbetreiber oder an das Direktvermarktungsunternehmen bis zum Netzverknüpfungspunkt liefern. Hierzu sollte § 41 EnWG durch einen neuen Absatz 9 ergänzt werden:\r\n\r\n4.2.3\tStreichung der maximalen Leitungslänge in der Definition Kundenanlagen\r\nBisher haben wir im Rahmen der erforderlichen Anpassungen im EnWG die Streichung der Begrenzung der Leitungslänge auf 5.000 m für die Versorgung der Kundenanlage durch Direktleitung gefordert (vgl.\r\n§ 3 Nr. 24a EnWG). Da die Kundenanlage aber aufgrund des oben angeführten EuGH-Urteils zukünftig womöglich keine Rolle mehr spielen wird, verzichten wir an dieser Stelle auf weitere Ausführungen.\r\n4.3\tRedispatch auf Netzeinspeisung konzentrieren\r\nDer BWE regt abschließend an, EE-Anlagen, die mindestens 80 Prozent ihres Stroms zur Direktbelieferung von einzelnen, industriellen oder gewerblichen Verbraucherinnen erzeugen,\r\n\r\n\r\n10 Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 21. Juli 2014 (BGBl. I S. 1066), zuletzt geändert durch Artikel 4 des Gesetzes vom\r\n26. Juli 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 202).\r\n \r\n\r\nnachrangig im Redispatch heranzuziehen. Dies sollte in der Festlegung der Bundesnetzagentur BK6-20- 059 aufgenommen werden. So würde den hohen Investitionen der Industriekundinnen und -kunden und dem Umstand Rechnung getragen, dass EE-Anlagen, die Strom vorrangig zur Direktlieferung erzeugen, das öffentliche Netz nur geringfügig belasten.\r\n\r\n5\tFazit\r\nDie Notwendigkeit von Gesetzesänderungen zur Förderung von Stromdirektbelieferungen an Industriekunden ist unumgänglich, um gemeinsam die Dekarbonisierung der Industrie voranzutreiben und den Bedarf für lokalen Netzausbau zu verringern. Direktbelieferungen bieten zahlreiche Vorteile, indem sie effizientere, nachhaltigere und kostengünstigere Energielösungen als der reine Strombezug über das öffentliche Netz ermöglichen. Durch die vorgeschlagenen Gesetzesänderungen würde ein bedeutender Fortschritt in Richtung Dekarbonisierung erzielt werden, indem Hemmnisse beseitigt und Anreize geschaffen werden, privatwirtschaftliche Investitionen in diese Modelle zu fördern. Dies trägt nicht nur zur Umweltschonung bei, sondern stärkt auch langfristig die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie. Vor dem Hintergrund eines möglichen Wegfalls der Kundenanlage sollte die Direktlieferung über Direktleitungen als europarechtskonforme Ausnahme gestärkt werden.\r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nJan Oelker\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechpartnerin\r\nJuliane Karst | Justiziarin | j.karst@wind-energie.de\r\n\r\nAutor*innen in alphabetischer Reihenfolge\r\nPhiline Derouiche, Leiterin Justiziariat Juliane Karst, Justiziarin\r\n\r\nBeteiligte Gremien\r\nGesamtvorstand Arbeitskreis Energiepolitik\r\nSprecherkreis Juristischer Beirat Juristische AG Energierecht\r\n\r\nDatum\r\nNachträgliche Aktualisierung des Papiers am 28. Mai 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018083","regulatoryProjectTitle":"BWE-Stellungnahme zur Änderung des Luftverkehrsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f1/ea/579196/Stellungnahme-Gutachten-SG2507070015.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nGesetz zur beschleunigten Planung und Beschaffung für die Bundeswehr\r\nReferentenentwurf des Bundeswehr-Planungs- und -Beschaffungsbeschleunigungsgesetz – BwPBBG) aus dem Bundesministerium der Verteidigung und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie vom 25.06.2025\r\nJuli 2025\r\n2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 4\r\n3 Hinweise und Änderungsvorschläge zu Artikel 2 des Gesetzesentwurfs: Änderung des Luftverkehrsgesetzes ............................................................................................ 5\r\n3.1 Zu Nr. 1a): § 18a Absatz1 LuftVG-E – Ausweitung des Anwendungsbereiches ......................................... 5\r\n3.2 Zu Nr. 2b): Ergänzung durch § 30 Absatz 1c LuftVG-E – Genehmigungserfordernisse ............................. 7\r\n3.3 Zu Nr. 2c): Ergänzung § 30 Absatz 2 Satz 4 LuftVG-E – Klarstellung der Zuständigkeit ............................. 8\r\n3.4 Zu Nr. 2d): Ergänzung durch § 30 Absatz 2 Satz 5 LuftVG-E – zu beteiligende Instanz ............................ 8\r\n3.5 Zu Nr. 2f): Neufassung § 30 Absatz 2 Satz 6 LuftVG-E – keine Kontrollmechanismen mehr durch zivile Behörden ..................................................................................................................................... 9\r\n4 Folgenabschätzung ................................................................................................... 10\r\n4.1 Luftverteidigungsradare.......................................................................................................................... 10\r\n4.2 Weitere stationäre militärische Anlagen zur Luftverteidigung ............................................................... 11\r\n3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nSeit inzwischen mehr als drei Jahren führt Russland seinen Angriffskrieg in der Ukraine. Eine Beendigung des Kriegs durch diplomatische Bemühungen ist nicht in Sicht, vielmehr wächst die Sorge vor weiteren militärischen Konflikten in Europa. Viele Staaten – auch Deutschland – reagieren darauf mit einer deutlichen Aufstockung ihrer militärischen Kapazitäten. Eine direkte Folge ist die geplante Novelle des Bundeswehr-Planungs- und Beschaffungsbeschleunigungsgesetzes (BwPBBG).\r\nDer vorliegende Gesetzentwurf geht jedoch weit über eine reine Beschleunigung von Beschaffungsmaßnahmen hinaus. Vielmehr sollen darüber Änderungen im Luftverkehrsgesetz – insbesondere § 18a – erneut eingeführt werden, die den Ausbau der Windenergie erheblich einschränken würden. Bereits 2023 wurden vergleichbare Regelungen nach intensiver parlamentarischer Debatte im Deutschen Bundestag als unverhältnismäßig abgelehnt. Die damalige Begründung ist weiterhin gültig: Alleinentscheidungsrechte der Bundeswehr stehen im klaren Widerspruch zu den politischen Zielen Notwendigkeit des Ausbaus der Erneuerbaren Energien.\r\nDie im Gesetzesentwurf vorgesehenen Sonderrechte gefährden die dringend benötigte Planungs- und Investitionssicherheit der Windbranche. Sie schaffen eine Blackbox, deren Auswirkungen nicht absehbar sind, denn es ist völlig unklar, welche Flächen künftig durch § 18a Abs. 1 LuftVG für den Ausbau der Windenergie betroffen sind, und wann die Bundeswehr von ihrem Veto-Recht Gebrauch machen wird. Kein Unternehmen investiert Millionenbeträge in die Planung und Genehmigung von Windparks, wenn eine unberechenbare Bundeswehr-Entscheidung das Vorhaben überraschend stoppen könnte.\r\nBereits 2023 hätte der damalige Gesetzesentwurf allein aufgrund der Berücksichtigung von Luftverteidigungsradaren faktisch zu einem Ausschluss von rund 33 % der Landesfläche geführt. Mit der jetzt vorgesehenen Ausweitung auf alle Anlagen, die der Luftverteidigung dienen, geht der BWE davon aus, dass künftig sogar bis zu 40 % der Landesfläche betroffen und dem Windenergieausbau somit entzogen werden könnten.\r\nBesonders unverständlich ist, dass die Bundeswehr in Folge der Diskussionen im Sommer 2023 selbst eine Studie zu möglichen Beeinträchtigungen ihrer Radarsysteme durch Windenergieanlagen in Auftrag gegeben hat, deren Ergebnisse bereits im November 2024 vorliegen sollten, aber immer wieder verschoben wurden. Weshalb nun ein nahezu identischer Regelungsvorschlag erneut vorgelegt wird, ohne sich auf neue wissenschaftliche Erkenntnisse berufen zu können, ist irritierend.\r\nEin weiterer Widerspruch kommt hinzu: Der große Aufwand, mit dem der deutsche Gesetzgeber aktuell kurzfristig die Erneuerbare Energien Richtlinie III (RED III) umsetzt, wird ausgerechnet durch den vorliegenden Entwurf des Beschaffungsbeschleunigungsgesetz konterkariert. RED III soll den Ausbau der Erneuerbaren Energien stark beschleunigen, um die Energieunabhängigkeit der EU zu steigern und damit die Krisenresilienz des Kontinents zu stärken. Das im LuftVG vorgesehene Veto-Recht für die Bundeswehr führt dieses Vorhaben der Genehmigungsbeschleunigung ad absurdem.\r\nIn den vergangenen Jahren hatte sich ein konstruktiver Dialog zwischen der Windbranche und der Bundeswehr entwickelt, getragen von dem gemeinsamen Willen, tragfähige Lösungen für Projekte zu finden, auch über neue Technologien. Dieses Verhältnis wird durch den Versuch der Durchsetzung von gesetzlichen Alleinentscheidungsrechten für die Bundeswehr gefährdet. Bundeswehr und Windenergiebranche brauchen verlässliche und stabile Rahmenbedingungen, um ihren politischen Zielsetzungen gerecht zu werden. Ein kontinuierlicher, lösungsorientierter Dialog bleibt der beste Weg, solche Rahmenbedingungen gemeinsam zu gestalten.\r\n4 von 13\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\nWir kritisieren:\r\n•\r\nDie Erweiterung des materiellen Bauverbotes des § 18a Absatz 1 LuftVG um stationäre militärische Einrichtungen zur Luftverteidigung.\r\n•\r\nDas Einfügen des § 30 Absatz 1c LuftVG, wonach die Bundeswehr entscheiden kann, Flugplätze ohne Genehmigungsverfahren nach § 6 LuftVG anzulegen oder zu ändern.\r\n•\r\nDie Erweiterung des § 30 Absatz 2 LuftVG um stationäre militärische Einrichtungen zur Luftverteidigung.\r\n•\r\nDie Erweiterung des § 30 Absatz 2 LuftVG, sodass bei Genehmigungen nach § 14 LuftVG die Dienststellen der Bundeswehr gleichrangig neben den Flugsicherungsorganisationen und Behörden der Länder treten.\r\n•\r\nDie Erweiterung des § 30 Absatz 2 LuftVG in dem Sinne, dass die Bundeswehr alleinentscheidend ist und keine weiteren behördlichen Genehmigungen, Erlaubnisse und Abnahmen, insbesondere der zivilen Luftfahrtbehörden, stattfinden.\r\nWir begrüßen:\r\n•\r\nDie Ergänzungen des § 65 Absatz 1 und 6 LuftVG, wonach das Luftfahrtamt der Bundeswehr zukünftig Informationen in die Zentrale Luftfahrerdatei beisteuert. Dies erhöht die Transparenz und Vollständigkeit über die erteilten Erlaubnisse oder Berechtigungen für Luftfahrer.\r\nWir fordern:\r\n•\r\nBeibehaltung des § 18a Absatz 1 LuftVG in der jetzigen Fassung, bzw. Änderung dahingehend, dass Bauwerke nur in den Fällen nicht errichtet werden dürfen, wenn sie dadurch nachweislich Flugsicherungseinrichtungen in ihrer Funktion stören.\r\n5 von 13\r\n3 Hinweise und Änderungsvorschläge zu Artikel 2 des Gesetzesentwurfs: Änderung des Luftverkehrsgesetzes\r\n3.1 Zu Nr. 1a): § 18a Absatz1 LuftVG-E – Ausweitung des Anwendungsbereiches\r\nDer Gesetzesentwurf zu § 18a Abs. 1 Satz 1 LuftVG-E sieht vor, den Anwendungsbereich des materiellen Bauverbots auf den Schutz „stationäre militärische Einrichtungen zur Luftverteidigung“ zu erweitern.\r\nDer im Gesetzesentwurf formulierte Wortlaut ist nach Ansicht des BWE vollständig unbestimmt, wodurch die Gefahr besteht, dass diese in der Praxis auf nahezu alles angewendet werden, was auch nur annähernd mit der Luftverteidigung zu tun hat.\r\n3.1.1 Luftverteidigungsradare\r\nSinn und Zweck von § 18a LuftVG-E ist der Schutz der Funktionsfähigkeit von Flugsicherungseinrichtungen vor Störungen von Bauwerken. Bei Flugsicherungseinrichtungen handelt es sich um Einrichtungen am Boden, die für die Navigation eines Luftfahrzeugs erforderlich sind und Störungen durch Bauwerke ausgesetzt sein können.1 Der Begriff Flugsicherungseinrichtungen regelt hierbei abschließend sämtliche Einrichtungen, die notwendig sind, Luftfahrzeuge sicher, geordnet und flüssig im deutschen Luftraum führen zu können. In aller Regel sind dies UKW-Drehfunkfeuer (VOR), Entfernungsmessgeräte (DME) oder Radaranlagen der Flugsicherung.\r\nDie Ergänzung des § 18a Abs. 1 Satz 1 LuftVG-E um stationäre militärische Einrichtungen zur Luftverteidigung widerspricht dem Normzweck und erweitert den Anwendungsbereich des aktuellen § 18a LuftVG entgegen der im Gesetzesentwurf vorgelegten Begründung eindeutig systemwidrig um Bereiche, die nicht von den in § 27c LuftVG festgelegten Aufgaben der Flugsicherung umfasst sind. Geschützt werden sollen danach Einrichtungen der Flugsicherung, die einer sicheren, geordneten und flüssigen Abwicklung des Luftverkehrs dienlich sind, nicht hingegen Einrichtungen der militärischen Überwachung des Luftraums zur Erfassung feindlicher Ziele und/oder deren Abwehr. Von dieser Zielerreichung durch die vorgesehene Änderung geht der Gesetzgeber vorliegend aus, indem er in der Begründung schreibt (Gesetzesbegründung Zu Artikel 2 Nummer 1; S. 44):\r\n„Die Luftverteidigungsradare liefern wichtige Positionsdaten aller erfassten gegnerischen und eigenen Flugziele, um Luftstreitkräfte im deutschen Luftraum und dem angrenzenden Bündnisgebiet sicher, geordnet und flüssig führen zu können. Dabei ist der Begriff „Flugziel“ über die Definition des § 1 Absatz 2 LuftVG hinaus zu verstehen und umfasst neben den Luftfahrzeugen im engeren Sinne alle im Luftraum befindlichen Objekte, unabhängig von deren Zweckbestimmung sowie ob dieses Objekt benannt oder unbemannt ist.“\r\nDies ist irritierend. Radardaten der Luftverteidigungsanlagen dürften nicht in der Lage sein, Radarinformationen der Flugsicherungsradare zu ersetzen, sondern dienen allenfalls als zusätzliche Informationsquelle. Radarinformationen aus Luftverteidigungsradaren dürften für Flugsicherungsanlagen – wenn überhaupt – nur eine untergeordnete Relevanz haben: Daten der\r\n1 Sittig-Behm in Maslaton (2018), Windenergieanlagen – Ein Rechtshandbuch, Kap. 1 III. Rn. 219.\r\n6 von 13\r\nAbtastwinkel niedriger Elevationen in horizontaler Ausbreitung aus solchen 3D-Radaren, in denen Verschattungseffekte durch Hindernisse wie Bauwerke oder topographischen Begebenheiten auftreten können, sind für Flugsicherungszwecke nicht relevant. In den relevanten Höhen des kontrollierten Luftraumes, in denen Luftverteidigungsradare nutzbare Daten für die Flugsicherung liefern könnten, kann von Windenergieanlagen keine Störwirkung ausgehen.\r\nGeht der Gesetzgeber tatsächlich davon aus, dass die vorgesehene Änderung und zusätzliche Daten der Luftverteidigungsradare notwendig sind, stellt er damit grundsätzlich die Funktionstüchtigkeit der Flugsicherung und damit die Sicherheit des Luftverkehrs infrage. Der Begründung lässt sich weder eine solche Annahme noch eine dahingehende begründete Vermutung entnehmen, weshalb der Gesetzgeber hier tätig werden müsste.\r\nWie in der Gesetzesbegründung dargestellt, liegt eine planwidrige Regelungslücke nicht vor, da Luftverteidigungsradare sogar mit verteidigungspolitischen Beurteilungsspielraum über § 35 Abs. 3 BauGB (ungeschriebener Belang der Verteidigung) und über § 35 Abs. 3 Nr. 8 BauGB („die Funktionsfähigkeit von Funkstellen und Radaranlagen stört“) ausreichend geschützt sind. Um Luftverteidigungsradare besteht bereits auf Grundlage des Schutzbereichsgesetzes ein qua Rechtsverordnung festgelegter Schutzbereich um die Standorte. Innerhalb der Schutzbereiche sind moderne Windenergieanlagen in der Regel bereits unzulässig. Hier dürfen keine Bauteile einer Windenergieanlage in den Erfassungsbereich der Radaranlage reichen, so dass Ausnahmen beispielweise nur aufgrund einer besonderen topographischen Lage möglich sind.2 Darüber hinaus besteht ein nach Interessen der Bundeswehr selbst festgelegter Prüfbereich. Dieser Interessensbereich umfasst einen Umkreis bis zu 50 Kilometer um Radaranlagen. In diesem Bereich wird der Bau von Windenergieanlagen einer Prüfung durch die Bundeswehr unterzogen. Generelle allgemeingültige Aussagen über das Störpotenzial einzelner Windenergieanlagen bzw. eines Windparks können nicht getroffen werden, sondern sind grundsätzlich im Rahmen der Einzelfallbetrachtung zu treffen.3\r\nOb von Bauwerken wie beispielsweise Windenergieanlagen Störungen ausgehen, kann die Genehmigungsbehörde im Rahmen von § 35 Abs. 3 BauGB für diesen Prüfbereich in ausreichendem Maße interessengerecht beurteilen.\r\nDie von der Bundeswehr festgelegten Prüfkriterien sowie die von ihr anerkannte Methode zur Erstellung von Gutachten genügen dem verfolgten Schutzzweck in angemessenem Maße. Diese Bewertungsmethodik wird in ihrer derzeitigen Form seit etwa 14 Jahren angewandt. Sie stützt sich teils auf empirische Messreihen, beruht jedoch größtenteils auf Annahmen. Der Bundeswehr stand dabei ausreichend Zeit zur Verfügung, um ihre Prüfkriterien zu validieren.\r\nGerade das Fehlen einer solchen Validierung war ein wesentlicher Grund dafür, dass der Deutsche Bundestag im Herbst 2023 die Änderung des § 18a LuftVG ablehnte. Schon damals – wie auch heute – erschien es sachgerecht, zunächst die im Gesetzentwurf selbst angekündigte Studie zum potenziellen Einfluss von Windenergieanlagen auf Luftverteidigungsradare abzuwarten. Diese Studie wurde tatsächlich beauftragt. Hervorzuheben ist jedoch: Nicht nur blieb die ursprünglich für November 2024 angekündigte Veröffentlichung aus – auch im Juli 2025 liegen die Ergebnisse weiterhin nicht vor. Ein Erkenntnisgewinn ist somit bislang ausgeblieben. Warum das Bundesministerium der Verteidigung die\r\n2 Fachagentur Wind und Solar (FA Wind), Militärische Luftraumüberwachung - LINK\r\n3 So auch FA Wind, LINK.\r\n7 von 13\r\nResultate der angekündigten Studie nicht abwartet und in die eigene Bewertungsmethodik integriert, bleibt daher mehr als fraglich.\r\nDer angesprochene erste Versuch dieser Gesetzesänderung aus dem Jahr 2023 war materiell an den Ausgang dieser Studie geknüpft. Es ist unverständlich und rechtsstaatlich zweifelhaft, weshalb der Gesetzgeber wiederholt einen nahezu identischen Änderungsversuch initiiert, ohne Belege und wissenschaftliche Erkenntnisse zu berücksichtigen. Der zusätzliche Schutz über § 18a Abs. 1 LuftVG, bei dem bereits eine Vermutung der Störung ausreicht („gestört werden können“), ist nicht erforderlich und stellt eine unwissenschaftliche Beweislastverschiebung zu Lasten der Windenergie dar. Langjährige Versäumnisse der Nachweispflicht würden dadurch schlicht kompensiert. Beurteilungen auf Grundlage des § 18a Abs. 1 LuftVG könnten von der Bundeswehr willkürlich getroffen werden.4 Öffentlich einsehbare Dimensionierungen der Bereiche, wie sie um zivile Flugsicherungseinrichtungen anhand international anerkannter Standards und Empfehlungen angewendet werden, gibt es nicht.5\r\nDer BWE lehnt den Gesetzesentwurf zur Erweiterung des § 18a Abs. 1 S. 1 LuftVG um stationäre militärische Einrichtungen zur Luftverteidigung daher vehement ab.\r\n3.1.2 Kritik am Verfahren\r\nMit der vorgenommenen Änderung würde nicht nur der Anwendungsbereich erheblich und ohne ersichtlichen Grund massiv erweitert – parallel dazu wurden die in § 18a Absatz 1a LuftVG-e vorgesehenen Verfahrensregeln und Fristen nicht auf die militärischen Prüfbehörden erweitert, in denen bisher explizit nur die Rede von „Landesluftfahrtbehörden“ ist. Es besteht somit die Gefahr, dass sich mangels Fristen in § 18a LuftVG erhebliches Verzögerungspotenzial ergibt. Dies widerspricht dem Ansinnen sowohl des Bundesgesetzgebers aber auch des Gesetzgebers auf EU-Ebene, Genehmigungsverfahren zu beschleunigen.\r\n3.2 Zu Nr. 2b): Ergänzung durch § 30 Absatz 1c LuftVG-E – Genehmigungserfordernisse\r\nIn dem vorliegenden Referentenentwurf wird ein neuer § 30 Absatz 1c LuftVG-E eingeführt. Dieser gibt dem Bundesministerium der Verteidigung oder der zuständigen Dienstelle der Bundeswehr die Möglichkeit, unter bestimmten Umständen von der Durchführung des Genehmigungsverfahrens nach § 6 LuftVG abzusehen. Dabei obliegt es laut Entwurf den genannten Stellen, selbst zu entscheiden, ein Genehmigungsverfahren nicht durchzuführen. Die Gründe sind lediglich zu dokumentieren, jedoch nicht zu veröffentlichen oder gar zu überprüfen.\r\n4 Die Genehmigungsbehörde selbst wäre an solch willkürliche Beurteilungen gebunden! Das ist ein wesentlicher Unterschied zwischen § 18a LuftVG und § 35 Abs. 3 BauGB. Bei Letzterem gibt die Fachbehörde eine Stellungnahme ab, der die Genehmigungsbehörde zwar praktisch meist folgt; rechtlich gebunden ist sie aber nicht. Natürlich könnte eine „willkürliche“ Entscheidung im Rahmen eines Gerichtsverfahrens aufgehoben werden. Das führt dann aber wieder zu Verzögerungen, die es im Hinblick auf die Genehmigungsbeschleunigung unbedingt zu vermeiden gilt.\r\n5 Die Dimensionierung der Bereiche sowie die Ermittlung, ob und wie sich das Vorhandensein von Bauwerken negativ auf Flugsicherungseinrichtungen auswirken kann, erfolgt auf Grundlage des §18 a LuftVG sowie Standards und Empfehlungen der Internationalen Zivilluftfahrtorganisation (ICAO), insbesondere ICAO Annex 10 und ICAO EUR Doc. 015 - LINK.\r\n8 von 13\r\nGemäß § 6 LuftVG bedarf die Anlegung oder der Betrieb von Flugplätzen einer Genehmigung. Dieses Genehmigungserfordernis gilt gleichermaßen für alle Arten von Flugplätzen. Gemäß § 6 Absatz 4 Satz 2 LuftVG bedarf auch die wesentliche Erweiterung oder Änderung der Anlage oder des Betriebs eines Flugplatzes der Genehmigung. Die Voraussetzungen für die Erteilung einer Betriebsgenehmigung für Flugplätze gemäß § 6 Absatz 1 LuftVG ergeben sich aus § 6 Absatz 2 Satz 1 und 3 LuftVG. Gemäß § 6 Absatz 2 Satz 1 LuftVG ist vor Erteilung der Genehmigung insbesondere zu prüfen, ob die geplante Maßnahme den Erfordernissen der Raumordnung entspricht und ob die Erfordernisse des Naturschutzes und der Landschaftspflege sowie des Städtebaus und der Schutz vor Fluglärm angemessen berücksichtigt sind. Gemäß § 6 Absatz 2 Satz 3 LuftVG ist die Genehmigung zu versagen, wenn das für den Flugplatz in Aussicht genommene Gelände ungeeignet ist oder Tatsachen die Annahme rechtfertigen, dass durch Errichtung oder Betrieb des Flugplatzes die öffentliche Sicherheit oder Ordnung gefährdet werden. Für die Genehmigung von Verkehrsflughäfen stellt § 6 Absatz 3 LuftVG darüber hinaus weitere Anforderungen.\r\nDurch die Änderung erfolgt eine Genehmigungsfreiheit für die Änderung und Errichtung von Flugplätzen gem. § 6 LuftVG, wobei nach hiesigem Verständnis zwar die materiellen Voraussetzungen für die Errichtung/Änderung des Flugplatzes gegeben sein müssen. Es besteht somit die Gefahr, dass Flugplätze ohne Genehmigung errichtet oder verändert werden, ohne dass Betroffenen, beispielsweise bei der Änderung von Flugverfahren, davon Kenntnis erhalten.\r\n3.3 Zu Nr. 2c): Ergänzung § 30 Absatz 2 Satz 4 LuftVG-E – Klarstellung der Zuständigkeit\r\nIm vorliegenden § 30 Absatz 2 Satz 4 LuftVG-E wird nach der Angabe „Flugplätzen“ die Angabe „und stationären militärischen Einrichtungen zur Luftverteidigung“ eingefügt. Dies sorgt dafür, dass die Verwaltungszuständigkeit nunmehr von der Flugsicherung auf die jeweilige Dienststelle der Bundeswehr übergeht. Bei dieser Änderung handelt es sich um eine Folge der Anpassung des § 18a Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und dient der Klarstellung. Wir lehnen diese daher ebenso ab, wie die originäre Anpassung des § 18 a LuftVG-E (s.o.).\r\n3.4 Zu Nr. 2d): Ergänzung durch § 30 Absatz 2 Satz 5 LuftVG-E – zu beteiligende Instanz\r\nDie vorgesehene Ergänzung durch einen neuen Satz 5 sieht vor, dass der Kreis der zuständigen Behörden im Rahmen einer Baugenehmigung für ein Bauwerk im Sinne des § 14 LuftVG um die zuständige Dienststelle der Bundeswehr erweitert wird. Dies stellt nach Überzeugung des BWE zwar eine gesetzliche Fixierung derzeitiger ausgeübter Praxis dar. Bei Gleichstellung der Bundeswehr mit den anderen Behörden ist jedoch absehbar, dass sich erstere bei Entscheidungen durchsetzt. Dem BWE ist aus der Praxis kein Vorhaben bekannt ist, in dem die zuständige zivile Luftfahrtbehörde gegen die Stellungnahme oder Empfehlung der Bundeswehr entschieden hat, sodass faktisch die Entscheidung ohnehin schon durch die Bundeswehr getroffen wird. Zudem wird durch die Formulierung „treten die zuständigen Dienststellen der Bundeswehr neben die Flugsicherungsorganisationen“ klar, dass hier Zuständigkeiten und Kompetenzen mit allen verfahrensrechtlichen Konsequenzen nicht verschoben, sondern verdoppelt werden. Es ist davon auszugehen, dass dies erhebliche kapazitäre und zeitliche Konsequenzen für den Windenergieausbau haben wird, da durch mehrere Beteiligte mehre Fristen\r\n9 von 13\r\nbeginnen, mehrere Beteiligte Fristen verlängern und in gerichtlichen Verfahren geladen werden müssen. Vor dem Hintergrund des staatlichen Bestrebens der Entbürokratisierung ist dies höchst irritierend.\r\nProblematisch ist, dass § 14 Absatz 1 LuftVG für Baugenehmigungen außerhalb von Bauschutzbereichen gilt. Damit gibt sich die Bundeswehr das Recht, auch außerhalb ihres eigentlichen Zuständigkeitsbereiches um das jeweilige Schutzgut entscheidungsbefugt zu sein.\r\n3.5 Zu Nr. 2f): Neufassung § 30 Absatz 2 Satz 6 LuftVG-E – keine Kontrollmechanismen mehr durch zivile Behörden\r\nDie Neufassung des § 30 Absatz 2 Satz 6 LuftVG-E stellt klar, dass die Dienststellen der Bundeswehr in eigener Zuständigkeit und Verantwortung Entscheidungen treffen können und dass Kontrollmechanismen seitens ziviler Behörden nicht vorgesehen und damit ausgeschaltet sind. „Zusätzlicher behördlicher Genehmigungen, Erlaubnisse und Abnahmen, insbesondere der zivilen Luftfahrtbehörden, bedarf es nicht.“ Dies sorgt für eine Intransparenz darüber, auf welcher Grundlage Entscheidungen getroffen werden. Sind behördliche Stellungnahmen einsehbar, gilt das für Entscheidungen der Bundeswehr nicht, die immer wieder ihren verteidigungspolitischen Ermessensspielraum geltend machen kann.\r\n10 von 13\r\n4 Folgenabschätzung\r\n4.1 Luftverteidigungsradare\r\nBerechnungen der Fachagentur Wind und Solar zeigten bereits bei der ersten geplanten Novelle des § 18a Absatz 1 Satz 1 LuftVG von 2023 die negativen Folgen für den Ausbau der Windenergie an Land.6 Aufgrund der weiträumigen Interessenbereiche von jeweils 50 Kilometern Radius um die 18 stationären Luftverteidigungsstandorte wirkt sich die Änderung auf ca. 33 Prozent der gesamtdeutschen Landesfläche zum Nachteil für den Ausbau der Windenergie an Land aus. Dies zeigt Abbildung 1. Hierbei muss erwähnt werden, dass diese Interessenbereiche lediglich auf internen Dienstanweisungen beruhen und in keinem Gesetz festgehalten sind.\r\nAbb. 1: Darstellung der Interessensgebiete (AOI – area of interest) von 50km Radius um die 18 stationären Luftverteidigungsradare der Bundeswehr innerhalb des Bundesgebietes. Diese entsprechen ca. 33 Prozent der Landesfläche (141.372 km²). (Berechnung Fachagentur Wind und Solar; Bundeslandgrenzen GeoBasis-DE / VG250 / BKG 2021.7)\r\nBetrachtet man den möglichen Erfassungsbereich der Luftverteidigungsradare innerhalb ihrer Interessengebiete unter Berücksichtigung ihrer niedrigsten Höhenwinkel entlang des Geländehorizontes, ergibt sich ein räumlich differenziertes Bild der Sichtbarkeit von Windenergieanlagen mit einer Nabenhöhe von mindestens 180 Metern. Dies veranschaulicht Abbildung 2. In der Summe könnte bei diesem Szenario auf ca. 19 Prozent der Landesfläche, mit großem Anteil in Nord- und Mitteldeutschland, der Windenergieausbau aufgrund vermuteter Störwirkung auf die Luftverteidigungsradare gestoppt werden.\r\nAbb. 2: Abschätzung des Erfassungsbereichs (AOD – area of detection) innerhalb des Interessensgebietes für das Szenario WEA mit Nabenhöhe 180m und Bezug auf den Geländehorizont. Dies entspricht ca. 19 Prozent der\r\n6 FA Wind (2022): Interaktive Karte mit Flächenszenarien zur Erfassung von Windenergieanlagen innerhalb der Interessengebiete der Bundeswehr um stationäre militärische Anlagen zur Luftraumüberwachung - LINK\r\n7 Ebd.\r\n11 von 13\r\nLandesfläche. (Berechnung Fachagentur Wind und Solar, Bundeslandgrenzen GeoBasis-DE / VG250 / BKG 2021.8)\r\n4.2 Weitere stationäre militärische Anlagen zur Luftverteidigung\r\nDer im Entwurf verankerte Begriff „stationäre militärische Anlagen zu Luftverteidigung“ ist nicht näher definiert, wonach die Gefahr besteht, dass dieser in der Praxis flexibel auf andere Einrichtungen erweitert wird. Dies ist mit einer erheblichen Rechtsunsicherheit verbunden. Die Bundeswehr selbst sagt folgendes hierzu: „Unter Luftverteidigung versteht man den Schutz vor allen Bedrohungen aus der Luft. Diese umfassen kleinere Flugkörper wie Raketen, Mörser, Artillerie und Drohnen ebenso wie Helikopter, Flugzeuge, Marsch- oder ballistische Flugkörper.“9\r\nStationäre und bodengebundene Luftverteidigungsanlagen sind die Flugabwehrraketensysteme IRIS-T SLM und Patriot, sowie Luftraumüberwachungszentralen (CRC) und Radaranlagen vorgesehen. Für die Flugkörperabwehr über längere Distanzen führt die Bundeswehr das System Arrow 3 an mindestens zwei Standorten in Deutschland dauerhaft ein. Auch die zwei im September 2025 in Betrieb gehenden Teleskopsysteme zur Überwachung des Weltraums (TIRA) können unter Umständen als Luftverteidigungsanlagen deklariert werden.\r\nFallen diese Systeme künftig unter den Anwendungsbereich des neu gefassten § 18a Absatz 1 Satz 1 Satz 1 LuftVG, hat das dramatische Auswirkungen auf den Ausbau der Windenergie. Da die Anzahl und die genauen Standorte solcher Verteidigungsanlagen aus nachvollziehbaren Gründen der Geheimhaltung unterliegen, ergeben sich nicht nur faktisch weitere Ausschlussbereiche für die\r\n8 FA Wind (2022): Interaktive Karte mit Flächenszenarien zur Erfassung von Windenergieanlagen innerhalb der Interessengebiete der Bundeswehr um stationäre militärische Anlagen zur Luftraumüberwachung - LINK.\r\n9 Bundeswehr (2025): Was ist Luftverteidigung? - LINK.\r\n12 von 13\r\nWindenergie. Es ergeben sich auch nicht planbare Risiken für Planungs- und Genehmigungsverfahren, da die jeweiligen Luftverteidigungseinrichtungen nicht in den ausgewiesenen Windenergieflächen verzeichnet sind.\r\nAuch wenn aus genannten Gründen eine exakte Bezifferung der Auswirkung schwierig ist, sind die Folgen doch absehbar dramatisch. Zu den bereits weiter oben beschriebenen 33 % nicht bebaubarer Landesfläche werden weitere Flächen hinzukommen, sodass wir mit Ausbaublockaden auf bis zu 40 % der Landesfläche rechnen.\r\n13 von 13\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpersonen\r\nJuliane Karst | Justiziarin | j.karst@wind-energie.de\r\nDr. Andreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb | a.roehsler@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nKristina Hermann | Leitung Facharbeit\r\nJuliane Karst | Justiziarin\r\nKatharina Schuler | Referentin Politik\r\nAndreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nPlanerbeirat\r\nAK Energiepolitik\r\nAK Luftverkehr & Radar\r\nJur. AG Genehmigung\r\nJur. AG Luftverkehr\r\nLänder: alle Landesverbände des BWE und BEE\r\nDatum\r\n3. Juli 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Verteidigung (BMVg)","shortTitle":"BMVg","url":"https://www.bmvg.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019966","regulatoryProjectTitle":"Anpassungen im Umweltrechtsbehelfsgesetz mit Bezug zur Windenergie ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/76/3c/622186/Stellungnahme-Gutachten-SG2509290041.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nReferentenentwurf zur Änderung des Umwelt-Rechtsbehelfsgesetzes\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des Umwelt-Rechtsbehelfsgesetzes und weiterer umweltrechtlicher Vorschriften des Bundesministeriums für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit; Stand: Juli 2025\r\nAugust 2025\r\n2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Bewertung des Referentenentwurfs............................................................................ 4\r\n2.1 Zu Artikel 1 Nr. 5: Ergänzung des § 5 UmwRG – Konkretisierung zum missbräuchlichen und unredlichen Verhalten .......................................................................................................................... 4\r\n2.2 Zu Artikel 1 Nr. 6: Ergänzung von § 6 – Einführung einer Frist zur Klageerwiderung ........................... 5\r\n2.3 Zu Artikel 1 Nr. 7: Ergänzung von § 7 Absatz 3 – Erweiterung der materiellen Präklusion ................... 5\r\n2.3.1 Präklusion bei Rechtsbehelfen gegen Bebauungspläne ............................................................................ 6\r\n2.3.2 Präklusion bei Rechtsbehelfen gegen WEA-Genehmigungen .................................................................. 7\r\n3 Weitere wichtige Anregungen ..................................................................................... 8\r\n3.1 Vorbescheide in § 63 BImSchG aufnehmen und unbegründete Widersprüche zwingend zurückweisen ........................................................................................................................................ 8\r\n3.2 Behördliche Entscheidungsfrist für Drittwidersprüche ........................................................................ 9\r\n3.3 Rücknahmefiktion bei erfolglosem Ablauf der Klagebegründungsfrist ................................................. 9\r\n3.4 Mangelhinweispflicht ergänzen ........................................................................................................... 9\r\n3.5 Konkreter Gesetzesänderungsvorschlag zu § 63 BImSchG ................................................................. 10\r\n3 von 11\r\n1 Einleitung\r\nIm Rahmen der Verbändeanhörung übermittelte das Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN) dem Bundesverband WindEnergie e. V. (BWE) am 22. Juni 2024 den Referentenentwurf (RefE) eines Gesetzes zur Änderung des Umwelt-Rechtsbehelfsgesetzes (UmwRG) und weiterer umweltrechtlicher Vorschriften. Der BWE bedankt sich für die Möglichkeit zur Stellungnahme und die Beteiligung an der Verbändeanhörung.\r\nDer vorliegende Gesetzentwurf entspricht weitgehend der im August 2024 im Kabinett beschlossenen Fassung der 20. Legislaturperiode (Diskontinuität), welche eine 1:1-Umsetzung des Völker- und Unionsrechts darstellen sollte.1 Zum damaligen Referentenentwurf hatte der BWE bereits Stellung genommen.2 Vorliegend nimmt der BWE unter Anpassungen der aktuellen Rechtslage und der Entwürfe Stellung.\r\nDer Gesetzentwurf setzt in Bezug auf Klagebefugnisse in Umweltangelegenheiten einzelne internationale, europäische und nationale Anforderungen in deutsches Recht um. Dies betrifft zum einen Beteiligungsrechte von Umweltverbänden bei Planung und Zulassungsverfahren. So wird der Zugang zu Gerichten in Umweltangelegenheiten formell erweitert. Zum anderen wird das bislang im Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) geregelte Verbandsklagerecht ohne inhaltliche Änderungen in das Umwelt-Rechtsbehelfsgesetz überführt.3 Darüber hinaus beinhaltet die Novelle weitere Neuerungen und Harmonisierungen in Bezug auf das Klagerecht von Umweltvereinigungen.\r\nKonkret soll mit dem Entwurf der Zugang zu Gerichten in Umweltangelegenheiten an die Anforderungen der Aarhus-Konvention (AK) sowie an entsprechende unionsrechtliche Vorgaben angepasst werden. Hintergrund ist der Beschluss VII/8g der Vertragsstaatenkonferenz der Aarhus-Konvention vom 20. Oktober 2021, mit dem die Entscheidung des Compliance-Komitees der AK vom 23. Juli 2021 (ACCC/C/2016/137)4 bestätigt wurde. Das Komitee hatte festgestellt, dass das Anerkennungskriterium des Prinzips der Binnendemokratie in § 3 Absatz 1 Satz 2 Nr. 5 des Umwelt-Rechtsbehelfsgesetzes (UmwRG) gegen Völkerrecht verstößt. Deshalb muss diese Regelung gestrichen werden.\r\nDarüber hinaus soll der Entwurf die europäische und nationale Rechtsprechung zum Anwendungsbereich des UmwRG umsetzen. So wird insbesondere das Urteil des Europäischen Gerichtshofs (EuGH) vom 8. November 2022 (Rs. C-873/19) berücksichtigt, in dem der EuGH klargestellt hat, dass sich gesetzliche Kriterien der Mitgliedstaaten zwar auf den Kreis der Anfechtungsberechtigten, jedoch nicht auf den Gegenstand der Klage beziehen dürfen. Mitgliedstaaten dürfen also den sachlichen Anwendungsbereich von Artikel 9 Absatz 3 AK nicht dadurch einschränken, dass sie bestimmte Kategorien von Bestimmungen des nationalen Umweltrechts vom Klagerecht anerkannter Umweltvereinigungen ausnehmen.\r\n1 Vorgang der Gesetzgebung 2024.\r\n2 BWE-Stellungnahme (2024): Referentenentwurf Umwelt-Rechtsbehelfsgesetz.\r\n3 Vgl. Entschließung des Bundestages in BT-Drs. 18/12146, die die Überführung des § 64 Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) ohne inhaltliche Änderungen in das UmwRG zwecks besserer Systematisierung des Bundesrechts fordert. Auch eine Entschließung aus BT-Drs. 20/5570 im Rahmen des Gesetzes zur Beschleunigung von verwaltungsgerichtlichen Verfahren im Infrastrukturbereich wird im vorliegenden Entwurf aufgegriffen und umgesetzt.\r\n4 Compliance-Komitee der AK – Entscheidung vom 23. Juli 2021 (ACCC/C/2016/137).\r\n4 von 11\r\nFerner berücksichtigt der Entwurf die Entscheidung des Bundesverwaltungsgerichts vom 26. Januar 2023 (Az. 10 CN 1.23)5. Demnach können anerkannte Umweltvereinigungen bei möglichen Verstößen gegen das europäische Umweltrecht auch gegen behördliche Entscheidungen über die Zulassung von Plänen und Programmen klagen, selbst wenn diese keiner Pflicht zur Durchführung einer Strategischen Umweltprüfung (SUP) unterliegen.\r\nDer BWE bewertet einzelne Änderungen im Gesetzentwurf und weist dabei insbesondere auf aus seiner Sicht weiteren Änderungsbedarf hin.\r\n2 Bewertung des Referentenentwurfs\r\nDer BWE begrüßt die Novelle, weil sie wichtige Klarheiten bei den Klagerechten von Umweltverbänden schafft und das deutsche Gesetz somit den internationalen Normen angleicht. Gleichzeitig weist der BWE auf weiteren Anpassungsbedarf im Bereich der Rechtsbehelfsverfahren gegen die Zulassung von Windenergieanlagen (WEA) hin, um die Verfahren insgesamt zu beschleunigen und Planungssicherheit für die Energiewende zu gewährleisten.\r\n2.1 Zu Artikel 1 Nr. 5: Ergänzung des § 5 UmwRG – Konkretisierung zum missbräuchlichen und unredlichen Verhalten\r\nDer § 5 des UmwRG regelt missbräuchliches oder unredliches Verhalten im Rechtsbehelfsverfahren. Demnach bleiben Einwendungen, die erstmals im Rechtsbehelfsverfahren erhoben werden, unberücksichtigt, wenn ihre erstmalige Geltendmachung im Rechtsbehelfsverfahren missbräuchlich oder unredlich ist.\r\n§ 5 Satz 2 und 3 des UmwRG-RefE sollen nun konkretisieren und klarstellen, dass die erstmalige Geltendmachung einer Einwendung im Rechtsbehelfsverfahren als missbräuchlich oder unredlich gilt, wenn dem Rechtsbehelfsführer die Einwendung bereits im Verwaltungsverfahren bekannt war und er sie in vorwerfbarer Weise mit Verzögerungsabsicht erst im Rechtsbehelfsverfahren geltend macht.\r\nIm Vergleich zum Entwurf der Regelung aus dem Jahr 2024 wurde dieser teilweise umformuliert. Unter anderem wurde die „in der Regel“-Rechtsfolge gestrichen und eine Verzögerungsabsicht angeführt. Im Sinne der Rechtsklarheit begrüßt der BWE, dass bei Vorliegen der Tatbestandsvoraussetzungen zwingend von einem missbräuchlichen bzw. unredlichen Verhalten auszugehen ist. Die nun vorgesehene Voraussetzung, dass eine Verzögerungsabsicht nachgewiesen werden muss, statt wie bisher ein bloß „bewusstes“ späteres Vorbringen, dürfte die Anforderungen an den Nachweis nochmals erhöhen.\r\nZu beachten ist jedoch, dass im Bereich der Windenergie häufig ein vereinfachtes Verfahren nach § 19 Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) durchgeführt wird. Da bei diesem keine Öffentlichkeitsbeteiligung nach § 10 Absatz 3 BImSchG stattfindet6, dürfte die Anwendbarkeit von § 5 von vornherein eingeschränkt sein.\r\n5 Bundesverwaltungsgericht, Urteil vom 26.01.2023 - BVerwG 10 CN 1.23.\r\n6 Nach dem aktuellen Referentenentwurf zur Änderung der 4. BImSchV des BMUKN soll die WEA grundsätzlich im vereinfachten Verfahren genehmigt werden, S. 11, Nr. 1.6.\r\n5 von 11\r\n2.2 Zu Artikel 1 Nr. 6: Ergänzung von § 6 – Einführung einer Frist zur Klageerwiderung\r\nGemäß § 6 UmwRG beträgt die Frist zur Klagebegründung zehn Wochen ab Klageerhebung.\r\nGemäß § 6 Absatz 2 UmwRG-RefE sollen nun auch Fristen zur Erwiderung auf die Klagebegründung vorgeben werden: Das Gericht soll im Interesse der Verfahrensbeschleunigung den übrigen Beteiligten mit der Zustellung der Klagebegründung eine angemessene Frist zur Äußerung setzen. Die Frist nach Satz 1 kann – auf Antrag – durch den Vorsitzenden oder den Berichterstatter verlängert werden.\r\nBegrüßenswert ist die Anpassung der Gesetzesbegründung (S. 37 f.) im Vergleich zum Entwurf aus dem letzten Jahr. Es wird klargestellt, dass eine Klageerwiderungsfrist nur unter Umständen und in geeigneten Fällen Beschleunigungspotential haben kann. Zudem kann (vorher „soll“) sich – neuerdings und begrüßenswerterweise – die Länge der Klageerwiderungsfrist „in geeigneten Fällen“ an der Klagebegründungsfrist orientieren.\r\nEine strikte Orientierung an der Klageerwiderungsfrist von zehn Wochen kann im Einzelfall problematisch sein, insbesondere, wenn die Genehmigung im vereinfachten Verfahren ohne Öffentlichkeitsbeteiligung erteilt wird. In dieser Konstellation wird der Genehmigungsinhaberin der Vortrag der Klägerin in der Regel erst mit Zustellung der Klagebegründung bekannt, da die Klägerin im Genehmigungsverfahren nicht beteiligt wurde. Unter Umständen sind eine Abstimmung mit Gutachter*innen und/oder eine Prüfung des Sachverhaltes erforderlich. Dies kann über zehn Wochen in Anspruch nehmen. Zwar können Gerichte eine längere Frist setzen und die Fristen verlängern, dennoch ist eine entsprechende Sensibilisierung der Gerichte wünschenswert. Die Anpassung der Gesetzesbegründung geht hierbei in die richtige Richtung. Zugleich müssen bei den Rechtsämtern genügend Kapazitäten vorhanden sein.\r\n2.3 Zu Artikel 1 Nr. 7: Ergänzung von § 7 Absatz 3 – Erweiterung der materiellen Präklusion\r\nGemäß § 7 Absatz 3 UmwRG-Entwurf soll die Präklusionsregelung, also der Ausschluss von Einwendungen im Rechtsbehelfsverfahren, die nicht bereits im Verwaltungsverfahren vorgebracht wurden, ausgeweitet werden. Dies soll auch für Entscheidungen gelten, die § 1 Absatz 1a Satz 1 Nr. 2 Buchstabe b UmwRG-Entwurf unterfallen. Das sind Entscheidungen über die Annahme von Plänen und Programmen im Sinne von § 2 Absatz 7 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung und im Sinne der entsprechenden landesrechtlichen Vorschriften, für deren Annahme in sonstiger Weise umweltbezogene Rechtsvorschriften des Bundesrechts, des Landesrechts oder unmittelbar geltender Rechtsakte der Europäischen Union anzuwenden sind. Also Auch für Pläne und Programme, die keiner Strategischen Umweltprüfung unterliegen. Dies gilt jedoch nur, wenn in diesen Fällen eine Öffentlichkeitsbeteiligung durchgeführt wurde, die die Voraussetzungen des neuen § 2 Absatz 1 Satz 1 Nr. 3 Buchstabe b des UmwRG erfüllt. Nach dem neuen § 2 Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 Buchstabe b muss die Öffentlichkeitsbeteiligung die Mindestvoraussetzungen des § 42 UVPG erfüllen. Damit werden die strengen Maßstäbe zur materiellen Präklusion berücksichtigt, die der EuGH aufgestellt hat. Durch diese Regelung soll zugleich ein Gleichklang mit der Regelung in § 2 Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 Buchstabe b UmwRG-Entwurf hergestellt werden.\r\n6 von 11\r\nHat die Vereinigung in diesen Verfahren Gelegenheit zur Äußerung gehabt, dies aber nicht (rechtzeitig) genutzt, so ist sie im Verfahren über den Rechtsbehelf nach Absatz 2 mit allen Einwendungen ausgeschlossen.\r\n2.3.1 Präklusion bei Rechtsbehelfen gegen Bebauungspläne\r\nDie Präklusion gilt aber weiterhin nicht für Verfahren zur Aufstellung, Änderung, Ergänzung oder Aufhebung von Bebauungsplänen nach § 10 des Baugesetzbuchs (BauGB). Begründet wurde dies mit der Entscheidung des EuGH vom 15. Oktober 2015 (Rs C-137/14) zur Unzulässigkeit der materiellen Präklusion im Umweltrecht. Soweit Bebauungspläne einer UVP-Pflicht unterliegen, unterfielen sie ebenfalls dem Urteil des EuGH vom 15. Oktober 2015. Die Prüfung, ob ein SUP-pflichtiger Bebauungsplan zugleich auch einer UVP-Pflicht unterliege, sei zudem für die Praxis schwer durchführbar. Daher wurden Bebauungspläne von der Präklusionsmöglichkeit ausgenommen.6\r\nEine Ungleichbehandlung – zulasten der Rechts- und Planungssicherheit von Bebauungsplänen – gegenüber Regional- oder Flächennutzungsplänen für Windenergieanlagen, bei denen die Präklusion Anwendung findet, ist sachlich nicht gerechtfertigt. Zumal Regionalpläne und Flächennutzungspläne in der Regel die Umsetzung einer größeren Anzahl von Windenergievorhaben ermöglichen. Vor allem aber sind seit dem 19. Mai 2024 ausgewiesene Bebauungspläne auch Beschleunigungsgebiete im Sinne der RED III, vgl. § 6a WindBG. Nach dem (noch zu verkündenden) Umsetzungsgesetz der RED III sind zudem grundsätzlich alle Bebauungspläne als Beschleunigungsgebiete darzustellen, vgl. § 249c BauGB. In Beschleunigungsgebieten entfällt entsprechend der RED III für WEA die UVP-Pflicht, vgl. § 6b Abs. 2 Satz 1 Nr. 1WindBG. Sodass die WEA in einem Beschleunigungsgebiet aus dem relevanten Anwendungsbereich der UVP-Richtlinie fallen dürfte. Was für die einzelne WEA gilt, muss – dem Beschleunigungszweck der RED III folgend – auch für den rechtlichen Rahmen setzenden Bebauungsplan gelten. Im Anwendungsbereich der RED III, kann es nach Ansicht des BWE gerechtfertigt sein, auch Bebauungspläne (allgemeine wie vorhabenbezogene), bei denen eine SUP durchgeführt wurde und somit eine Öffentlichkeitsbeteiligung stattgefunden hat, in die Präklusionsvorschrift zu inkludieren. Eine Wiederaufnahme sollte im vorliegenden Verfahren daher unbedingt geprüft werden.\r\nDie Präklusion ist auch in der Sache gerechtfertigt. In der Praxis besteht auch hier oftmals das Problem, dass Träger öffentlicher Belange bzw. Umweltvereinigungen ihre eigentlichen Bedenken nicht im Rahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung des Bebauungsplanverfahrens äußern, sondern erst später, im immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsverfahren. Dadurch entstehen im späteren BImSchG-Verfahren plötzlich Einwendungen, die bereits vorher hätten thematisiert werden müssen, um eine kohärente und effektive Abwägung im Planungsverfahren der WEA zu ermöglichen. Das untergräbt nicht nur die Planungs- und Rechtssicherheit, sondern belastet auch das nachgelagerte Genehmigungsverfahren unnötig. Die Präklusionsregelung dient daher dem Zweck, Planungsverzögerungen durch verspätete Einwendungen zu vermeiden und die Beteiligten dazu anzuhalten, ihre Belange frühzeitig und vollständig vorzutragen.\r\nDurch die Einbindung würde der Beschleunigungsgedanke der RED III weiter fortgeführt.\r\n6 Vgl. Gesetz zur Anpassung des UmwRG und anderer Vorschriften an europa- und völkerrechtliche Vorgaben, BT-Drucksache 18/9526, S. 43.\r\n7 von 11\r\n2.3.2 Präklusion bei Rechtsbehelfen gegen WEA-Genehmigungen\r\nDarüber hinaus ist auch die Anwendbarkeit der Präklusion bei Genehmigungen von Windenergieanlagen im Lichte der neuen Rechtslage zu prüfen und gegebenenfalls entsprechend zu berücksichtigen. Die Präklusion im Zusammenhang mit Genehmigungsverfahren wurde im Jahr 2017 infolge des oben genannten EuGH-Urteils wegen Verstoßes gegen die UVP-Richtlinie aufgehoben.\r\nIn seiner Entscheidung vom 14. Januar 2021, Az. C-826/18, hat der EuGH es abgelehnt, seine Rechtsprechung zur Illegalität von Präklusionswirkungen außerhalb der UVP-Richtlinie auch auf Verwaltungsakte (z.B. BImSchG-Genehmigungen) zu beziehen und eine Präklusion als mit der Aarhus-Konvention vereinbar eingestuft, wenn eine Öffentlichkeitsbeteiligung stattgefunden hat.\r\nEs geht somit um die Frage der möglichen Präklusion bei Rechtsbehelfen gegen Genehmigungen für Windenergieanlagen, die keiner UVP-Pflicht unterliegen, bei denen jedoch im Genehmigungsverfahren eine Öffentlichkeitsbeteiligung durchgeführt wurde. Dies betrifft zum einen grundsätzlich die Realisierung von bis zu zwei WEA bzw. wenn in den Vorprüfungen keine UVP-Pflicht festgestellt wurde auch bis zu 19 Anlagen,7 soweit im Rahmen des Genehmigungsverfahrens ein förmliches Verfahren nach § 10 BImSchG, also ein Verfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung, stattgefunden hat. Auch wenn nach gesetzlicher Vorgabe nur ein vereinfachtes Verfahren vorzunehmen ist,8 kann immer auch ein förmliches Verfahren beantragt werden, vgl. § 19 Absatz 3 BImSchG. Vorhabenträgerinnen greifen auf die Durchführung eines förmlichen Verfahrens insbesondere dann zurück, wenn sie eine frühzeitige Einbindung der Öffentlichkeit zur Verbesserung der Verfahrensakzeptanz und zur Minimierung potenzieller Konflikte anstreben. Ferner sind WEA unabhängig der beantragten Anzahl betroffen, die nach § 6 WindBG beschieden wurden bzw. beschieden werden (keine UVP-Pflicht) und bei denen ein förmliches Verfahren stattgefunden hat. Also entweder mehr als 19 Anlagen genehmigt werden9 oder ein förmliches Verfahren beantragt wird. Zudem ginge es künftig um WEA unabhängig der beantragten Anzahl, die in Beschleunigungsgebieten unter § 6b WindBG genehmigt werden. Und im Genehmigungsverfahren entweder ein förmliches Verfahren beantragt wird und/oder es zu einer Öffentlichkeitsbeteiligung nach § 6b Absatz 6 Satz 1 WindBG kommt. Hiernach beteiligt die BImSch-Behörde im Zulassungsverfahren die Öffentlichkeit entsprechend § 10 Absatz 3 bis 4 und 8 BImSchG mit der Maßgabe, dass ein Erörterungstermin nicht stattfindet, soweit sie i. R. der sog. Überprüfung feststellt, dass eindeutige Nachweise für nachteilige Umweltauswirkungen nach Absatz 3 Satz 6 von § 6b WindBG vorliegen. In der Die Gesetzesbegründung (S. 42 ff)10 wird ferner ausführlich dargelegt, weshalb die Öffentlichkeitsbeteiligung nach § 6b Abs. 6 WindBG allen Anforderungen der Aarhus-Konvention entspricht. Die einzige Änderung gegenüber der Öffentlichkeitsbeteiligung gemäß § 10 BImSchG bestehe darin, dass kein Erörterungstermin stattfindet. Dies wird explizit damit begründet, dass dieser in der Aarhus-Konvention nicht verlangt wird. Entsprechend der vorangegangenen Ausführungen wird deutlich, dass es auch einen nicht unerheblichen Anwendungsbereich für die Präklusion bei Rechtsbehelfen gegen Genehmigungen gäbe.\r\n7 vgl. Schwellen nach dem Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung, Anlage 1, Nr. 1.6.\r\n8 Nach dem aktuellen Referentenentwurf zur Änderung der 4. BImSchV des BMUKN soll die WEA grundsätzlich im vereinfachten Verfahren genehmigt werden, S. 11, Nr. 1.6.\r\n9 Vgl. Anhang 1 Nr. 1.6 der 4. BImSchV.\r\n10 Gesetzesbegründung REDIII-Umsetzungsgesetz.\r\n8 von 11\r\n3 Weitere wichtige Anregungen\r\nÜber die Änderungen des RefE hinaus sieht der BWE jedoch weiteren Anpassungsbedarf für schnellere Rechtsbehelfsverfahren, beschleunigten Ausbau der Erneuerbarer Energien und damit zum Erreichen der klimapolitischen Ziele sowie zur Unabhängigkeit von russischen Importen fossiler Energieträger beizutragen. Diese Anpassungsbedarfe werden nachfolgend dargestellt.\r\nIm Zuge der beschleunigten Transformation des Energiesystems gewinnen sektorenübergreifende Kopplungstechnologien zunehmend an Bedeutung. Insbesondere die dezentrale Wasserstoffproduktion durch Elektrolyseure und die Stromspeicherung im unmittelbaren Zusammenhang mit einer WEA sind zentrale Bausteine für einen resilienten und netzdienlichen Ausbau der Erneuerbaren Energien. Vor diesem Hintergrund sollte mittelfristig geprüft werden, inwieweit Wasserstoff- und Speicheranlagen, die in einem engen funktionalen, räumlichen und betrieblichen Zusammenhang mit einer Windenergieanlage stehen, auch in die spezialgesetzlichen Regelungen für WEA – einschließlich der Verfahrensvorschriften nach § 63 BImSchG – einbezogen werden können.\r\n3.1 Vorbescheide in § 63 BImSchG aufnehmen und unbegründete Widersprüche zwingend zurückweisen\r\nDer BWE begrüßt die im Rahmen der BImSchG-Novelle aus dem Sommer 2024 eingeführten Anpassungen für schnellere Eilverfahren11: Dazu zählen eine Einlegungs- und Begründungfrist für Eilanträge12 sowie eine Begründungsfrist für Widersprüche gegen Zulassungen von WEA, wie wir sie schon seit einiger Zeit gefordert hatten.13 Ausdrücklich begrüßt der BWE auch die Neuregelung, dass die Behörde Widersprüche ohne fristgerechte Begründung zurückweisen soll. Um Rechtsklarheit zu schaffen, regen wir jedoch eine weitere Anpassung in Form einer zwingenden Zurückweisung der Widersprüche an, wenn eine fristgerechte Begründung ausbleibt.14\r\nÜberdies regt der BWE an, explizit auch Vorbescheide, also behördliche Entscheidungen zu einzelnen Fragen der Zulassung einer WEA, in die Regelungen des § 63 BImSchG mitaufzunehmen. Aufgrund uneinheitlicher Handhabung besteht ein Klärungsbedürfnis zum Umgang der aufschiebenden Wirkung von Vorbescheiden für WEA.15 Vorbescheide stellen einen Ausschnitt aus der Vollgenehmigung dar, aufgrund derer die Projektiererinnen Investitions- und Projektentscheidungen treffen. Eine andere Behandlung als bei der Vollgenehmigung ist an dieser Stelle nicht sachgerecht. Verzögerungen bei der Klärung einzelner Genehmigungsfragen durch die aufschiebende Wirkung von Rechtsbehelfen gegen\r\n11 Gesetz zur Verbesserung des Klimaschutzes beim Immissionsschutz, zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung von EU-Recht.\r\n12 Der BWE regt i. R. des Eilrechtsbehelfsverfahrens im Falle später eintretender Tatsachen, die die Anordnung der aufschiebenden Wirkung rechtfertigen, die Ergänzung an, dass die Tatsachen auch nicht fristgerecht vorgebracht werden konnten. Ziel der Ergänzung ist es, rechtsmissbräuchlichem Verhalten – etwa dem taktischen Zurückhalten von Einwänden – wirksam vorzubeugen, vgl. 3.\r\n13 Vgl. BWE (2023): Stellungnahme zur BImSchG-Novelle.\r\n14 Vgl. bereits ebd.\r\n15 Vgl. OVG Münster, Eilbeschluss vom 6. Juni 2025 – 8 B 58/25.AK, wonach Vorbescheide von § 63 erfasst sein.\r\n9 von 11\r\ndiese führen zu Projektverzögerungen und behindern den politisch priorisierten und rechtlich verankerten Ausbau der Windenergie gemäß § 2 EEG.\r\nZum konkreten Gesetzesänderungsvorschlag siehe 3.5, § 63 Absatz 1 Satz 1 und 5 BImSchG.\r\n3.2 Behördliche Entscheidungsfrist für Drittwidersprüche\r\nIn der Praxis werden Drittwidersprüche häufig lange nicht beschieden. Das führt zu erheblichen Verzögerungen bei der Umsetzung genehmigter Vorhaben und steht im Widerspruch zu den sonst geltenden Verfahrensfristen – Entscheidungsfristen für die Zulassung, Begründungsfrist für den Widerspruch – sowie dem überragenden öffentlichen Interesse gemäß § 2 EEG. Zwar haben Drittwidersprüche gegen immissionsschutzrechtliche Genehmigungen gemäß § 63 Absatz 5 BImSchG keine aufschiebende Wirkung. In der Praxis führen sie jedoch häufig dennoch zu erheblichen Verzögerungen, da viele Vorhabenträgerinnen aus Gründen der rechtlichen Vorsicht, aber insbesondere aufgrund externer Rahmenbedingungen (z. B. Finanzierung, Folgegenehmigungen) die Umsetzung des Vorhabens zurückstellen, solange der Widerspruch nicht beschieden ist. Eine fristgebundene Widerspruchsentscheidungspflicht von einem Monat ab dem Zeitpunkt, in dem der Behörde die Begründung zum Widerspruch vorliegt, würde daher zu mehr Planungs- und Investitionssicherheit führen.\r\nZum konkreten Gesetzesänderungsvorschlag siehe 3.5, § 63 Absatz 1 Satz 3 BImSchG.\r\n3.3 Rücknahmefiktion bei erfolglosem Ablauf der Klagebegründungsfrist\r\nZudem sollte auch eine Anfechtungsklage eines Dritten gegen Zulassungsentscheidungen für eine WEA nach dem UmwRG als zurückgenommen gelten, wenn sie nicht innerhalb der Frist von zehn Wochen gemäß § 6 Satz 1 UmwRG begründet wird. Auf Antrag sollte das Gericht diese Folge zwecks Rechtsklarheit per Beschluss feststellen. Anderenfalls käme auch hier eine zwingende Zurückweisung – wie bei Widersprüchen – in Betracht. Die zehnwöchige Klagebegründungsfrist nach § 6 Absatz 1 UmwRG führt nämlich oft nicht zur gewünschten Beschleunigung, sondern wird von der Rechtsprechung teilweise als unverbindlicher Richtwert betrachtet, dessen Übergehung für später Vorgebrachtes keinerlei Konsequenzen hat. Dies wird dem überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau der EE gem. § 2 EEG nicht gerecht. Zum konkreten Gesetzesänderungsvorschlag siehe 3.5, § 63 Absatz 1 letzter Satz BImSchG.\r\n3.4 Mangelhinweispflicht ergänzen\r\nFörderlich für Windenergievorhaben wäre die Einführung einer Hinweispflicht der Widerspruchsbehörde bzw. des Gerichts im jeweiligen Rechtsbehelfsverfahren auf potenziell behebbare Fehler, die möglicherweise nicht ergebnisrelevant sind. Hierzu zählen insbesondere Verfahrensfehler, aber auch materiell-rechtliche Ermittlungsdefizite, die nicht zwingend eine Genehmigungsunfähigkeit zur Folge haben. Eine solche Verpflichtung würde die Möglichkeit eröffnen, bestehende Mängel bereits im laufenden Verfahren effizient zu beheben, anstatt Genehmigungen allein aufgrund behebbarer Fehler aufzuheben und eine erneute Antragstellung erforderlich zu machen. Dies wäre nicht nur im Sinne der Prozessökonomie geboten, sondern auch zur Sicherstellung der Planungs- und Investitionssicherheit von Windenergieprojekten. Zudem sollte die Möglichkeit zur Aussetzung des\r\n10 von 11\r\nRechtsbehelfsverfahrens festgeschrieben werden, um den Vorhabenträgerinnen nach Erteilung eines Hinweises zu behebbaren Fehlern die Möglichkeit zur Fehlerheilung zu geben.\r\nZum konkreten Gesetzesänderungsvorschlag siehe nachfolgend, in § 63 Absatz 3 BImSchG.\r\n3.5 Konkreter Gesetzesänderungsvorschlag zu § 63 BImSchG\r\nEntsprechend der vorangegangenen Erläuterungen schlägt der BWE folgende Änderungen in § 63 BImSchG vor.\r\nKonkret: Ergänzung des bestehenden § 63 BImSchG (BWE-Text neu fett):\r\n„§ 63 Rechtsbehelfe und Entfall der aufschiebenden Wirkung\r\n(1) Widerspruch und Anfechtungsklage eines Dritten gegen die Zulassungen und Vorbescheide in Bezug auf einer Windenergieanlage an Land mit einer Gesamthöhe von mehr als 50 Metern haben keine aufschiebende Wirkung. Der Widerspruch ist binnen eines Monats nach seiner Erhebung zu begründen. Darauf ist in der Rechtsbehelfsbelehrung hinzuweisen. Die Behörde hat innerhalb von einem Monat nach Eingang der Begründung über den Widerspruch zu entscheiden. Wird der Widerspruch nicht binnen der Frist nach Satz 2 begründet, soll hat die Behörde den Widerspruch unverzüglich zurückzuweisen. Eine Anfechtungsklage gilt abweichend von § 6 Satz 2 und 3 Umwelt-Rechtsbehelfsgesetz als zurückgenommen, wenn sie nicht binnen der Frist gemäß § 6 Satz 1 Umwelt-Rechtsbehelfsgesetz begründet wird. Auf Antrag stellt das Gericht diese Folge per Beschluss fest.\r\n(2) Der Antrag auf Anordnung der aufschiebenden Wirkung des Widerspruchs oder der Anfechtungsklage gegen eine Zulassung oder einen Vorbescheid im Sinne von Absatz 1 Satz 1 nach § 80 Absatz 5 Satz 1 der Verwaltungsgerichtsordnung kann nur innerhalb eines Monats nach der Zustellung der Zulassung gestellt und begründet werden. Darauf ist in der Rechtsbehelfsbelehrung hinzuweisen. § 58 der Verwaltungsgerichtsordnung gilt entsprechend. Treten später Tatsachen ein, die die Anordnung der aufschiebenden Wirkung rechtfertigen und nicht fristgerecht vorgebracht werden konnten, so kann der durch die Zulassungsentscheidung Beschwerte einen hierauf gestützten Antrag nach § 80 Absatz 5 Satz 1 der Verwaltungsgerichtsordnung innerhalb einer Frist von einem Monat stellen und begründen. Die Frist beginnt mit dem Zeitpunkt, in dem der Beschwerte von den Tatsachen Kenntnis erlangt.\r\n(3) Im Widerspruchsverfahren nach Absatz 1 hat die zuständige Behörde, in den Klageverfahren nach Absatz 1 und Eilrechtsschutzverfahren nach Absatz 2 hat das zuständige Gericht spätestens vier Monate nach Erhebung des jeweiligen Rechtsbehelfs auf etwaige Mängel an dem betroffenen Verwaltungsakt hinzuweisen, die aus Sicht der zuständigen Stelle voraussichtlich zu einer Aufhebung, Außervollzugsetzung oder Neubescheidung der Zulassung oder des Vorbescheids führen werden. Ist ein Hinweis nach Satz 1 erfolgt, hat die zuständige Stelle auf Antrag des Vorhabenträgers das Verfahren zur Fehlerheilung auszusetzen.“\r\n11 von 11\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAutorin:\r\nLilien Böhl | Justiziarin | l.boehl@wind-energie.de\r\nBeteiligte Gremien\r\nGesamtvorstand\r\nSprecher*innenkreis des Juristischen Beirats\r\nJuristische AG Genehmigungsrecht\r\nJuristische AG Naturschutzrecht\r\nJuristische AG Unternehmensjurist*innen\r\nSprecher*innenkreis des Planerbeirats\r\nSprecher*innenkreis des Arbeitskreises Energiepolitik\r\nAG BNatSchG des Naturschutzbeirats\r\nDatum\r\n12. August 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019967","regulatoryProjectTitle":"Anpassungen in der Anlagendefinition der 4. BImSchV","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4b/d7/622188/Stellungnahme-Gutachten-SG2509290046.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nReferentenentwürfe zur Umsetzung der Richtlinie über Industrieemissionen\r\nEntwurf eines Gesetzes und einer Verordnung zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2024/1785 zur Änderung der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen des Bundesministeriums für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit\r\nAugust 2025\r\n2 von 10\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Bewertung der Referentenentwürfe ........................................................................... 4\r\n2.1 Zu Artikel 1 der Mantelverordnung: Änderung des Anhang 1 Nr. 1.6 der 4. BImSchG ............................. 4\r\n2.1.1 Geplante Änderung ..................................................................................................................................... 4\r\n2.1.2 Begründung zur Änderung .......................................................................................................................... 4\r\n2.1.3 Bewertung des BWE .................................................................................................................................... 5\r\n2.1.4 Weitere Anregung: Fakultativer Einbezug von Annexgenehmigungen .................................................... 6\r\n2.2 Zu Artikel 5 des Mantelgesetzes: Änderungen des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ............................................................................................................ 7\r\n3 von 10\r\n1 Einleitung\r\nIm Rahmen der Verbändeanhörung übermittelte das Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN) dem BWE am 21. Juni 2024 den Entwurf eines Mantelgesetzes und einer Mantelverordnung (Mantel-VO) zur Umsetzung der novellierten Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen.\r\nDer BWE bedankt sich für die Möglichkeit zur Stellungnahme und die Beteiligung an der Verbändeanhörung. Allerdings wurde der BWE erst auf eigene Anfrage beim BMUKN und damit auch erst in das zweite Verfahren zur Verbändebeteiligung einbezogen. Für künftige Beteiligungsverfahren bittet der BWE um eine frühzeitige und unmittelbare Einbindung, insbesondere wenn, wie im vorliegenden Fall, die Windenergie an Land unmittelbar betroffen ist. Daher kommentiert der BWE die Regelungen unabhängig davon, ob sie bereits im ersten Referentenentwurf enthalten waren.\r\nDie vorliegenden Entwürfe dienen der Umsetzung der novellierten Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen (IE-Richtlinie), welche am 4. August 2025 in Kraft getreten ist. Die IE-Richtlinie ist das zentrale Regelwerk zur Regulierung von Emissionen und anderen Umweltauswirkungen für derzeit rund 55.000 Industrieanlagen in Europa, davon 13.000 in Deutschland. Sie enthält nun auch Regelungen zu Ressourceneffizienz und Kreislaufwirtschaft. Darüber hinaus setzt die novellierte IE-Richtlinie unter anderem auf eine bessere Information der Öffentlichkeit und effektivere Genehmigungen. Sie sieht zudem Erleichterungen für Unternehmen vor, die mit zukunftsweisenden, nachhaltigen Lösungen vorangehen.\r\nMit den Entwürfen zur nationalen Umsetzung durch das Mantelgesetz und die Mantelverordnung sollen die Möglichkeiten zur Entlastung und Beschleunigung von Verfahren umfassend genutzt werden. So werde bei der notwendigen Anpassung der Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen (4. BImSchV) über die rein aus der IE-Richtlinie abgeleiteten Anpassungen hinausgegangen, um die im Beschleunigungspakt zwischen Bund und Ländern auf der Ministerpräsidentenkonferenz vereinbarten Maßnahmen („MPK-Papier“) umzusetzen.1 Soweit europarechtlich möglich, soll in Zukunft u. a. grundsätzlich das vereinfachte Genehmigungsverfahren zur Anwendung kommen und eine frühzeitige Beteiligung der Öffentlichkeit schon in der Planungsphase angestrebt werden. Dies halbiere die Zahl der jährlichen Verfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung, die nicht europarechtlich bedingt sind, und beschleunige die Genehmigung erheblich. Außerdem kann so der Erfüllungsaufwand jährlich um rund zwei Millionen Euro reduziert werden, was den Mehraufwand auf Grundlage neuer europarechtlicher Anforderungen teilweise kompensiert.\r\nZur Umsetzung entsprechender Aufträge der MPK im Rahmen des Pakts für Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung wird auch die Anlage 1 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) geändert. Die Änderungen erfolgen weitgehend parallel zu den in der Mantel-VO enthaltenen Anpassungen von Anhang I der 4. BImSchV. Durch eine Reduktion von Pflichten und Vorprüfungspflichten im Zusammenhang mit der Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) werden viele Betreiber von Industrieanlagen von verfahrensrechtlichen Anforderungen entlastet.\r\n1 Vgl. MPK-Papier.\r\n4 von 10\r\n2 Bewertung der Referentenentwürfe\r\nFür die Windenergie sind insbesondere die geplanten Änderungen in Nr. 1.6 der 4. BImSchV relevant, die nachfolgend kommentiert werden.\r\n2.1 Zu Artikel 1 der Mantelverordnung: Änderung des Anhang 1 Nr. 1.6 der 4. BImSchG\r\n2.1.1 Geplante Änderung\r\nIn der Tabelle des Anhang 1 der 4. BImSchV soll Nr. 1.6 geändert werden. Darin sind die Vorgaben zur Durchführung eines förmlichen Verfahrens, d. h. mit Öffentlichkeitsbeteiligung, oder vereinfachten Verfahrens, d. h. ohne Öffentlichkeitsbeteiligung, für die Genehmigung von Windenergieanlagen (WEA) mit einer Gesamthöhe von mehr als 50 Metern enthalten. Bisher sind 20 oder mehr WEA im förmlichen Verfahren (G-Kennzeichnung) zu genehmigen und weniger als 20 im vereinfachten Verfahren (V-Kennzeichnung).\r\nGeplant ist, die vorgenannten Vorgaben durch eine Spalte (mit V-Kennzeichnung) in Nr. 1.6 zu ersetzen:\r\n„Anlagen zur Nutzung von Windenergie mit einer Gesamthöhe von mehr als 50 Metern bestehend aus einer Windkraftanlage oder mehreren Windkraftanlagen, deren Einwirkungsbereiche sich überschneiden und die sich in höchstens einem Windenergiegebiet befinden;“\r\n2.1.2 Begründung zur Änderung\r\nZum einen wird die Änderung allgemein damit begründet (S. 93 ff.), dass eine Überprüfung der Bundesregierung in Zusammenarbeit mit der Bund/Länder Arbeitsgemeinschaft Immissionsschutz2 ergeben hat, dass die aufgeführten Anlagentypen (u. a. WEA) insbesondere durch die Weiterentwicklung des Standes der Technik im Regelfall keine hohe Gefahrenneigung haben. Unter Berücksichtigung des bestehenden Beeinträchtigungspotenzials kann daher auf die Durchführung des förmlichen Verfahrens verzichtet werden. Aus dem förmlichen Verfahren sind in diesen Fällen keine zusätzlichen Erkenntnisse zu erwarten. Es wird jedoch darauf hingewiesen, dass bei einzelnen betroffenen Anlagentypen standörtliche Besonderheiten dazu führen können, dass sie im Einzelfall nicht nur unwesentliche Auswirkungen auf die Belange einer größeren Zahl von Dritten haben können. Die betroffene Öffentlichkeit sollte daher frühzeitig in Planungen und Entscheidungen eingebunden werden. Hierzu ist das Instrument der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung gemäß § 25 Absatz 3 des Verwaltungsverfahrensgesetzes geeignet.\r\nZum anderen wird die Anpassung von Nr. 1.6 im Spezielleren wie folgt begründet (S. 98 f.): Gemäß der EU-Notfallverordnung, dem § 6 WindBG sowie der geplanten Umsetzung der RED III3 kann in Windenergiegebieten bzw. zukünftig in Beschleunigungsgebieten unter bestimmten Voraussetzungen die UVP und damit auch die durch die UVP bedingte Pflicht zur Öffentlichkeitsbeteiligung entfallen oder\r\n2 vgl. dazu auch Bundesrats-Drucksache 319/12, S. 97 ff.\r\n3 Mittlerweile ist die Gesetzgeberische Umsetzung vollzogen, vgl. RED III-Umsetzungsgesetz BT-Drucksache 21/568 und BT-Drucksache 21/797, die Verkündung und damit das Inkrafttreten steht aber noch aus.\r\n5 von 10\r\ndurch planbezogene Verfahren ersetzt werden. Das Beschleunigungspotenzial dieser Erleichterungen würde nicht ausgeschöpft, wenn in diesen Fällen zwar keine UVP, aber weiterhin ein förmliches Genehmigungsverfahren aufgrund der bestehenden Schwelle der Nummer 1.6.1 erforderlich wäre.\r\nDaher soll im Sinne einer Beschleunigung des Ausbaus der WEA und auch einer 1:1-Umsetzung von EU-Recht die zunächst primär national bedingte G-Schwelle der 4. BImSchV gestrichen werden. Entfällt die UVP, ist in Bezug auf das Genehmigungsverfahren bei WEA europarechtlich keine Öffentlichkeitsbeteiligung erforderlich. Die Öffentlichkeit wird in diesen Fällen weiterhin bei der planerischen Flächenausweisung mit Strategischer Umweltprüfung (SUP) beteiligt. Ob die Zulassung im vereinfachten oder im förmlichen Verfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung erfolgt, richtet sich daher nach den (modifizierten) Vorgaben für die Durchführung einer UVP (§ 2 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe c).\r\nIn der Praxis besteht derzeit zudem Unsicherheit darüber, ob sich die immissionsschutzrechtliche Anlage auf die einzelne WEA beschränkt (und diese, sofern es sich um mehrere handelt, im Rahmen des Genehmigungsverfahrens ggf. zu einem Sammelantrag zusammengeführt werden können) oder ob die an einem Standort von einer Betreiberin (vgl. § 1 Abs. 1 Satz 4) betriebenen einzelnen WEA zu einer Anlage im genehmigungsrechtlichen Sinne bzw. zu einem Anlagenverbund zusammenzufassen sind. Da nach dem untergesetzlichen Regelwerk (insbesondere TA-Lärm) mit Blick auf das Beeinträchtigungspotenzial stets das Zusammenwirken von WEA der Prüfung zugrunde zu legen sei und die Zugrundelegung eines umfassenderen Anlagenbegriffs ein sachgerechtes und vereinfachtes Genehmigungsverfahren ermögliche, wird die Anlagenbeschreibung entsprechend angepasst. Die sich überschneidenden Einwirkungsbereiche sind im Einzelfall festzustellen. Die Voraussetzung, dass die WEA im Sinne eines Anlagenverbundes keine Einzelstandorte in mehreren Windenergiegebieten umfassen darf, dient der Eingrenzung des so definierten Begriffs der Anlage zur Nutzung von Windenergie. Nicht zur Anlage gehören weiterhin über den Standort hinausgehende Infrastruktureinrichtungen (wie Stromleitungen oder weitläufige Zuwegungen). Die Anwendung der Regelungen zur gemeinsamen Anlage (§ 1 Abs. 3 der 4. BImSchV) scheidet bei WEA im Regelfall aus.\r\n2.1.3 Bewertung des BWE\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich das Ansinnen, WEA künftig grundsätzlich im vereinfachten Verfahren genehmigen zu lassen und damit auch die kürzere Genehmigungsfrist von grundsätzlich drei Monaten gemäß § 10 Absatz 6a BImSchG breiter anzuwenden. Grundsätzlich begrüßt der BWE auch die Einführung einer Sammelgenehmigung, lehnt jedoch eine zwingende Zusammenfassung mehrerer Anlagen ab und kritisiert zudem die vorgesehene Ausgestaltung der Regelung insgesamt.\r\nZum einen lässt nur die (allgemeine) Begründung erkennen, dass eine umfängliche Anwendung des vereinfachten Verfahrens gewollt ist. Zum anderen kann die Begründung auch so verstanden werden, dass das vereinfachte Verfahren auf Windenergie- bzw. Beschleunigungsgebiete beschränkt sein soll. Der Wortlaut der geplanten Änderung ist uneindeutig. Es ist nicht klar, ob sich die Passage „und die sich in höchstens einem Windenergiegebiet befinden“ nur auf den Fall mehrerer WEA bezieht. So liest sich zumindest die Begründung mit dem Argument des Zwecks zur Eingrenzung der Sammelgenehmigung. Vor allem ist aber eine Verschlechterung zum Status Quo, wonach unabhängig der Lage der WEA erst ab der 20. Anlage ein förmliches Verfahren durchzuführen ist, wohl nicht gewollt. Wenn man den Fall annimmt, dass auch einzelne WEA in einem der genannten Gebiete liegen müssen, wäre zudem unklar, unter welches Verfahren WEA außerhalb fallen. Weiterhin ist die Reichweite und Verbindlichkeit des\r\n6 von 10\r\nSammelbegriffs unklar. Welches Verfahren wäre anzuwenden, wenn mehrere Anlagen gebündelt beantragt werden, sie aber nicht (alle) unter die Definition des Sammelbegriffs fallen? Dies betrifft Anlagen, die sich über mehrere Windenergiegebiete bzw. künftig Beschleunigungsgebiete erstrecken, keine oder nur teilweise überschneidenden Einwirkungsbereiche aufweisen oder wenn einige WEA außerhalb eines Gebietes liegen.4 Sollen sie gar nicht erst gemeinsam beantragt werden können? Wären hier also zwingend Einzelgenehmigungen erforderlich? Dies sollte aus Sicht des BWE ausdrücklich nicht der Fall sein. Sammelgenehmigungen müssen auch außerhalb der benannten Gebiete möglich bleiben, um eine effiziente Planung und Bündelung von Verfahren sicherzustellen.\r\nDer BWE schlägt daher vor, die Vorschrift in Nr. 1.6. eindeutiger zu fassen, die Verknüpfung mit der Definition des Sammelbegriffs zu lösen und diese an anderer Stelle unter Berücksichtigung einer besseren Praktikabilität zu normieren.\r\nKonkret: Der BWE schlägt vor, die Vorschrift in Nr. 1.6-Entwurf wie folgt anzupassen (abgeänderter Text in fett):\r\n„Anlagen zur Nutzung von Windenergie mit einer Gesamthöhe von mehr als 50 Metern bestehend aus einer Windkraftanlage oder mehreren Windkraftanlagen, deren Einwirkungsbereiche sich überschneiden und die sich in höchstens einem Windenergiegebiet befinden;“\r\nZur Regelung des Sammelbegriffs ist noch Folgendes zu berücksichtigen: In der Praxis gibt es teilweise Unklarheiten darüber, ob mehrere Anlagen gemeinsam beantragt werden können, daher begrüßt der BWE die Idee der Definition eines Sammelbegriffs grundsätzlich. Hierbei sind jedoch folgende Aspekte einzubeziehen: Eine spätere Transaktionspraxis wie der spätere Verkauf einzelner Anlagen sollte nicht erschwert werden. Sammelgenehmigungen sollten wieder lösbar sein. Aus dem Mitgliederkreis wurde von einem Fall berichtet, in dem eine Gemeinde erklärte, eine nachträgliche Trennung einer Sammelgenehmigung sei nicht möglich bzw. nur unter erheblichen zusätzlichen Anforderungen – etwa der Vorlage neuer Schallgutachten – umsetzbar. Das Verfahren gestaltete sich dadurch unnötig kompliziert. Die Vorhabenträgerinnen sollten daher selbst entscheiden können, ob sie Anlagen in einer Sammelgenehmigung zusammenfassen. Wenn es sinnvoll ist, sollten sie dazu aber auch die Möglichkeit haben. Daher plädiert der BWE für eine fakultative Ausgestaltung der Regelung für eine Sammelgenehmigung, deren Anwendungsbereich alle Fälle erfasst, in denen eine gemeinsame Genehmigung in der Praxis sinnvoll und umsetzbar ist.\r\n2.1.4 Weitere Anregung: Fakultativer Einbezug von Annexgenehmigungen\r\nIn der Begründung zur Änderung von Nr. 1.6 wird auf Seite 99 ausgeführt: „Nicht zur Anlage gehören weiterhin über den Standort hinausgehende Infrastruktureinrichtungen (wie Stromleitungen oder weitläufige Zuwegungen).“\r\nIn der Praxis sind getrennte Genehmigungen allerdings oft ein Problem. Unterschiedliche Landesregelungen zu vermehrt geforderten separaten Genehmigungen wie beispielsweise für die Zuwegung, das Umspannwerk oder auch die wasserrechtliche Genehmigung führen derzeit in vielen Verfahren zu Verzögerungen. Dies liegt unter anderem an Unklarheiten bezüglich Zuständigkeiten und\r\n4 Auch § 2 Absatz 1 Satz 1 Nr. c der 4. BImSchV würde nicht greifen, da eine V-Kennzeichung nach dieser Lesart eben nicht gegeben ist.\r\n7 von 10\r\ndes richtigen Verfahrens. Wenn die Genehmigung der Nebenanlagen länger dauert, kann trotz vorliegender WEA-Genehmigung noch nicht gebaut werden. Eine separate Behandlung der Nebenanlagen kann aber auch sinnvoll sein, wenn beispielsweise die Genehmigung für die Zuwegung schon früher erteilt wird. Dadurch wird die BImSch-Behörde entlastet und die Planung kann schneller voranschreiten. Welches Vorgehen sinnvoller ist, kann die Projektträgerin am besten beurteilen.\r\nDer BWE regt daher an, eine Regelung zum fakultativen Einbezug bisheriger Annexgenehmigungen aufzunehmen.\r\nKonkret: § 10a Absatz 2 Satz 2 BImSchG wird wie folgt angepasst (neuer Text fett):\r\n„(2) Auf Antrag des Trägers des Vorhabens werden das Genehmigungsverfahren sowie alle sonstigen Zulassungsverfahren, die für die Durchführung des Vorhabens nach Bundes- oder Landesrecht erforderlich sind, über eine einheitliche Stelle abgewickelt. Das Genehmigungsverfahren umfasst auch die gegebenenfalls erforderlichen Zulassungsverfahren für elektrische Leitungen, Steuerungs- und Kommunikationsleitungen sowie temporäre Baustelleneinrichtungen wie z. B. Wegeverbreiterungen und Montageflächen, Zuwegung, Transformator- und Übergabestationen. Darüber hinaus umfasst es alle sonstigen gegebenenfalls für die Durchführung des Vorhabens nach Bundes- oder Landesrecht erforderlichen Verfahren, soweit diese Antragsgegenstand sind.\r\n2.2 Zu Artikel 5 des Mantelgesetzes: Änderungen des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nZur Umsetzung entsprechender Aufträge der MPK im Pakt für Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung wird Anlage 1 UVPG geändert. Die Änderungen erfolgen weitgehend parallel zu den in der Mantel-VO enthaltenen Anpassungen von Anhang I der 4. BImSchV. Durch eine Reduktion von UVP-Pflichten und UVP-Vorprüfungspflichten sollen viele Betreiber von Industrieanlagen von verfahrensrechtlichen Anforderungen entlastet werden.\r\nEine Anpassung in Bezug auf Windenergieanlagen nach den Vorgaben von Nr. 1.6 in Anlage 1 des UVPG ist bisher nicht vorgesehen. Nach geltender Rechtslage ist bei drei bis fünf WEA eine standortbezogene Vorprüfung, bei sechs bis 19 WEA eine allgemeine Vorprüfung und bei 20 oder mehr WEA eine UVP durchzuführen. Im Anwendungsbereich des UVPG kann die Vorhabenträgerin die Durchführung einer UVP beantragen.5\r\nDer Anwendungsbereich der Vorgaben ist insoweit eingeschränkt, als für Vorhaben, die unter den Anwendungsbereich von § 6 WindBG bzw. künftig § 6b WindBG fallen, grundsätzlich keine UVP mehr erforderlich ist und somit auch keine UVP beantragt werden kann. Bis neue Beschleunigungsgebiete ausgewiesen sind, wird voraussichtlich einige Zeit vergehen. Zudem sind Windenergiegebiete in der Regel größer als Beschleunigungsgebiete (siehe Gebietsausschlüsse), sodass in einigen Windenergiegebieten weiterhin UVP-Schwellen Anwendung finden werden. Darüber hinaus wird es auch weiter Projekte außerhalb der Gebiete geben (insbesondere Repowering). Diese werden auch\r\n5 Vgl. § 7 Absatz 3 UVPG: Die Vorprüfung nach den Absätzen 1 und 2 entfällt, wenn der Vorhabenträger die Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung beantragt und die zuständige Behörde das Entfallen der Vorprüfung als zweckmäßig erachtet.\r\n8 von 10\r\ndringend gebraucht.6 Außerdem werden Pläne zumindest bisher regelmäßig gekippt. Auch bei WEA mit grenzüberschreitenden Auswirkungen nach § 6 Absatz 1 Satz 2 WindBG n. F. bzw. nach § 6b Absatz 1 Satz 4 WindBG n. F. ist unabhängig der Lage der WEA gegebenenfalls eine UVP-(Vor)Prüfung durchzuführen. Es gibt also weiterhin einen Anwendungsbereich für die UVP-Prüfungen.\r\nIn der Praxis ist die standortbezogene UVP-Vorprüfung mit zahlreichen Rechtsunsicherheiten verbunden, da sie sehr fehleranfällig ist und eine nachträgliche Fehlerkorrektur bisher kaum möglich war. Nach Angaben unserer Mitglieder ergibt sich in seltenen Fällen aus einer standortbezogenen Vorprüfung eine UVP-Pflicht.7 Die standortbezogene UVP-Vorprüfung hat sich somit als eher untauglich erwiesen.\r\nAus Gründen der Rechtssicherheit beantragen einige Vorhabenträgerinnen daher oft direkt die UVP-Prüfung nach § 7 Absatz 3 UVPG. Andere Mitglieder berichten davon, dass Behörden die UVP-Prüfung aus Artenschutzgründen bereits unterhalb der Schwelle von 20 Anlagen fordern oder die Vorhabenträgerinnen sie aus Rechtssicherheit (gezwungenermaßen) freiwillig durchführen. Nach Angaben aus dem Mitgliederkreis führt eine UVP in der Praxis in der Regel nicht zur Ergreifung zusätzlicher Maßnahmen bzw. zu einem negativen Ergebnis. Die im Rahmen jedes Genehmigungsverfahrens verpflichtend durchzuführende artenschutzrechtliche Prüfung nach dem Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) stellt bereits sicher, dass gegebenenfalls erforderliche Schutzmaßnahmen ergriffen werden und die Anforderungen des Artenschutzes eingehalten werden. Deutlich häufiger sind hingegen Verfahrensmängel aufgrund von Formfehlern innerhalb der UVP. Diese können jedoch in der Regel durch eine Nachholung behoben werden.\r\nUnter Berücksichtigung der Auswahlkriterien des Anhangs III der UVP-Richtlinie dürften Mitgliedstaaten gemäß Art. 4 Absatz 2 Buchstabe b) die Schwellenwerte bzw. Kriterien für die Bestimmung der UVP-Pflicht selbst festlegen.8\r\nDer BWE empfiehlt daher, kleinere Windparks mit nur drei bis fünf Anlagen nicht länger einer verpflichtenden, standortbezogenen Vorprüfung zu einer UVP zu unterziehen. Dabei muss jedoch unbedingt sichergestellt sein, dass die Vorhabenträgerinnen auch bei drei bis fünf Anlagen weiterhin eine UVP beantragen können.9 Wenn keine UVP stattfindet, muss weiterhin gelten, dass auch das Umwelt-Rechtsbehelfsgesetz nicht greift. Dies würde den Verfahrensaufwand für einige Projekte erheblich reduzieren.10\r\n6 Studie des Umweltbundesamtes (UBA) zur Flächenverfügbarkeit und den Flächenbedarfen. Es wird festgestellt, dass das noch verfügbare Leistungspotenzial der rechtskräftigen Flächenkulisse sowie das Potenzial der aktuellen Planentwürfe perspektivisch nicht ausreicht, um die Ausschreibungsmengen der kommenden Jahre zu decken. Demnach ist in den nächsten Jahren ein deutlich zu geringer Zubau der Windenergie an Land zu erwarten, S. 121.\r\n7 Die einzigen bekannten Fälle von Windparks, bei denen die Vorprüfung in eine Vollprüfung gemündet, lagen nach Angabe eines Mitglieds in einem Natura-2000-Gebiet. Wenn man dort nicht durch die FFH-Verträglichkeits-Vorprüfung bereits eine Verträglichkeit sicherstellen kann, also eine „Voll“-FFH-VP benötigt, dann verlangen die Behörden auch eine Voll-UVP. Künftig sollen WEA aber nicht mehr in Natura-2000-Gebieten realisiert werden, vgl. § 6 und § 6b WindBG.\r\n8 SUER (2022): Reformansätze zum Genehmigungsrecht, S. 65, m.w.N.\r\n9 Gegebenenfalls durch eine entsprechende Anpassung von § 7 Absatz 3 UVPG oder der Einführung einer freiwilligen standortbezogenen Vorprüfung. In einem aus dem Mitgliederkreis geschilderten Fall lehnte die zuständige Behörde die beantragte Durchführung einer UVP ab, da sie diese nicht als zweckmäßig erachtete. Stattdessen sollte lediglich eine UVP-Vorprüfung durchgeführt werden, um feststellen zu lassen, dass keine UVP-Pflicht besteht.\r\n10 SUER (2022): Reformansätze zum Genehmigungsrecht, S. 65.\r\n9 von 10\r\nFerner sollte geprüft werden, ob die Schwellenwerte für die allgemeine UVP-Vorprüfung und die UVP angehoben werden können. Die Schwellenwerte sind für Windenergie deutlich zu niedrig angesetzt. Zum Vergleich: Die Schwelle für die Vorprüfung liegt für Windenergie bei 18 MW. Das entspricht etwa der Leistung von drei WEA. Bei einem Gas- oder Kohlekraftwerk braucht man dagegen erst ab 50 MW eine Vor- und bei 200 MW eine Vollprüfung. Es ist völlig unklar, warum die Werte bei Erneuerbaren Energien im Vergleich so niedrig sind, obwohl die Auswirkungen eines fossilen Kraftwerks auf die Umwelt exorbitant höher sind. Diese Werte sollten vergleichbar sein. Hiernach lägen die Grenzen für Wind dann bei 35 statt 20 WEA und neun statt sechs WEA für die allgemeine Vorprüfung.\r\n10 von 10\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAutorin\r\nLilien Böhl | Justiziarin | l.boehl@wind-energie.de\r\nBeteiligte Gremien\r\nGesamtvorstand\r\nSprecherkreis des Juristischen Beirats\r\nJuristische AG Genehmigungsrecht\r\nJuristische AG Unternehmensjurist*innen\r\nSprecherkreis des Planerbeirats\r\nSprecherkreis des Arbeitskreises Energiepolitik\r\nDatum\r\n15. August 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019968","regulatoryProjectTitle":"Anpassungen im EnWG zu Energy Sharing, Energiespeicheranlagen und Netzen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c4/1a/622190/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300003.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nGesetz zur Änderung des EnWG u.a.\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Be-reinigung des Energiewirtschaftsrechts, Ref-E des BMWE v. 10.07.2025\r\nJuli 2025\r\n2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 4\r\n3 Im Einzelnen ............................................................................................................... 5\r\n3.1 Zu Artikel 1: Energiewirtschaftsgesetz ...................................................................................................... 5\r\n3.1.1 Zu Nr. 2: § 3 - Begriffsbestimmungen – Kundenanlage ............................................................................. 5\r\n3.1.2 Zu Nr. 16: § 11c - Energiespeicheranlagen im überragenden öffentlichen Interesse ............................. 6\r\n3.1.3 Zu Nr. 23 b)-c): § 14 Aufgaben der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen; Festlegungskompetenz, Evaluation ............................................................................................................ 7\r\n3.1.4 Zu Nr. 24 b): § 14d Absatz 10 –Verteilnetzausbau sollte unbefristet im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen – Evakuierung der Interessenabwägung mit der Bundeswehr ................................................................................................ 8\r\n3.1.5 Zu Nr. 33: § 20b neu – Gemeinsame Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs; Festlegungskompetenz ............................................................................................................................... 8\r\n3.1.6 Zu Nr. 59: § 41a – Lastvariable, tageszeitabhängige oder dynamische und sonstige Stromtarife sowie Festpreisverträge .............................................................................................................................. 9\r\n3.1.7 Zu Nr. 64: § 42c neu - Gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Erneuerbaren Energien (Energy Sharing) .................................................................. 9\r\n3.2 Zu Artikel 18: Messstellenbetriebsgesetz ............................................................................................... 12\r\n3.2.1 Zu Nr. 9: § 25 Absatz 1 Satz 1 – Haftung des Smart-Meter-Gateway-Administrator bei Schadensfällen regeln ............................................................................................................................... 12\r\n3.2.2 Zu Nr. 13: § 37 Absatz 2 – Fristverkürzung bei Informationspflicht des grundzuständigen Messstellenbetreibers rückgängig machen ............................................................................................. 12\r\n3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDer zügige Ausbau der Erneuerbaren Energien stellt Deutschland vor vielfältige technische und regulatorische Herausforderungen, die eine zeitnahe gesetzliche Anpassung notwendig machen. Gerade mit Blick auf die ambitionierten Klimaziele der Europäischen Union und das Ziel, eine bezahlbare, verlässliche und nachhaltige Energieversorgung für alle Verbraucherinnen und Verbraucher zu sichern, braucht es einen kohärenten und zukunftsfähigen Ordnungsrahmen.\r\nVor diesem Hintergrund begrüßt der Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE), dass das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) in dem vorliegenden Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts Impulse setzt, um - über die Stärkung des Verbraucherschutz hinaus - auch zentrale Stellschrauben für Energiespeicheranlagen und das Energy Sharing weiterzuentwickeln.\r\nDer BWE begrüßt die Stoßrichtung des Gesetzentwurfs. Es besteht jedoch noch deutlich mehr Potenzial für eine Anpassung des EnWG, welches die Novelle bisher nicht ausschöpft.\r\n4 von 13\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\nWir begrüßen:\r\n•\r\ndie Absicht, eine bundeseinheitliche Internetplattform für den Netzzugang zu entwickeln (vgl. 3.1.5).\r\n•\r\ndie Einführung einer nationalen Regelung für Energy Sharing mit § 42c EnWG, sehen aber noch Änderungsbedarf (vgl. 3.1.7).\r\nWir kritisieren:\r\n•\r\ndas Fehlen zahlreicher erforderlicher Änderungen, insbesondere im EnWG, die im Rahmen dieser Novelle nicht adressiert werden. Viele gute Ansätze aus verschiedenen Gesetzesentwürfen im Jahr 2024 sind nicht enthalten. Wir erwarten, dass diese in einer Novelle im Herbst noch umgesetzt werden, und werden dem BMWE dazu noch einmal Vorschlägen unterbreiten.\r\nWir regen an:\r\n•\r\neine pragmatische Prüfung der bestehenden Möglichkeiten im Hinblick auf dezentrale Versorgung über nicht regulierte Leitungsinfrastrukturen bis zum Netzverknüpfungspunkt durch den Gesetzgeber vor dem Hintergrund europäischer Regulatorik und Urteile zur „Kundenanlage“ und diese zeitnah umsetzt (vgl. 3.1.1.).\r\n• den gesamten Netzanschlussprozess auf der - nach § 20 a EnWG Ref-E zu schaffenden - Plattform abzuwickeln (vgl. 3.1.5).\r\n• die Errichtung und den Betrieb von Energiespeicheranlagen unbefristet im überragenden öffentlichen Interesse zu belassen. Zumindest aber muss bei einer zeitlichen Begrenzung, wie im Entwurf vorgesehen, auf die treibhausgasneutrale „Erzeugung“ abgestellt und konkreter definiert werden (vgl. 3.1.2).\r\n•\r\ndiese Änderungen auch in die Regelung zum überragenden Öffentlichen Interesse im Zusammenhang mit dem Verteilnetzausbau zu übernehmen. Die Interessenabwägungen mit den Belangen der Bündnis- und Landesverteidigung sollten evaluiert werden. (vgl. 3.1.4).\r\n•\r\ndie Energy Sharing-Regelung so anzupassen, dass auch die Windenergiebranche an diesem wichtigen Modell partizipieren kann. Dazu gehört, die breite Teilhabe von Unternehmen und Letztverbrauchern, sowie Bürgerenergiegesellschaften sicherzustellen und die geografische Begrenzung auf einen Umkreis von 25 Kilometern zur Stärkung regionaler Wertschöpfung beizubehalten (vgl. 3.1.7).\r\n•\r\nklare vertragliche Mindestanforderungen, transparente Informationspflichten so wie die Einführung einer Energy Sharing-Prämie für lokal verbrauchten Strom gesetzlich festzuschreiben (vgl. 3.1.7).\r\n5 von 13\r\n3 Im Einzelnen\r\n3.1 Zu Artikel 1: Energiewirtschaftsgesetz\r\n3.1.1 Zu Nr. 2: § 3 - Begriffsbestimmungen – Kundenanlage\r\nZu Nummer 59 / 60: Kundenanlage\r\nDie Änderung hinsichtlich der Kundenanlage ist vordergründig eine neue Verweisung. Zusätzlich wird eine Änderung dahingehend vorgenommen, dass zukünftig nicht mehr die Leitungslänge von 5.000 m maßgeblich ist, sondern die Entfernung von 5.000 m zwischen Erzeugungsanlage und Verbraucher. Begründet wird dies damit, dass die konkrete Leitungslänge auch auf Zufälligkeit beruhen kann. Beispielsweise können wegerechtliche Streitigkeiten vermieden werden, die nur riskiert würden, um die maximale Leitungslänge einhalten zu können. Diese Änderung begrüßt der BWE grundsätzlich, da die Leitung nunmehr im Einzelfall eine Leitungslänge von 5.000 m überschreiten kann. Der BWE hatte aber aus verschiedenen Gründen bisher immer die komplette Streichung des Kriteriums der Leitungslänge gefordert und tut dies weiterhin – auch für die Begrenzung über die Entfernung.\r\nDiese Begrenzung stellt ein Hindernis für einen von der Industrie und damit abnehmerseitig getriebenen Ausbau der Windenergie an Land auf Grundlage von Direktbelieferungen dar, weshalb diese aktuell nur in absoluten Ausnahmefällen stattfindet, trotz großer Nachfrage aus der Wirtschaft.\r\nHierdurch bleiben nicht nur Potenziale zur kostengünstigeren Eigenstromversorgung mit Erneuerbaren Energien ungenutzt, die die Unternehmen und den Wirtschaftsstandort Deutschland stärken. Auch Impulse, sich insbesondere in Gemeinden im Süden Deutschlands wirtschaftsseitig für den lokalen Ausbau der Windenergie einsetzen, bleiben auf der Strecke. Gleichzeitig könnten durch privatwirtschaftliche Initiativen der Netzausbau vor Ort entlastet und die Kosten sowie der Umfang des Ausbaus der öffentlichen Netze reduziert werden. Außerdem können so bereits bestehende industrielle Netzanschlusspunkte nicht genutzt werden. Der Anschluss über diese könnte aber unnötigen Netzausbau vermeiden. Viele Industriestandorte haben eigene Netzverknüpfungspunkte, die oftmals den Unternehmen selbst gehören, da sie ein Firmennetz betreiben. Diese Netzverknüpfungspunkte bieten oftmals Platz für den Anschluss von 1–2 modernen Windenergieanlagen. So könnten sehr kostengünstig Windenergieanlagen ans Netz angeschlossen werden, ohne dass es einen zusätzlichen Netzausbau geben muss. Dies entlastet den Stromendkunden.\r\nDer BWE hat die im Zusammenhang mit Direktbelieferungen entstehenden Chancen für Industrie und Gesellschaft deshalb wiederholt gemeinsam mit der Wirtschaft in die Bundespolitik gespielt.\r\nEine starre Regulierung der Leitungslänge bzw. der Entfernuhng ist zudem nicht erforderlich, da Leitung aus wirtschaftlichen Gründen nicht länger als unbedingt nötig gebaut werden. Eine gänzliche Streichung der Meteranzahl würde außerdem für mehr Flexibilität sorgen.\r\nDie dezentrale Erzeugung, insbesondere mit Windenergie, erfordert einen flexibleren Umgang mit der Entfernung zwischen Erzeugung und Verbrauch. Betriebswirtschaftliche Erfordernisse werden Projekte mit „zu langen“ Anbindungsleitungen verhindern.1 Der Ort der Netzverknüpfung ist für den Betreiber von Kundenanlagen nicht beeinflussbar und sollte den Status des Konzepts als Kundenanlage nicht\r\n1 Mehr zu den Vorteilen der Industriedirektbelieferung ist hier zu lesen.\r\n6 von 13\r\ngefährden. Gegenwärtig können Projekte nicht umgesetzt werden, weil die Anbindung der Kundenanlage über mehrere Kilometer verläuft oder die EE-Erzeugungsanlagen mit einer Leitungslänge von über fünf Kilometern angebunden werden.\r\nHier ist eine Nachbesserung dringend erfordelrich, indem die Einschränkung der Leitungslänge bzw. der Entfernung gestrichen wird.\r\nDer Entwurf enthält noch keine Änderungen der Kundenanlagendefinition als Konsequenz des Urteils des EuGHs2 und zum Beschluss des BGHs3 zur Kundenanlage. Der EuGH hat den Spielraum für den deutschen Gesetzgeber, eine europarechtskonforme Regelung zu schaffen, die der Praxis eine angemessen Handlungsbreite für regulierungsfreie, leitungsgebundene Versorgung gibt, spürbar beschränkt. Hier bedarf es eingehender Prüfungen und Vorarbeiten, um eine tragfähige, europarechtskonforme Lösung entwickeln zu können. Diese Arbeit muss das BMWE nun aufnehmen.\r\n3.1.2 Zu Nr. 16: § 11c - Energiespeicheranlagen im überragenden öffentlichen Interesse\r\nDie Novelle des EnWG und der aktuelle Entwurf zu einem Wasserstoffbeschleunigungsgesetz sehen eine Zuteilung des überragenden öffentlichen Interesses an Energiespeicheranlagen sowie Anlagen im Bereich Wasserstoff vor. Mit den beiden Neuregelungen wird die enorme Bedeutung unterstrichen, die diesen beiden Arten der Flexibilitäten für die Erreichung der Klimaziele zukommt.\r\nDer BWE begrüßt die Regelung grundsätzlich, verweist jedoch darauf, dass es insgesamt nicht sinnvoll ist, die Regelung zeitlich zu begrenzen. Auch nach der „nahezu erreichten Treibhausgasneutralität“ der \"Stromversorgung“ werden Energiespeicheranlagen eine relevante Rolle für die Energieversorgung spielen. Sofern Altanlagen hier beispielsweise ersetzt werden müssen, bleibt auch hier eine schnelle Umsetzungsmöglichkeit erforderlich.\r\nZumindest aber müsste der Anknüpfungspunkt für die Befristung jedoch korrigiert werden. Die Limitierung sollte nicht auf das Erreichen der treibhausgasneutralen Versorgung im Bundesgebiet abzielen, sondern vielmehr auf die treibhausgasneutrale Erzeugung. Andernfalls ist nicht eindeutig, welche Versorgungsmöglichkeiten hierzu zählen. Der BWE regt daher den Austausch des Begriffs „Versorgung“ durch „Erzeugung“ an.\r\nDarüber hinaus regt der BWE eine gesetzliche Konkretisierung der Formulierung „nahezu treibhausgasneutral“ an. In der Gesetzesbegründung wird dies zwar mit dem Eintritt des Jahres 2045 definiert, im Gesetz selbst bleibt diese Definition jedoch aus. Eine gesetzliche Konkretisierung ist im Sinne der Rechtssicherheit erforderlich. Ferner ist das Festmachen an einem Datum nicht zielführend. Es ist nicht klar, was gelten soll, wenn das Jahr 2045 erreicht ist, die „nahezu Treibhausgasneutralität“ aber nicht. „Nahezu“ ist im Übrigen viel zu unbestimmt. Unbestimmte Rechtsbegriffe sind aufgrund der dadurch verbundenen Rechtsunsicherheiten zwingend zu vermeiden.\r\n2 Vom 28. November 2024 LINK.\r\n3 Vom 13. Mai 2025 LINK.\r\n7 von 13\r\nDarüber hinaus verweist der BWE auf weiteren Anpassungsbedarf, um das Ziel der Bundesregierung zu erreichen, welches sie im Koalitionsvertrag4 hinsichtlich Energiespeicher vereinbart haben.\r\nDazu gehören neben der Anerkennung als im überragenden öffentlichen Interesse liegend und der Privilegierung von Energiespeichern im Außenbereich, unter anderem auch die praxistaugliche Anwendung des § 19 Absatz 3 EGG, die Einführung einer Anschlussregelung zu § 118 EnWG, der Speicher von Netzentgelten befreit, sowie Erleichterungen beim Netzanschluss.5\r\n3.1.3 Zu Nr. 23 b)-c): § 14 Aufgaben der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen; Festlegungskompetenz, Evaluation\r\nZunächst sei darauf hingewiesen, dass die Änderungsnummer 23 a) im Gesetzesentwurf fehlt.\r\nDer angepasste § 14 EnWG räumt der Regulierungsbehörde Festlegungskompetenzen für die Anwendung des bilanziellen Ausgleichs von Redispatch 2.0-Maßnahmen in der Verteilnetzebene ein, die bis zum 31. Dezember 2031 zu befristen sind. § 14 Absatz 1a sieht vor, dass die Bundesnetzagentur den Anwendungsbereich des bilanziellen Ausgleichs auf bestimmte Netzebenen, Anlagenarten und -größen oder auch Netzbetreiber beschränken kann. Dies begrüßt der BWE.\r\nNach dem angepassten Absatz 1b soll der Anlagenbetreiber einen angemessenen finanziellen Aufwendungsersatz für die Durchführung des bilanziellen Ausgleichs vom Bilanzkreisverantwortlichen erhalten, sofern nach Absatz 1a kein bilanzieller Ausgleich durch den Netzbetreiber erforderlich ist. Für diesen finanziellen Ausgleich kann die Regulierungsbehörde pauschale Bestimmungsmethoden festlegen.\r\nDa der bilanzielle Ausgleich durch die Netzbetreiber weiterhin nicht funktioniert, ist stattdessen ein finanzieller Ausgleich erforderlich, der sowohl die entgangenen Erlöse als auch die entstandenen Kosten für den Anlagenbetreiber und den Bilanzkreisverantwortlichen (Direktvermarkter) abdecken muss.\r\nIm Falle von Abregelungen durch den Netzbetreiber ohne bilanziellen Ausgleich ist der bilanzkreisverantwortliche Direktvermarkter für die Beschaffung der fehlenden Strommengen verantwortlich. Die Kosten für den Bilanzausgleich durch den Direktvermarkter müssen folgerichtig finanziell auch bei diesem entschädigt werden. Der Zahlungsanspruch des Anlagenbetreibers auf die Zahlung der Marktprämie durch den Netzbetreiber bleibt davon unberührt.\r\nDarüber hinaus merkt der BWE an, dass es durch die Beschränkung des bilanziellen Ausgleichs auf bestimmte Netzbetreiber oder Anlagenarten zu Rechtsunsicherheiten kommen kann. Der BWE fordert, dass die Regulierungsbehörde (BNetzA) transparente und nachvollziehbare Bestimmungsmethoden zur Ermittlung des pauschalen Aufwendungsersatzes für den Bilanzausgleich durch den Direktvermarkter festlegt. Dies muss in einem diskriminierungsfreien Festlegungsverfahren mit frühzeitiger Konsultierung der Stakeholder erfolgen.\r\n4 Vgl. CDU, CSU, SPD: Koalitionsvertrag 2025, Zeile 1005–1007 – LINK.\r\n5 Weitere Informationen zu den Forderungen und weitere Forderungen: BWE Positionspapier: BWE-Agenda für mehr Flexibilitäten im Stromsystem - LINK\r\n8 von 13\r\n3.1.4 Zu Nr. 24 b): § 14d Absatz 10 –Verteilnetzausbau sollte unbefristet im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen – Evakuierung der Interessenabwägung mit der Bundeswehr\r\nDie Änderung von § 14d Absatz 10 EnWG sieht die Harmonisierung des überragenden öffentlichen Interesses innerhalb des EnWG vor. Die Formulierung im Referentenentwurf findet sich bereits heute in § 43 Absatz 3a EnWG. Demnach liegen die Errichtung und der Betrieb von Elektrizitätsverteilernetzen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit. Bei der Schutzgüterabwägung sind die Belange des Verteilnetzausbaus- und betriebs den Belangen zur Sicherheit der Landes- und Bündnisverteidigung gleichgestellt.\r\nDer BWE begrüßt die Priorisierung des Verteilnetzausbaus und -betriebs bei der Schutzgüterabwägung ausdrücklich. Gleichwohl merken wir an, dass die Gleichrangigkeit von Interessen der Windenergie an Land nach § 2 EEG mit den Interessen der Bundeswehr im Bereich der Windenergie an Land in der Praxis häufig zur Folge hat, dass Windenergieprojekte zugunsten der Belange der Bundeswehr nicht realisiert werden. Vor dem Hintergrund der dringend notwendigen Energiewende ist der Gesetzgeber dringend angehalten sicherzustellen, dass die Formulierung in § 14d Absatz 10 und § 43 Absatz 3a nicht zur flächendeckenden Verhinderung von Netzausbauprojekten führt. Das wiederum würde im Einzelfall zur Verhinderung von Windenergieprojekten führen. von Der BWE schlägt hierzu eine Evaluation binnen der ersten zwei Jahre nach der Gesetzesänderung vor.\r\nDer BWE kritisiert darüber hinaus, ebenso wie zuvor bei den Energiespeicheranlagen, die Befristung des überragenden öffentlichen Interesses bis zur „nahezu treibhausgasneutralen“ „Stromversorgung“. Zum einen bedarf es für den Betrieb der Elektrizitätsverteilnetze regelmäßig Instandhaltungsmaßnahmen, die unbefristet im überragenden öffentlichen Interesse liegen sollten. Die Befristung sollte daher auch hier gestrichen werden. Zumindest aber muss, wie zuvor erläutert, die Formulierung „nahezu treibhausgasneutral“ rechtssicher sein und daher konkretisiert werden und der Begriff „Stromversorgung“ durch den Begriff „Stromerzeugung ersetzt werden. Ziel der deutschen Energiepolitik ist nicht nur die Dekarbonisierung, sondern auch die Versorgungsunabhängigkeit. Diese gilt es durch die treibhausgasneutrale Stromproduktion in Deutschland und nicht durch den Import von treibhausgasneutraler Energie zu erreichen.\r\n3.1.5 Zu Nr. 33: § 20b neu – Gemeinsame Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs; Festlegungskompetenz\r\nDer neue § 20b EnWG sieht die Einführung einer bundesweit einheitlichen Plattform für Kommunikations- und Datenaustauschprozesse zwischen Netzbetreibern und Netznutzern beziehungswiese Netzanschlusspetenten vor. Über die Plattform soll der Austausch bezüglich der Messkonzepte, den Rechenformeln zur Verrechnung von Messwerten sowie der gemeinsamen Nutzung elektrischer Energie nach § 42c (neu) EnWG ermöglicht werden.\r\nDer BWE begrüßt die Schaffung der bundesweit einheitlichen Plattform ausdrücklich. Je nach Ausgestaltung kann die Digitalisierung und Standardisierung von Kommunikationsprozessen sowohl Projektierer als auch Netzbetreiber deutlich entlasten. Wir regen an, die verpflichtende Nutzung der gemeinsamen Internetplattform zu einem früheren Zeitpunkt, beispielsweise 18 Monate nach Inkrafttreten des Gesetzes, umzusetzen.\r\n9 von 13\r\nDer BWE empfiehlt außerdem, weitere Kommunikationsprozesse über die bundeseinheitliche Internetplattform abzuwickeln. Der Titel des neu einzuführenden § 20b EnWG suggeriert die Digitalisierung des gesamten Netzanschlussprozesses. Wir begrüßen diese Zielsetzung und empfehlen, den gesamten Netzanschlussprozess, von der Stellung des Netzanschlussbegehrens bis zur Inbetriebnahme zu digitalisieren. Eine entsprechende Regelung lag im Referentenentwurf des BMWE im Oktober 2024 bereits als § 17c (neu) EnWG (Ref-E) digitale Netzanschlussportale vor und sollte in den vorliegenden Entwurf dringend eingearbeitet werden. Auch die unverbindliche Netzanschlussauskunft, die in demselben Referentenentwurf als § 17b EnWG (Ref-E) eingebracht wurde, trägt erheblich zur Beschleunigung des Netzanschlussprozesses bei.\r\n3.1.6 Zu Nr. 59: § 41a – Lastvariable, tageszeitabhängige oder dynamische und sonstige Stromtarife sowie Festpreisverträge\r\nDie geplante Gesetzesänderung schafft mehr Transparenz bei dynamischen Stromtarifen. Diese sind ein wichtiger Schritt für die klimaneutrale Weiterentwicklung des Stromsystems, deswegen begrüßt der BWE die Änderung.\r\n3.1.7 Zu Nr. 64: § 42c neu - Gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Erneuerbaren Energien (Energy Sharing)\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich, dass die Bundesregierung mit dem Gesetzesentwurf zur Neuregelung des § 42c EnWG (Energy Sharing) einen wichtigen Schritt hin zu mehr direkter Teilhabe von Letztverbraucherinnen und Letztverbrauchern an der Energiewende geht. Die geplante Stromlieferung aus Erneuerbare-Energien-Anlagen an Letztverbraucher ist ein zukunftsweisender Ansatz, um sowohl die Akzeptanz der Energiewende zu stärken als auch neue Geschäftsmodelle für Bürgerenergiegesellschaften, Stadtwerke und Betreiber*innen zu ermöglichen.\r\nDer vorliegende Gesetzentwurf bildet die Grundlage für die Umsetzung des Energy Sharings in deutsches Recht. Dabei bestehen noch viele ungeklärte wichtige Punkte. Diese Lücken können die Anwendbarkeit und somit den Nutzen von Energy Sharing erheblich einschränken. Besonders kritisch ist, dass die Windenergiebranche aufgrund der gegenwärtigen Ausgestaltung in ihren Partizipationsmöglichkeiten stark begrenzt ist und nur unter erschwerten Bedingungen oder gar nicht an Energy Sharing teilnehmen kann.\r\nDer § 42c EnWG hat das große Potenzial, ein zentrales Instrument der regionalen Verankerung und Wertschöpfung an der Energiewende zu werden. Damit dieses Ziel erreicht werden kann, muss der Gesetzgeber sicherstellen, dass die bewährten Strukturen der Bürgerenergie nicht durch zu enge Definitionen oder technische Hürden ausgeschlossen werden. Für weiterführende Vorschläge für eine wirksame, bürgernahe Ausgestaltung des Gesetzes inklusive konkretem Gesetzesvorschlag verweist der BWE auf das Positionspapier „Empfehlungen für eine netz-, markt- und systemdienliche Umsetzung von Energy Sharing“6.\r\n6 Bundesverband WindEnergie e.V. Positionspapier „Empfehlungen für eine netz-, markt- und systemdienliche Umsetzung von Energy Sharing“, 2025, verfügbar unter: LINK.\r\n10 von 13\r\n3.1.7.1 § 42c Absatz 1 neu – Teilnahmevoraussetzungen ergänzen\r\nBürgerenergiegesellschaften rechtssicher einbeziehen\r\nDie aktuell im Entwurf vorgesehene Ausgrenzung der Marktakteure, wie Bürgerenergiegesellschaften insbesondere im Bereich der Windenergie, widerspricht dem Ziel, Energy Sharing als ein breites und inklusives Modell für alle relevanten Akteure zu gestalten. Gerade größere Bürgerenergiegesellschaften könnten durch ihre bestehende Infrastruktur und Expertise erheblich zur Effizienz und Skalierbarkeit des Modells beitragen. Ihre Beteiligung würde es ermöglichen, Energy Sharing schneller und effektiver auszurollen, wodurch das Potenzial für eine dezentrale und nachhaltige Energieversorgung optimal ausgeschöpft werden könnte\r\nEine explizite Erwähnung von Bürgerenergiegesellschaften im Gesetzestext – durch Verweis auf § 3 Nr. 15 EEG – schafft Rechtssicherheit und ermöglicht diesen zentralen Akteuren der dezentralen Energiewende die Teilnahme am Modell.\r\nKlarstellen, dass Strom aus Speichern auch kaufmännisch-bilanziell berücksichtig werden kann\r\nZudem sollte in § 42c Abs. 1 Satz 1 EnWG (neu) klargestellt werden, dass sich die Anrechenbarkeit von Strom aus Erneuerbaren Energien in Speichern nicht nur auf physikalisch-messtechnische Konstellationen bezieht, sondern auch kaufmännisch-bilanziell erfolgen kann. Andernfalls wären Speicher nur dann förderfähig, wenn sie physisch direkt zwischen Erzeugungsanlage und Netzübergabepunkt installiert sind. Der BWE regt daher an, dies im Gesetz klarzustellen, um die Praxistauglichkeit zu erhöhen.\r\n3.1.7.2 § 42c Absatz 3 neu – Vertragsmindestinhalt anpassen\r\nDiese Mindestinhalte sollen sicherstellen, dass Energy Sharing sowohl für die Betreiber*innen als auch für die Letztverbraucher*innen fair und transparent abläuft. Sie bilden eine solide Grundlage für die erfolgreiche Umsetzung dieses Modells.\r\nDie vorgesehene Pflicht zur Information über Strommengenabweichungen und Reststromlieferung ist sinnvoll, jedoch muss differenziert werden. Insbesondere bei Vollversorgung mit bilanziell ausgeglichenem Strombedarf ist die Pflicht nicht zielführend.\r\nDer BWE fordert, dass die Informationspflicht auf Fälle mit tatsächlichem Ausgleichsbedarf beschränkt werden. Außerdem sollte eine verbindliche Pflicht zur Vorab-Information über Strompreise und Mengen verankert werden – unabhängig davon, ob die Direktvermarktung durch Dritte erfolgt. Siehe oben erwähntes Positionspapier mit entsprechendem Gesetzesvorschlag.\r\n3.1.7.3 § 42c Absatz 4 EnWG neu – Räumliche Nähe praxistauglich gestalten\r\nDie derzeitige Begrenzung auf Lieferungen innerhalb eines Bilanzierungsgebietes oder an angrenzende Netzbereiche ist administrativ komplex und technisch schwer nachzuvollziehen. Statt technischer Netzgrenzen sollte ein räumlicher Umkreis von 25 km um die Erzeugungsanlage als Kriterium herangezogen werden. Dies ist nachvollziehbar, gerecht und unterstützt die Akzeptanz vor Ort.\r\n11 von 13\r\n3.1.7.4 § 42c Abs. 6 EnWG neu – Informationspflichten zur ergänzenden Stromversorgung praxistauglich gestalten\r\nWir begrüßen die Regelung in § 42c Abs. 6 EnWG (neu), wonach Betreiber*innen gegenüber Abnehmer*innen transparent über die Notwendigkeit einer ergänzenden Stromversorgung informieren müssen. Aus Sicht der Praxis ist es jedoch erforderlich, die Informationspflicht möglichst unbürokratisch und effizient auszugestalten. Eine Information in einfacher Textform sollte als Bestandteil des Vertrags zur gemeinsamen Stromnutzung ausreichen.\r\nZudem sollte für Fälle, in denen der Betreiber ein Komplettangebot zur vollständigen Versorgung des Strombedarfs unterbreitet (Vollversorgung), eine Ausnahme von der Informationspflicht vorgesehen werden. In diesen Fällen liegt das Beschaffungsrisiko beim Betreiber, und für die Abnehmer entsteht kein zusätzlicher Informationsbedarf. Wir regen daher an, dies gesetzlich klarzustellen, um unnötige Bürokratie zu vermeiden und marktpraktikable Lösungen zu ermöglichen.\r\n3.1.7.5 § 42c Absatz 7 neu – Ausnahmefälle ausweiten\r\nDie Förderung von Kleinstprojekten im Bereich Energy Sharing ist ein entscheidender Schritt, um die Energiewende zu beschleunigen und kleineren Akteuren die Teilnahme an diesem Modell zu ermöglichen. Gerade kleinere Projekte und Akteure – sei es im Haushaltsbereich oder in Mehrparteienhäusern – sind häufig mit hohen bürokratischen Hürden konfrontiert, die eine erfolgreiche Teilnahme an Energy Sharing erschweren. Diese Hürden betreffen insbesondere die Regulierung und die Anforderungen an die Anlagengröße sowie den damit verbundenen administrativen Aufwand.\r\nDie Ausnahme sollte auf Bürgerenergieprojekte ausgeweitet werden, bei denen mindestens 20 % der erzeugten Strommenge lokal durch Gesellschafter oder Mitglieder selbst verbraucht wird – unabhängig von der Anlagenleistung. Diese Regelung soll den Selbstverbrauch innerhalb von Bürgerenergiegesellschaften fördern und gleichzeitig den bürokratischen Aufwand für kleinere Akteure verringern. Wenn eine Bürgerenergiegesellschaft einen signifikanten Anteil ihrer erzeugten Energie selbst verbraucht, reduziert sich die Abhängigkeit von externen Stromanbietern.\r\n3.1.7.6 Energy Sharing-Prämie einführen\r\nWir schlagen außerdem die Einführung einer Energy Sharing-Prämie vor, um die Kosten der Betreiber zu decken und gleichzeitig den Strompreis für Verbraucher*innen zu senken. Die Prämie soll die Teilnahme am Energy Sharing attraktiv machen und die regionale Nutzung Erneuerbarer Energien fördern. Für Transparenz und Akzeptanz bedarf es einer klaren gesetzlichen Regelung zur Finanzierung, sei es aus dem Bundeshaushalt, durch Netzbetreiber oder über den Endverbraucherpreis.\r\n12 von 13\r\n3.2 Zu Artikel 18: Messstellenbetriebsgesetz\r\n3.2.1 Zu Nr. 9: § 25 Absatz 1 Satz 1 – Haftung des Smart-Meter-Gateway-Administrator bei Schadensfällen regeln\r\nIn § 25 Abs. 1 Satz 1 wird darauf verwiesen, dass der Smart-Meter-Gateway-Administrator einen zuverlässigen technischen Betrieb des intelligenten Messsystems und die Konfiguration von Smart-Meter-Gateways und Steuerungseinrichtungen sowie diesbezügliche Zusatzleistungen gewährleisten und organisatorisch sicherstellen muss.\r\nIm Zuge der geplanten verpflichtenden Einführung von Smart-Meter-Gateways (SMWG) sollte daher klar festgelegt werden, dass der jeweilige Smart-Meter-Gateway-Administrator bei Schadensfällen für die entstehenden Kosten verantwortlich ist. Insbesondere die Frage nach den Folgekosten bei Nichtverfügbarkeit des SMGW ist in diesem Zusammenhang relevant. Dieser Punkt kann nicht den Vertragsparteien zur Regelung durch Service Level Agreements (SLA) überlassen werden, da hier von beiden Parteien kein Einfluss auf die Funktionalität des SMWG genommen werden kann. Aus Sicht des BWE steht zu befürchten, dass ohne eine solche Verantwortungszuweisung der Anlagenbetreiber die betrieblichen Risiken durch den vorgeschriebenen Einsatz des SMGW einseitig zu tragen hat. Dies muss im Hinblick auf Investitionssicherheit und Wirtschaftlichkeit insbesondere kleinerer Anlagen unbedingt vermieden werden.\r\n3.2.2 Zu Nr. 13: § 37 Absatz 2 – Fristverkürzung bei Informationspflicht des grundzuständigen Messstellenbetreibers rückgängig machen\r\nIn § 37 Abs. wird die Informationspflicht des grundzuständigen Messstellenbetreibers, zur Möglichkeit der freien Wahl eines Messstellenbetreibers sowie auf die Mindestvertragslaufzeit von zwei Jahren ab der Ausstattung der Messstelle mit einem intelligenten Messsystem oder mit einem intelligentem Messsystem und einer Steuerungseinrichtung hinzuweisen, auf sechs Wochen verkürzt. Diese Frist halten wir für zu kurz. Für die Beauftragung eines alternativen Messstellenbetreibers oder für den Fall, dass der Messstellenbetrieb durch den Anlagenbetreiber selbst erfolgt, würde eine deutlich längere Vorlaufzeit benötigt. Daher plädieren wir für eine Dreimonatsfrist, wie im aktuellen Gesetz vorgesehen.\r\n13 von 13\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechpersonen\r\nPhiline Derouiche | Leiterin Justiziariat | p.derouiche@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nStefan Grothe | Fachreferent Technik\r\nChristina Hasse| Fachreferentin Planung und Projektierung\r\nJanna Hilger | Fachreferentin Planung/Genehmigung/Länderkoordination\r\nJuliane Karst | Justiziarin\r\nKatharina Schuler | Referentin Politik\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze\r\nWolf Stötzel | Teamleiter Technik\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nSprecher*innenkreis Juristischer Beirat\r\nVerschiedene Arbeitsgemeinschaften des Juristischer Beirat\r\nBetreiberbeirat\r\nBetriebsführerbeirat\r\nBürgerwindbeirat\r\nSprecher*innenkreis Finanziererbeirat\r\nPlanerbeirat\r\nArbeitskreis Beteiligung\r\nArbeitskreis Direktvermarktung\r\nArbeitskreis Energiepolitik\r\nArbeitskreis Netze\r\nLänder: alle Landesverbände des BWE und BEE\r\nDatum\r\n18. Juli 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019969","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Umsetzung eines Abschöpfungsmechanismus für über das EEG geförderte Anlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3a/e3/622192/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300006.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nEin EU-rechtskonformer Investitionsrahmen für Windenergieanlagen\r\nZur Einführung eines produktionsabhängigen\r\nAbschöpfungsmechanismus\r\nJuli 2025\r\n2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ................................................................................................................... 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 4\r\n3 Leitplanken für einen gesicherten (EU-rechtskonformen) Abschöpfungsmechanismus ........................................................................................ 5\r\n4 Planunsgsicherheit gewährleisten und Unsicherheiten vermeiden .............................. 7\r\n5 Zur praktischen Umsetzung einer Erlösabschöpfung .................................................... 8\r\n5.1 Erfahrungen mit dem Strompreisebremsegesetz (StromPBG) ................................................................. 8\r\n5.2 Hinweise zu einer effizienten Umsetzung der Erlösabschöpfung ............................................................. 9\r\n3 von 11\r\n1 Einleitung\r\nDie Energiewende ist eines der zentralen Zukunftsprojekte Europas. Mit dem Inkrafttreten der EU-Verordnung zur Verbesserung des Elektrizitätsmarktdesigns im Juli 2024 rückt eine Neugestaltung des Investitionsrahmens für Erneuerbare Energien (EE) in den Fokus. Im Zentrum der Debatte, auch im Rahmen des EU-Beihilferechtes, steht die Einführung von sogenannten zweiseitigen Differenzverträgen (CfD) oder gleichwertigen Abschöpfungsmechanismen. Dieser Ansatz zielt darauf ab, Investitionssicherheit zu schaffen und die Marktintegration Erneuerbarer Energien voranzutreiben.\r\nBei der Ausgestaltung des Investitionsrahmens und der Umsetzung der regulatorischen Anforderungen der EU ist es wichtig, die Besonderheiten unseres nationalen Energiemarkts zu berücksichtigen. Dazu gehört, dass gewachsene Marktbedingungen für die gesamte Energiebranche nicht unnötig neu gestaltet werden. Eine schrittweise Einführung kann auch im bestehenden Rechtsrahmen (EEG/EnWG) erfolgen, indem dieser um einen Abschöpfungsmechanismus ergänzt wird, wie er in ähnlicher Weise im StromPBG 2022 geregelt war.\r\nDer nächste Schritt für das Energiesystem ist die Flexibilisierung. Ein Investitionsrahmen muss dazu beitragen und passende Anreize schaffen. Insgesamt muss unser Energiesystem durchlässiger und deutlich flexibler werden, damit Industrie und auch Haushalte von den günstigen Strompreisen der Erneuerbaren Energien profitieren können. Diese Flexibilisierung entlastet die Netze und dämpft die Systemkosten der Energiewende. Dieser Grundsatz muss bei allen Vorhaben zur Gestaltung des Energiesystems berücksichtigt werden.\r\nDieses Positionspapier erläutert, welche Leitplanken bei der Einführung eines rechtssicheren und praktikablen Abschöpfungsmechanismus‘ eingehalten werden müssen. Auf Grundlage der bisherigen praktischen Erfahrungen skizziert es die Lehren aus den Umsetzungsschwierigkeiten des Strompreisbremsengesetzes (StromPBG).\r\n4 von 11\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\nWir begrüßen:\r\n•\r\ndie Einführung eines rechtskonformen Rahmens für zweiseitige Differenzverträge (CfD) zur Förderung Erneuerbarer Energien, sofern dieser Investitionssicherheit schafft und die Marktintegration stärkt.\r\n•\r\ndie Erwägung, einen produktionsabhängigen Abschöpfungsmechanismus mit Marktwertkorridor, wenn auch übergangsweise, einzuführen.\r\n•\r\ndie Möglichkeit, bestehende nationale Rahmenwerke (z. B. EEG/EnWG) um praktikable Mechanismen zu ergänzen, ohne gewachsene Marktbedingungen grundlegend umzugestalten.\r\n•\r\ndie klare Ausrichtung des Koalitionsvertrages auf Flexibilisierung des Stromsystems als Voraussetzung für eine kosteneffiziente und dezentralisierte Energiewende.\r\nWir kritisieren:\r\n•\r\ndie bis dato mangelnde Rechtssicherheit und bürokratische Komplexität bei der Umsetzung der Abschöpfung, wie sie im StromPBG geregelt wurde.\r\n•\r\ndie unzureichende Berücksichtigung technologischer, regionaler und vermarktungsbezogener Unterschiede im bisherigen Diskussionsstand.\r\nWir regen an:\r\n•\r\neine differenzierte, rechtssichere und planbare Ausgestaltung des Abschöpfungsmechanismus unter Berücksichtigung realer Erlöse, Kostenentwicklungen und technischer Rahmenbedingungen.\r\n•\r\nausgeförderte Anlagen und Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung von der Abschöpfung auszuschließen.\r\n•\r\ndie Festlegung eines zentralen, einheitlichen Abwicklungsportals, um bürokratischen Aufwand zu reduzieren und die Datenverfügbarkeit sicherzustellen.\r\n•\r\neine frühzeitige und transparente Regelung von Wechselmöglichkeiten zwischen Förderregimen, um Investitionsentscheidungen nicht zu blockieren.\r\n•\r\ndie klare Abgrenzung gegenüber finanzmarktregulatorischen Vorgaben, damit EEG-geförderte Projekte nicht unnötig durch MiFID-II-Anforderungen belastet werden.\r\n5 von 11\r\n3 Leitplanken für einen gesicherten (EU-rechtskonformen) Abschöpfungsmechanismus\r\nUm die EU-Strommarktvorgaben effizient und zeitnah umzusetzen, muss der Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien angepasst werden. Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) hat dazu bereits einen Lösungsansatz unterbreitet, der eine Kombination aus bewährten Mechanismen vorsieht: einen produktionsabhängigen Abschöpfungsmechanismus in Verbindung mit einem Marktwertkorridor. Mit dieser Option sollen Risiken für Erneuerbare Energien minimiert und gleichzeitig die Marktverwerfungen vermieden werden, die durch unzureichende Regelungen entstehen könnten.\r\nGrundsätzlich befürwortet der Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) eine angekündigte kurzfristige und pragmatische Lösung in Form eines einfachen Claw-Back-Mechanismus unter Einhaltung der EU-Vorgaben. So können mit ausreichend Vorlaufzeit Optionen für einen zukünftigen Investitionsrahmen weiter erörtert werden.\r\nDa die Energiewende maßgeblich von der sicheren Finanzierbarkeit der Projekte abhängt, ist es entscheidend, dabei Planungssicherheit und Finanzierungsrisiken gleichermaßen zu berücksichtigen.\r\nEinige Grundbedingungen dürfen dabei nicht zur Disposition gestellt werden. Dazu gehören die klare Absicherung über einen gesicherten Investitionsrahmen der Erneuerbaren nach unten, der gesicherte und priorisierte Netzanschluss aller EE-Anlagen, der Ausgleich von Redispatch-Mengen und, je nach geltendem EEG, der Ausgleich für die Zeiten negativer Preise. Einen Eingriff in den Bestand darf es nicht geben.\r\nBei der Ausgestaltung einer solchen Absicherungssystematik müssen daher gemäß der BEE-Stellungnahme1 folgende Punkte grundsätzlich berücksichtigt werden:\r\n•\r\nAbschöpfung realer Erlöse: Um hohe Risiken und Marktverwerfungen zu vermeiden, die durch fiktive Erlöse entstehen können, sollte die Abschöpfung auf realen Erlösen basieren.\r\n•\r\nGleitende Marktprämie mit Marktwertkorridor: Die Ergänzung der gleitenden Marktprämie um einen Marktwertkorridor ist notwendig, um markt- und netzdienliche Anlagentechniken refinanzieren zu können und ein ausgewogenes Kosten-Nutzen-Verhältnis zu gewährleisten.\r\nVorschlag:\r\nAnzulegender Wert plus 3 ct/kWh Marktwertkorridor, darüber hinaus 90-prozentige Abschöpfung.\r\nBegründung:\r\nBei hohen Strompreisniveaus (wie 2022) erhöhen sich deutlich die Ausgleichsenergiepreise. Diese relativen Risiken für die Marktwertdifferenzen und Ausgleichsenergierisiken werden in die Dienstleistungsentgelte eingepreist.\r\n1 https://www.bee-ev.de/service/publikationen-medien/beitrag/bee-stellungnahme-zum-optionenpapier-strommarktdesign-der-zukunft\r\n6 von 11\r\n•\r\nWechselmöglichkeiten für EE: Anlagenbetreiber sollten einmalig die Möglichkeit erhalten, vom geförderten Investitionsrahmen mit Abschöpfungsmechanismus in den freien Markt zu wechseln (vgl. BEE-Papier Nr. 2.4.6). Ein Wechsel zurück in den Investitionsrahmen ist ausgeschlossen.\r\n•\r\nMonatliche Basis der Abschöpfung: Es wird eine monatliche, mindestens jedoch eine quartalsweise Abrechnungsperiode empfohlen. Dies ermöglicht Optimierungen und begrenzt gleichzeitig die Auswirkungen von Liquiditätsproblemen.\r\n•\r\nKostensteigerungen: Kostensteigerungen haben in den letzten Jahren stark zugenommen haben und müssen in der Gestaltung des Investitionsrahmens mit Abschöpfungsmechanismus berücksichtigt werden. Ein geeigneter Index kann dabei hilfreich sein. In Frage käme beispielsweise ein Stromgestehungskostenindex, in dem CapEx, Zinsen, etc. berücksichtigt werden.\r\n•\r\nInflation: Ergänzend ist eine Gleitklausel zur Anpassung an die Inflation vorzusehen. Die Erfahrungen der vergangenen Jahre haben gezeigt, dass eine entsprechende Anpassung des Investitionsrahmens zu lange dauert und nicht vorhersehbar ist. Eine entsprechende Gleitklausel zur Inflationsanpassung erhöht die Planbarkeit und Investitionssicherheit.\r\n•\r\nRegionale Wetterverhältnisse: Insbesondere bei Wind an Land ist die Berücksichtigung der Windhöffigkeit Voraussetzung, um einen fairen Wettbewerb zwischen bundesweiten Standorten in den EEG-Ausschreibungen zu gewährleisten und angemessene Renditen für geförderte Anlagen sicherzustellen.\r\n•\r\nDirektbelieferung: Stromlieferungen an Dritte mittels Direktleitung müssen im Rahmen des Abschöpfungsmechanismus weiterhin möglich sein, da dies zur dezentralen Energiewende und einer hohen Akzeptanz beiträgt.\r\n•\r\nTechnologiespezifische Erlösobergrenzen: Verschiedene EE-Technologien benötigen unterschiedliche Erlösobergrenzen, denn ohne Technologiedifferenzierung fallen die Renditen EEG-geförderter Anlagen sehr unterschiedlich aus.\r\n•\r\nAusgeförderte Anlagen ausnehmen: Anlagen, die den Förderzeitraum abgeschlossen haben, sowie Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung müssen von der Abschöpfung ausgenommen werden, um die wirtschaftliche Belastung für Altanlagen zu minimieren.\r\n•\r\nKeine Rückwirkung/Bestandsschutz: Projekte, die beispielsweise bereits einen Zuschlag in der Ausschreibung erhalten haben, sind von einer rückwirkenden Ausschöpfung ausgeschlossen. Eine Regelung darf zudem nur für neue Anlagen gelten, die ab einem in der Zukunft liegenden Stichtag über eine EEG-Auktion gefördert werden. Anlagen die bereits in der Ausschreibung eine Förderung zugesprochen bekommen haben, müssen unberücksichtigt bleiben.\r\nDie nachträgliche Einführung der Erlösabschöpfung im StromPBG hat zu einer deutlichen Verunsicherung und Verzerrung bei Investoren geführt. In der Umsetzung der EU-Vorgaben unterstützen wir die Einführung von produktionsabhängigen Abschöpfungsmechanismen. Diese könnten sich als tragfähiges Modell zur Absicherung Erneuerbarer Energien bewähren – sofern sie markt- und systemdienlich ausgestaltet sind. Neben dieser Absicht ist der Anspruch auf vorranginge Netzanschluss sowie der Redispatch-Ausgleich die Basis eines verlässlichen Investitonsrahmens, den die Branche braucht, um ihren Beitrag für den Strommarkt der Zukunft zu leisten.\r\n7 von 11\r\nGleichzeitig betonen wir die Bedeutung von Flexibilitäten im Strommarkt. Speichertechnologien, sektorübergreifende Kopplungen und die aktive Einbindung der Verbrauchsseite sind unverzichtbare Bausteine, um die Herausforderungen eines dezentralisierten Energiesystems kosteneffizient zu meistern. Flexibilitäten sind der Schlüssel für eine stabile, wirtschaftlich tragfähige und klimaneutrale Stromversorgung der Zukunft. Dies setzt auch eine frühzeitige Klärung der zukünftigen Investitionsbedingungen für Erneuerbare Energien in den kommenden Jahren voraus.\r\n4 Planunsgsicherheit gewährleisten und Unsicherheiten vermeiden\r\nDa die geplante Einführung einer Erlösabschöpfung im Energiesektor einen tiefgreifenden Eingriff in die Geschäftsmodelle von Wind- und PV-Parkgesellschaften darstellt, müssen neben der Umsetzung der oben beschriebenen Leitlinien zentrale Fragestellungen frühzeitig und umfassend geklärt werden. Nur so kann Planungssicherheit gewährleistet und rechtliche Unsicherheiten vermieden werden.\r\nUm sowohl die Akzeptanz als auch die Umsetzungssicherheit der Maßnahmen sicherzustellen, müssen insbesondere für Anlagenbetreiber und Direktvermarkter klare und praktikable Regelungen geschaffen werden. Dazu gehört, dass im Rahmen des Redispatch 2.0 abgeregelte und nicht eingespeiste Energiemengen angemessen berücksichtigt werden. Da diese Mengen im Interesse der Netzstabilität nicht eingespeist werden, wäre eine pauschale Abschöpfung nicht nur wirtschaftlich nachteilig für die Betreiber, sondern auch rechtlich fragwürdig. Eine faire und differenzierte Behandlung solcher Fälle ist notwendig, um Fehlbelastungen zu vermeiden.\r\nAuch die Einbeziehung von Versicherungs- und Entschädigungsleistungen Dritter muss klar definiert werden. Transparent geregelt werden muss, inwieweit solche Leistungen – etwa bei Anlagenschäden oder Produktionsausfällen – in die Berechnung der abschöpfungsrelevanten Erlöse einfließen. Nur so lassen sich doppelte Belastungen vermeiden und ein Gleichlauf mit bestehenden Entschädigungsmechanismen sicherstellen.\r\nIm Bereich der Direktvermarktung stellt sich zudem die Frage, wie mit zusätzlichen Entgelten der Direktvermarkter umzugehen ist. Solche zusätzlichen Entgelte können z. B. durch die Nutzung von Stromspeichern oder durch spezielle Optimierungsdienstleistungen entstehen. Um Marktverzerrungen und Rechtsstreitigkeiten zu vermeiden, ist eine klare Regelung darüber erforderlich, ob und wie diese Entgelte bei der Ermittlung des abschöpfungsfähigen Erlöses berücksichtigt werden.\r\nEbenso wichtig ist eine eindeutige Definition und Verrechnung der sogenannten Überschussperiode, also der Zeiträume, in denen die erzielten Erlöse die festgelegte Erlösobergrenze überschreiten. Die Regelungen müssen sowohl zeitlich als auch methodisch klar gefasst sein, damit eine nachvollziehbare und gerechte Verrechnung erfolgen kann.\r\nSowohl die europarechtlichen Vorgaben als auch die Ziele der Bundesregierung sehen eine deutliche Stärkung des über Power-Purchasing-Agreements (PPA) marktlich finanzierten Ausbaus der EE vor. Anlagen, die in der sonstigen Direktvermarktung vermarktet werden, müssen daher in jedem Fall von einer Erlösabschöpfung ausgenommen werden. Eine undifferenzierte, pauschale Anwendung der Erlösabschöpfung auf diese Anlagen wäre kontraproduktiv und würde das Vertrauen in die langfristige Stabilität des Energiemarkts untergraben.\r\n8 von 11\r\nInsgesamt zeigt sich: Eine rechtlich saubere, differenzierte und transparente Ausgestaltung der Erlösabschöpfung ist zwingende Voraussetzung für ihre erfolgreiche Einführung. Nur durch eine frühzeitige Klärung der genannten Punkte lassen sich Marktverwerfungen vermeiden und die Akzeptanz der neuen Regelungen in der Branche sicherstellen.\r\n5 Zur praktischen Umsetzung einer Erlösabschöpfung\r\n5.1 Erfahrungen mit dem Strompreisebremsegesetz (StromPBG)\r\nDie Einführung zweiseitiger Differenzverträge als Förderinstrument beinhaltet neben der Absicherung nach unten auch eine Zahlungsobergrenze sowie die Pflicht, darüber hinausgehende Einnahmen zurück ins Fördersystem zu zahlen. Erfahrungen mit einem solchen Rückzahlungsmechanismus wurden im Zusammenhang mit dem im Jahr 2022 in Kraft getretenen Strompreisbremsengesetz bereits gemacht.\r\nBei der praktischen Umsetzung haben sich dabei jedoch folgende Fragestellungen und Probleme gezeigt:\r\n•\r\nEnergieversorger mit eigenem Anlagenbestand\r\nDie Berechnung der Überschußerlöse (§18 Abs.3 StromPBG) war nicht möglich, wenn Anlagenbetreiber und Verbraucher gesellschaftlich verbunden waren.\r\n•\r\nErheblicher bürokratischer Aufwand\r\nSehr hoher Arbeitsaufwand beim Erstellen und Ausfüllen der monatlichen Berechnungstabellen, mit Lastgängen für jede Wind -/PV-Parkgesellschaft\r\nHaftung der Gesellschafter (§15 StromPBG)\r\nMit Blick auf Gesellschaften mit breiter Kommanditistenstruktur und Bürgerenergiegesellschaften ist zu prüfen, ob eine Haftung der Gesellschafter überhaupt möglich bzw. nötig ist. Im Rahmen einer wohlüberlegten Lösung sollte ein Missbrauch eher verhindert werden. Bei einer monatlichen Abrechnung kann zudem kein übermäßiger Rückzahlungsanspruch entstehen, der einen Rückgriff auf die Gesellschafter erfordert.\r\n•\r\nFormatvorgaben\r\nDie Netzbetreiber stellten die notwendigen Daten und Berechnungstabellen sehr spät nach Inkrafttreten des Gesetzes zur Verfügung.\r\n•\r\nAbwicklung\r\n-\r\nDie Netzbetreiber und deren Abwicklungsportale im Internet waren oft überlastet.\r\n-\r\nUnterschiedliche Portale bei den verschiedenen Netzbetreibern.\r\n-\r\nUnterschiedliche (inhaltliche) Anforderungen der verschiedenen Netzbetreiber an die zu übersendenden Unterlagen.\r\n-\r\nHotline der Netzbetreiber bei Fragen nicht erreichbar\r\n•\r\nDatengrundlage/Zählerdaten\r\nDer Zugang zu (Einspeise-)Zeitreihen/Zählerdaten war nicht ohne Weiteres möglich.\r\n9 von 11\r\nIm Messstellenbetriebsgesetz fehlte die Klarstellung, dass auch der Anlagenbetreiber Anspruch auf zügige Übermittlung seiner Zählerdaten hat (auch ohne intelligentes Messsystem, vgl. § 62 MsbG).\r\n•\r\nRedispatch\r\nDie (Nach-)Meldung von Redispatch-Zeitreihen war oft nicht möglich, da die Redispatch-Abrechnungen der Netzbetreiber zum Zeitpunkt der Abschöpfungsberechnung nicht rechtzeitig vorlagen.\r\n5.2 Hinweise zu einer effizienten Umsetzung der Erlösabschöpfung\r\nAuf Grundlage der Erkenntnisse aus der praktischen Anwendung des StromPBG sollten bei einer aktuell anstehenden, ähnlichen Regelung folgende Punkte berücksichtigt werden:\r\n1.\r\nVorlaufzeit berücksichtigen\r\nDie Implementierung der Systeme bei den Stellen (Netzbetreiber, Dienstleister), die die Abrechnung übernehmen sollen, muss sichergestellt werden. Dazu muss entweder ausreichend Vorlaufzeit oder alternativ eine ausreichende Karenzzeit eingeplant werden.\r\n2.\r\nAbwicklungsplattform\r\nDie Abwicklung muss über eine einheitliche zentrale Plattform organisiert werden und kann nicht den einzelnen Netzbetreibern auferlegt werden.\r\n3.\r\n„0“-Meldungen vereinfachen\r\nDer Aufwand für „0“-Meldungen muss unkompliziert über die Abwicklungsplattform möglich sein.\r\n4.\r\nNetzbetreiber in die Pflicht nehmen\r\nDen Netzbetreibern liegen die notwendigen Daten zum anzulegenden Wert der Anlage bereits vor. Über die Meldungen der Direktvermarkter wissen die Netzbetreiber auch bereits, welches Vermarktungsmodell vorliegt.\r\nDie Netzbetreiber führen die monatliche Abrechnung der Marktprämie durch und können in diesem Zuge auch die abgeschöpften Übererlöse feststellen und dokumentieren.\r\nDie zur Berechnung der Überschusserlöse notwendigen Daten liegen den Netzbetreibern bereits heute vor. Daher ist es sinnvoll, dass sie die Höhe der Erlösabschöpfung selbst feststellen und den Anlagenbetreibern, analog zum Vorgehen beim Redispatch, einen Erstaufschlag der Berechnung übermitteln.\r\n5.\r\nBürokratie vermeiden\r\nEine Abschöpfung sollte mit möglichst schlanken Berichtspflichten umgesetzt werden. Doppelmeldungen müssen vermieden werden und „Null-Meldungen“ sollten mit möglichst geringem Aufwand abwickelbar sein.\r\n6.\r\nMeldeaufwand minimieren / Doppelmeldungen vermeiden\r\nDie Netzbetreiber müssen konsequent Daten nutzen, die bereits an anderen Stellen vorliegen (z. B. im Marktstammdatenregister).\r\n10 von 11\r\n7.\r\nMehrkosten berücksichtigen\r\nDas Dienstleistungsentgelt des Direktvermarkters ist in der Regel erlösmindernd und stellt keinen Gewinn dar. Zudem müssen separat in Vermarktungsverträgen ausgewiesene Vermarktungsentgelte und direkt von den Erlösen abgezogene Vermarktungsentgelte gleich behandelt werden.\r\n8.\r\nAggregation mehrerer Stromerzeugungseinheiten am Netzeinspeisepunkt zulassen\r\nBei der Berechnung der Überschusserlöse muss es möglich sein, mehrere Stromerzeugungseinheiten an einem Netzverknüpfungspunkt zusammenzufassen, um beispielsweise Bilanzierungsproblemen vorzubeugen.\r\n9.\r\nAnlagen in der sonstigen Direktvermarktung ausnehmen\r\nJe nachdem, ob und inwiefern nach Inkrafttreten einer EEG-Erlösabschöpfung Wechselmöglichkeiten für EEG-geförderte Neuanlagen bestehen, muss klar sein, dass Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung ohne Inanspruchnahme von Zahlungen nach § 19 EEG von der Abschöpfung ausgenommen werden.\r\n10.\r\nKeine finanzmarktregulatorischen Beschränkungen für neue EEG-geförderte Anlagen nach Einführung einer Erlösabschöpfung\r\nDerzeit ist unklar, wie CfD nach der „Markets in Financial Instruments Directive“ (MiFID II) der EU und den nationalen finanzmarktregulatorischen Vorgaben einzuordnen sind. Gegebenenfalls sind sie Finanzinstrumente und unterliegen damit der Erlaubnispflicht.\r\nDa auch eine einfache Abschöpfungsregelung unter den Begriff der CfD fallen kann, muss klargestellt werden, dass geförderte Neuanlagen keinen finanzmarktregulatorischen Beschränkungen unterliegen. Dies sollte auch für virtuelle PPA gelten. Die sonst zusätzlichen finanzrechtlichen Erfordernisse und Pflichten können zu Projektverzögerungen und höheren Kosten führen. Der hiermit verbundene Aufwand ist für kleine und mittlere Projektierer nicht leistbar.\r\n11 von 11\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\niStock, carolecastelli\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechperson\r\nWolf Stötzel | Teamleiter Technik und Betrieb| w.stoetzel@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nPhiline Derouiche | Leiterin Justiziariat\r\nWolf Stötzel | Teamleitung Technik und Betrieb\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nAK Energiepolitik\r\nAK Netze\r\nAK Direktvermarktung\r\nJuristischer Beirat\r\nBürgerwindbeirat\r\nPlanerbeirat\r\nFinanziererbeirat\r\nDatum\r\n04. Juli 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022078","regulatoryProjectTitle":"Positionspapier mit dem BVES zu BESS","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f1/1e/684456/Stellungnahme-Gutachten-SG2601210002.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier | Oktober 2025\r\nGemeinsam Verantwortung übernehmen\r\nDas Kombinationspotenzial von Windenergie und Energiespeichersystemen endlich nutzen\r\n2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Das Wichtigste in Kürze ...................................................................................................3\r\n2 Gemeinsam bereit, Verantwortung zu tragen .................................................................4\r\n3 Marktzugänge, Marktdesign und Netzintegration ..........................................................5\r\n3.1 Der Systemführerschaft Erneuerbarer Energien Rechnung tragen ........................................................ 5\r\n3.2 Strommarktdesign an die neuen Anforderungen anpassen ................................................................... 5\r\n3.3 Abregelung vermeiden, lokale Nutzung ermöglichen, Sektorenkopplung anregen ................................. 6\r\n3.4 Direktversorgung der Industrie stärken ................................................................................................ 7\r\n3.5 Mit Energy Sharing gemeinschaftlich flexible Lösungen vor Ort umsetzen............................................. 7\r\n3.6 Netzanschluss – Vereinheitlichung, Digitalisierung und Beschleunigung ................................................ 7\r\n3.7 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten und flexible Netzanschlüsse ............................................. 8\r\n3.8 Netzentgelte ....................................................................................................................................... 9\r\n3.9 Baukostenzuschuss – Investitionshindernis und Ungleichbehandlung ................................................... 9\r\n3.10 Stromsteuer ................................................................................................................................... 9\r\n3.11 Novellierung der Innovationsausschreibungsverordnung ............................................................... 10\r\n3.12 Festlegung zur Abgrenzungsoption ................................................................................................ 10\r\n4 Bürokratieabbau und Schnelligkeit ...............................................................................11\r\n4.1 Genehmigungsbehörden müssen Projekt-Ermöglicher werden........................................................... 11\r\n4.2 Brand- und Wasserschutz .................................................................................................................. 11\r\n4.3 Grundbucheinsicht ............................................................................................................................ 11\r\n4.4 Überragendes öffentliches Interesse, Abwägungsvorrang und Netzanschlussvorrang ......................... 11\r\n3 von 13\r\n1 Das Wichtigste in Kürze\r\nDer Bundesverband WindEnergie (BWE) und der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) begrüßen:\r\n•\r\nDas Bekenntnis der neuen Bundesregierung zum Ausbau von Flexibilitäten.\r\n•\r\nIhr Bestreben, die regionale Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom zu erleichtern.\r\n•\r\nDie angekündigte Senkung der Stromsteuer laut Koalitionsvertrag.\r\nDer Bundesverband WindEnergie (BWE) und der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) regen an:\r\n•\r\nSystemische Anreize setzen: flexible Netzentgelte und variable Stromtarife konsequent weiter vorantreiben. Der schnelle Smart-Meter-Rollout ist hierfür die unbedingte Voraussetzung.\r\n•\r\nRechtssicherheit schaffen: eine Nachfolgeregelung zur Netzentgeltbefreiung sowie eine eindeutige Außenbereichsprivilegierung für Stromspeicher.\r\n•\r\nInvestitionshindernis Baukostenzuschuss abbauen: Reduzierung mit Netzanreizen verbinden und Informationspflichten für Netzbetreiber schaffen.\r\n•\r\nRegionalen Verbrauch incentivieren: Erleichterungen bei der Direktversorgung von Unternehmen und die weitere Erprobung von Regionalen Flexibilitätsmärkten. Energy Sharing mit schlanken Prozessen und einem klaren, praktikablen Rechtsrahmen umsetzen.\r\n•\r\nNetzanschluss beschleunigen: Vereinfachung, Vereinheitlichung und Digitalisierung des Verfahrens sowie Verankerung eines Rechts auf NVP-Überbauung im EEG.\r\n•\r\nBestehende Gesetze praxistauglicher machen: Nutzung der Abgrenzungsoption nach § 19 EEG schnell ermöglichen. Novelle des § 13k EnWG und der Innovationsausschreibung.\r\n•\r\nEin Maßnahmenpaket für Bürokratieabbau und Schnelligkeit.\r\n4 von 13\r\n2 Gemeinsam bereit, Verantwortung zu tragen\r\nDie Kosten des Energiesystems in den Griff zu bekommen, ist eines der erklärten Ziele der neuen Bundesregierung. Dabei ist kein Lösungsweg so nachhaltig wirkungsvoll wie der gemeinsame Ausbau von erneuerbaren Erzeugungsanlagen (wie Windparks) und Energiespeichersystemen, von Strom- und Wärmespeichern bis hin zu Wasserstoff. Schon jetzt sind Erneuerbare Energien die mit Abstand führende Erzeugungsart im deutschen Stromsystem und bedienen zunehmend auch den Wärme- und Mobilitätssektor. Flexibilitätstechnologien sind ihr natürlicher Partner. Zusammen machen Erneuerbare Energien und Flexibilitäten eine teure fossile Stromerzeugung überflüssig, können die Netze entlasten und sorgen für eine maximal effiziente Nutzung der vorhandenen Grünstromkapazitäten. Eine entsprechende Weiterentwicklung des Stromsystems ist somit eine No-regret-Maßnahme.\r\nDie Integration von Energiespeichern auf allen Ebenen des Energiesystems – insbesondere auch direkt an den Erzeugungsanlagen – bedeutet konkret: weniger Abregelungen im Rahmen von Redispatch-Maßnahmen, netzdienliche Verschiebung von Einspeisung und Verbrauch und eine erhöhte Planbarkeit der Einspeisung, die der von konventionellen Kraftwerken in nahezu nichts nachsteht. Diese Potenziale zur Entlastung von Unternehmen und Privathaushalten müssen so schnell wie möglich gehoben werden. Dafür sind geeignete Rahmenbedingungen erforderlich – vom Marktdesign über Energierecht und Genehmigungsanforderungen bis hin zu Netzanschluss und -integration.\r\nDer Bundesverband WindEnergie (BWE) und der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) begrüßen ausdrücklich das im Koalitionsvertrag festgelegte Anliegen der Bundesregierung, die Hemmnisse bei Flexibilitäten im Zusammenhang mit Erneuerbarer Energieerzeugung abzubauen. Bereits in der vergangenen Legislaturperiode wurden wesentliche Veränderungen in die Umsetzung gebracht, an die es nun anzuknüpfen gilt. Im Folgenden werden die zentralen Maßnahmen dargestellt, die erforderlich sind, um diesen Weg entschlossen weitergehen zu können. Die Verbände BWE, als größter Verband Erneuerbarer Erzeugung, und der BVES, als zentrale und größte Vereinigung der Energiespeicherbranche, stehen bereit, die weitere Konkretisierung der nachfolgend genannten Maßnahmen durch ihre Fachexpertise zu unterstützen.\r\n5 von 13\r\n3 Marktzugänge, Marktdesign und Netzintegration\r\n3.1 Der Systemführerschaft Erneuerbarer Energien Rechnung tragen\r\nDie Bundesregierung hat im Rahmen des Koalitionsvertrags ihren Willen bekundet, alle Potenziale Erneuerbarer Energien zu nutzen. Im Sinne der Kosteneffizienz steht die Bundesregierung hierbei für einen systemischen Ansatz ein, der parallel zum weiteren Hochlauf erneuerbarer Erzeugung insbesondere den Ausbau von Flexibilitäten durch Energiespeicher in den Vordergrund stellt. Damit Erneuerbare Energien und Energiespeicher stärker gemeinsam ihre Systemverantwortung wahrnehmen können, muss sich diese Priorisierung auch in der Regulatorik an allen zentralen Stellen wiederfinden. Für die Betreiber Erneuerbarer-Energien-Anlagen muss es erleichtert werden, Speicheranlagen selbst zu betreiben, durch Dritte betreiben zu lassen oder Speicherbetreibern den Zugang zum gleichen Netzverknüpfungspunkt, ohne bürokratische Hürden, zu ermöglichen.\r\n3.2 Strommarktdesign an die neuen Anforderungen anpassen\r\nEs braucht Platz für Flexibilitäten im Marktdesign. Neben offenem und fairem Zugang zu den verschiedenen Märkten für Erneuerbare Energien und Speicher braucht es gerade auch in der Beschaffung von Systemdienstleistungen und systemdienlichen Leistungen marktbasierte Beschaffungsinstrumente. Hierbei gilt es auch, geeignete Instrumente zum Ausbau von Kapazitätsspeichern voranzubringen. Derartige Speicheranlagen sind dazu in der Lage, über längere Zeiträume Energie vorzuhalten, und sind gezielt zur Ausregelung der fluktuierenden Windenergie einsetzbar.\r\nStatements der beiden Verbände\r\nMit dem Ziel, Hemmnisse bei der Flexibilisierung abzubauen, ist die Koalition auf dem richtigen Weg. Mehr Flexibilität bedeutet weniger Systemkosten, mehr Sicherheit und mehr Stabilität. Energiespeichersysteme sind, neben Elektrolyseuren, hierfür ein zentraler Baustein. Die Koalition ist jetzt gefordert, die Voraussetzungen dafür zu schaffen, diese Potenziale zu heben. Mit mehr Flexibilität gewinnen alle.\r\nBärbel Heidebroek, Präsidentin des Bundesverbandes WindEnergie\r\nErneuerbare erzeugen längst zu marktfähigen Kosten – und ihr Beitrag wächst. Doch mit steigender Elektrifizierung und dem Hochlauf von Wärmepumpen, Datencentern und der Elektromobilität braucht es mehr physikalische Flexibilität. Erzeugung und Verbrauch müssen in Echtzeit zusammenkommen. Speicher sind der Schlüssel. Im Weg aus Subvention und Zuschüssen muss der Markt die Anreize liefern. Statt Überregulierung und einem überholten EEG braucht es marktwirksame Anreize und Freiraum hinter dem Netzanschluss. Mit mehr individuellem Handlungsspielraum geht es schneller voran und Menschen und Technologien können ihre Stärken besser ausspielen – gemeinsam.\r\nThomas Speidel, Präsident des Bundesverbandes Energiespeicher Systeme\r\n6 von 13\r\nDie notwendige Ausschöpfung von Maßnahmen zur Schaffung von Flexibilität im Energiemarktdesign nach Vorgabe der EU1 muss prioritär vorgenommen werden und den Erwägungen zur Schaffung eines technologieneutral ausgestalteten Kapazitätsmechanismus zuvor stehen.\r\n3.3 Abregelung vermeiden, lokale Nutzung ermöglichen, Sektorenkopplung anregen\r\n„Die regionale Nutzung ansonsten abgeregelten Stroms wollen wir deutlich erleichtern“, heißt es im Koalitionsvertrag2.Trotz Verbesserungen im Vergleich zum Vorjahr waren im Jahr 2024 weiterhin 9.374 GWh erneuerbarer Strom von Redispatch-Maßnahmen betroffen.3 Dieser Strom muss zu einem großen Anteil sinnvoll vor Ort genutzt werden können. Stromspeicher, aber auch Speichertechnologien im Kontext der Sektorenkopplung zu Wärme und Wasserstoff sind hierbei gleichermaßen zu berücksichtigen.\r\nDer im § 13k EnWG angelegte Nutzen-statt-Abregeln-Mechanismus ist im Grunde ein sinnvolles Instrument. Leider kommt er in der Praxis jedoch zu selten zur Anwendung. Um § 13k EnWG zu einer sinnvollen Anwendung zu bringen, müssen das Zusätzlichkeitskriterium entfernt oder stark gelockert werden sowie die potenzielle Vergütung konkurrenzfähig gegenüber dem Energiemarkt werden. Durch die Streichung des Zusätzlichkeitskriteriums erschließen sich neue Potenziale zur Lastaufnahme. Wie auch im Gesetzestext vorgesehen, braucht es zudem eine zeitnahe Umstellung auf ein Auktionsverfahren anstelle der zweijährigen Probezeit. Hierzu empfiehlt sich ein Pay-as-bid-Verfahren. Mindestens sollte aber der §13k-Preis auf ein Mindestmaß abgesenkt werden. Auf diese Weise wird ein starker wirtschaftlicher Anreiz für Entlastungsanlagen gesetzt, der bewirkt, dass die gesetzliche Regelung ihren intendierten Zweck erfüllt.\r\nAls weiteres Instrument kommen regionale Flexibilitätsmärkte in Betracht. Aggregierte Kleinverbrauchseinrichtungen und Haushaltsspeicher, aber auch Industrieunternehmen und Energiespeicher können hier innerhalb eines räumlich abgegrenzten Gebiets Flexibilitäten für die Energieinfrastruktur anbieten (wie Speicherkapazitäten, die Ladeleistung eines E-Autos oder die Leistungsänderung eines Industrieunternehmens). Ziel ist es, „überschüssigen“ Strom mit nicht-ausgereizten Lasten zusammenzubringen – etwa, indem der lokale Windpark bei drohendem Redispatch seinen Strom günstig an Wärmespeicher in Privathaushalten verkauft. Teilnehmende erhalten Netzzustandsprognosen, die es ihnen erlauben, ihre Angebote und Käufe im Voraus zu planen. Eine konkrete Ausgestaltung dessen könnte auch die marktbasierte Weiterentwicklung des Redispatch sein. Konzepte dazu werden bereits durch einzelne Netzbetreiber erprobt. Flexibilitäten bieten dafür in einen Redispatchmarkt und stellen ihre Flexibilität dem Netz zur Verfügung.\r\n1 Vgl. VERORDNUNG (EU) 2024/1747 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 13. Juni 2024 – Link.\r\n2 Verantwortung für Deutschland, Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD, 21. Legislaturperiode, 5. Mai 2025 – Link.\r\n3 Vgl. SMARD: Netzengpassmanagement 2024: Volumen und Kosten gesunken, 2. April 2025 – Link.\r\n7 von 13\r\n3.4 Direktversorgung der Industrie stärken\r\nDurch Streichung des Kriteriums der unmittelbaren räumlichen Nähe zwischen Erzeugungsanlage und Verbrauchsort aus § 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG 2023 und § 3 Nr. 16 EEG 2023 kann die Stromlieferung an Dritte ohne Nutzung des öffentlichen Netzes auch außerhalb der unmittelbaren räumlichen Nähe angereizt und ermöglicht werden. Die bisherige Regelung bremst insbesondere Industrieunternehmen unnötig aus. Diese müssen möglichst unbürokratisch Maßnahmen zur Elektrifizierung umsetzen können (u. a. in den Bereichen Prozess- und Heizwärme sowie Elektromobilität). Die Möglichkeit, Strom beispielsweise aus Batteriespeichern beziehen zu können, muss uneingeschränkt gegeben sein.\r\n3.5 Mit Energy Sharing gemeinschaftlich flexible Lösungen vor Ort umsetzen\r\nEnergy Sharing ist ein zentraler Baustein der Energiewende, weil es Bürger*innen, Unternehmen und öffentlichen Einrichtungen ermöglicht, erneuerbare Energien gemeinsam zu nutzen und so Akzeptanz, Teilhabe und regionale Wertschöpfung zu stärken. Daneben kann Energy Sharing einen wichtigen Beitrag zur Netzentlastung leisten, da durch den lokalen Verbrauch in der Regel kein Strom in höhere Netzebenen umgeleitet werden muss. Insbesondere für die Windenergie bietet Energy Sharing großes Potenzial, denn sie produziert große Strommengen und benötigt ein besonderes Maß an Akzeptanz. Um den netzentlastenden Effekt bestmöglich anzureizen, sind Speicher unverzichtbarer Partner: Sie stellen Flexibilität bereit, verbessern die Versorgung innerhalb der Energy-Sharing-Gemeinschaft im Quartier und ermöglichen, dass Energieerzeugung und -verbrauch ideal synchronisiert werden können; zugleich können sie zur Erbringung von Netz- und Systemdienstleistungen beitragen.\r\nDamit dieses Potenzial wirksam wird, braucht es einen klaren, praktikablen Rechtsrahmen im § 42c EnWG, der Transparenz schafft, Teilnahme unkompliziert ermöglicht und die gemeinsame Nutzung über das Verteilnetz regelt. Wirtschaftlich tragfähig wird Energy Sharing durch geeignete finanzielle Rahmenbedingungen— etwa durch die Absenkung von Netzentgelten, Abgaben, Umlagen und Steuern oder durch eine Energy-Sharing-Prämie für direkt genutzte Mengen. Ebenso wichtig sind schlanke Prozesse: standardisierte Verträge, einfache Abrechnung sowie ein Abbau bürokratischer Hürden, insbesondere für kleine Projekte und Quartierslösungen.\r\nAuf diese Weise kann Energy Sharing Netze entlasten, Kosten senken und die breite Beteiligung vieler Akteure an einer dezentralen, klimaneutralen Energieversorgung ermöglichen.\r\n3.6 Netzanschluss – Vereinheitlichung, Digitalisierung und Beschleunigung\r\nDer Netzanschluss ist der Flaschenhals der Energiewende. Insbesondere fehlen Informationen darüber, wo Netzanschlusskapazität besteht und in welcher Höhe diese verfügbar ist. Dies führt zu mehrfacher Antragstellung an verschiedenen Projektorten, die wertvolle Kapazitäten auf beiden Seiten bindet. Um geeignete Projektstandorte schneller zu identifizieren, sollte die verfügbare Anschlusskapazität an den Netzknoten digital transparent einsehbar sein. Diese würde die Kapazitäten auf beiden Seiten bündeln und zu einem effizienteren Netzanschlussverfahren führen. Ein diskriminierungsfreies gesetzliches Verfahren zur Ermittlung der verfügbaren Netzkapazität kann darüber hinaus Abhilfe schaffen. Eine darüberhinausgehende Digitalisierung im Netzanschlussverfahren, insbesondere auf Verteilernetzebene, ist im Sinne der Reduktion von Zeit- und Kostenaufwendungen längst überfällig.\r\n8 von 13\r\nEine gemeinsame digitale Plattform der Netzbetreiber ist hierbei zu forcieren. Als Grundlage der gesetzlichen Anpassungen empfehlen wir die angestrebte EnWG-Novelle von November 2024 (§ 17a-c EnWG-E-Alt).\r\nAuch die je nach Netzbetreiber unterschiedlichen Anforderungen und Abläufe verkomplizieren und verzögern den Anschluss unnötig. Ein höherer Grad der Vereinheitlichung der technischen Anschlussbedingungen, der Abläufe und der Antragsformate wäre hier deutlich zu begrüßen. Das derzeitige Netzanschlussverfahren für Speicher ist durch hohe Rechtsunsicherheit geprägt. Nach neusten Entwicklungen ist für Energiespeicher das Verfahren für Erzeuger und für Verbraucher anwendbar. Eine Anlage wird künstlich in Bezug und Einspeisung getrennt und somit zu zwei Verfahren gedrängt. Dies muss enden. Es braucht an dieser Stelle ein Netzanschlussverfahren, das Energiespeicher diskriminierungsfrei anschließt. Das Angebot passgenauer Formulare für Energiespeicher durch den Netzbetreiber, die Einspeisung und Bezug gleichermaßen berücksichtigen, ist dringend erforderlich. Dies ist bislang nicht uneingeschränkt der Fall. Für das Netzanschlussverfahren braucht es weiterhin verbindliche Rückmeldefristen zum Verfahrensstand. Nach Ablauf von acht Wochen sollte das Prüfergebnis feststehen. Für die Einhaltung der Verfahrensschritte durch den Netzbetreiber sollte ein Anreizmechanismus entwickelt werden.\r\nUm ein möglichst zügiges und reibungsfreies Netzanschlussverfahren zu gewährleisten, sollte ein bundeseinheitlicher Reservierungsmechanismus entwickelt werden, der in einer Netzanschlussreservierung mündet. Dieses Verfahren sollte im Einklang mit anderen Genehmigungsverfahren durchgeführt werden. Der Gesetzgeber sollte in Zusammenarbeit mit der Branche einheitliche und diskriminierungsfreie Anforderungen festlegen, welche die technologiespezifischen Genehmigungs- und Projektierungsprozesse praxistauglich abbilden.\r\n3.7 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten und flexible Netzanschlüsse\r\nDie Überbauung von Netzverknüpfungspunkten ist eine schnelle, einfache und kosteneffiziente Möglichkeit, um die bestehende Netzinfrastruktur besser auszulasten und die Netzausbaukosten zu verringern. Insbesondere die Kombination von Wind-, PV- und Energiespeicheranlagen an einem Netzverknüpfungspunkt bietet große Potenziale, die bestehende Netzinfrastruktur besser auszulasten und Kosten zu senken.\r\nUm dies umzusetzen, braucht es eine Novellierung der Regelungen in EnWG und EEG mit dem Ziel, die „Kann“-Regelung in ein grundsätzliches Recht auf Überbauung umzuwandeln. Bislang zeigt sich, dass einige Netzbetreiber Überbauungsprojekte unter Berufung auf die Freiwilligkeit nach § 8a Abs. 1 EEG kategorisch ablehnen. Dies kann nicht im Sinne des Gesetzgebers sein. Netzbetreiber sollten die Überbauung nur in begründeten Ausnahmefällen ablehnen können.\r\nFlexible Netzanschlussverträge nach § 8a EEG und § 17 Abs. 2b EnWG sind grundsätzlich im Sinne der Schaffung weiterer Anschlussmöglichkeiten. Im Sinne einer gleichberechtigten Ausgestaltung zwischen Anschlussnehmern und Netzbetreibern braucht es jedoch weitere grundsätzliche Leitplanken für den Regelungsgehalt. In der Realität zeigt sich, dass die Verträge oft mit überbordenden und viel zu pauschalen Anforderungen einhergehen, die den Anlagenbetreiber zu stark einschränken und über die Notwendigkeiten der Flexibilität in der lokalen Ausgestaltung der\r\n9 von 13\r\nNetzanschlussverträge je nach Netzsituation hinausgehen. Lerneffekte mit dem neuen Instrument allein werden an dieser Stelle erwartbar nicht ausreichen.\r\n3.8 Netzentgelte\r\nDerzeit sind Stromspeicher bei Inbetriebnahme bis August 2029 von Netzentgelten für 20 Jahre befreit. Diese Regelung ist Ausdruck der besonderen Rolle der Stromspeicher im Gesamtsystem. Speicher erzeugen nicht nur positive volkswirtschaftliche Effekte, sie erhöhen auch die Resilienz des Gesamtsystems. Eine im Rahmen der AgNes neu entwickelte, allgemeine Netzentgeltsystematik muss Speichern bei systemdienlicher Fahrweise weiterhin die Möglichkeit der Reduzierung von Netzentgelten auf null ermöglichen.\r\n3.9 Baukostenzuschuss – Investitionshindernis und Ungleichbehandlung\r\nWährend Verbraucher einen Baukostenzuschuss (BKZ) zu leisten haben, sind Erzeugungsanlagen bisher davon befreit. Stromspeicher werden nach neusten Entscheidungen vom BGH nun als beides, aber getrennt betrachtet. Der BKZ als Netzausbauentgelt wird damit leider zum Investitionshindernis für viele Stromspeicher, die im Kontext von Windenergieanlagen geplant werden. Um insbesondere die Marktintegration von Erneuerbaren nicht zu gefährden, braucht es Erleichterungen beim BKZ für verschiedene Rollen der Stromspeicher.\r\nDer BGH hat in seiner Entscheidung zum BKZ (EnVR 1/24) die Möglichkeit eröffnet, dass bei entsprechender Fahrweise eine Reduzierung des BKZ auf null möglich ist. Diese Möglichkeit muss real nutzbar sein.\r\nDie Verbände fordern deshalb die Bundesnetzagentur auf, jetzt schnell Verantwortung zu übernehmen und gemeinsam mit allen Beteiligten eine rechtssichere und praktikable Lösung zu erarbeiten.\r\nZudem fordern wir eine gesetzliche Festschreibung der Reduktionsmöglichkeit des BKZ bei Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach § 17 Abs. 2b EnWG oder § 8a EEG. Dies ist insbesondere geboten bei Anwendungsfällen, in denen der Bedarf an zusätzlicher Netzanschlusskapazität durch Überbauung reduziert wird oder Leitplanken zur Fahrweise der Anlage festgelegt werden.\r\nVerlangt der Netzbetreiber einen BKZ, sollte dieser in der Pflicht stehen, den notwendigen Ausbau, der durch den Anschluss der Anlage erforderlich wird und nicht bereits über die Netzanschlusskosten getragen wird, nachzuweisen. Dies ist auch im Sinne eines kosteneffizienten Stromsystems.\r\n3.10 Stromsteuer\r\nUm die Nutzung von Windenergie in den Sektoren Wärme und Mobilität noch weiter anzureizen, sind die oben beschriebene Netzentgeltreform sowie die weitere Verbreitung von dynamischen Stromtarifen unerlässlich. Solange Netzentgelte noch Fixkosten darstellen, wird eine systemdienliche, lastvariable Fahrweise wirtschaftlich verhindert. Stattdessen muss gelten: Wind-Wärme-Speicher und Elektrolyseure sollen genau dann günstigen Strom beziehen können, wenn die Einspeisung der Windparks hoch ist. Vor diesem Hintergrund unterstützen die Verbände das Vorhaben aus dem Koalitionsvertrag, die Stromsteuer auf den EU-Mindestsatz von 0,05 Cent/kWh zu senken.\r\n10 von 13\r\n3.11 Novellierung der Innovationsausschreibungsverordnung\r\nDie Innovationsausschreibungsverordnung (InnAusV) soll technische Innovationen anreizen und ihnen eine Investitionssicherheit gewährleisten. Im Rahmen der Innovationsausschreibungen sind technische Lösungen für Wind-Energiespeicher-Kombinationen neben den ebenfalls wichtigen PV-Energiespeicher-Kombinationen noch nicht wettbewerbsfähig.\r\nZur Stärkung der technischen Innovationen und der Flexibilität der Einspeisung von erneuerbarem Strom müssen auch Wind-Speicher-Kombinationen förderfähig werden. Dafür fordern wir eine technologiespezifische Trennung für PV-Energiespeicher- und Wind-Energiespeicher-Kombinationen mit jeweils angepassten Höchstwerten. Die Folgen wären ein stabileres Gesamtsystem, eine Senkung der volkswirtschaftlichen Kosten und eine Reduktion der Redispatch-Maßnahmen. Um den größtmöglichen Nutzen für das Gesamtsystem darzustellen, muss zudem im Zuge der Einführung der Abgrenzungsoption nach § 19 Abs. 3 EEG der Bezug von Netzstrom auch in der InnAusV ermöglicht werden. Dafür müssen die entsprechenden Abschnitte in § 2 Abs. 1b, § 13 Abs. 4 und 5 InnAusV geändert werden.\r\n3.12 Festlegung zur Abgrenzungsoption\r\nWir begrüßen ausdrücklich die im Zuge der vergangenen Legislaturperiode in § 19 EEG eingefügte Abgrenzungsoption. Bisher bremste das Ausschließlichkeitsprinzip den Hochlauf von Energiespeichern in Co-Location an Windenergieanlagen deutlich aus. Die Umsetzung muss nun schnell erfolgen und die Bundesnetzagentur muss schnellstmöglich die Festlegung zum Messkonzept liefern. Nur so kann der Anlagenbetrieb in Co-Location vollständig flexibel erfolgen. Eine Multimarktoptimierung von Stromspeichern ermöglicht die schnellere Integration von Grünstrom und trägt zum Hochlauf von Flexibilität an Windenergieanlagen sowie preisgünstigerem Strom bei. Nur mit einem passenden Ansatz für das Messkonzept, kann garantiert werden, dass der Wille des Gesetzgebers tatsächlich auch in die Tat umgesetzt wird. Ganz nach dem Motto: So viel Aufwand wie nötig, so wenig Aufwand wie möglich.\r\n11 von 13\r\n4 Bürokratieabbau und Schnelligkeit\r\n4.1 Genehmigungsbehörden müssen Projekt-Ermöglicher werden\r\nIm Bauplanungsrecht wird durch bundesländerverschiedene Auslegungen des § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB leider eine Privilegierung zum Bauen im Außenbereich für Stromspeicher immer häufiger verhindert. Zur Klärung dieser Rechtsunsicherheit, die sich insbesondere bei Investoren äußert, muss eine eindeutige Außenbereichsprivilegierung für Stromspeicher in § 35 Abs. 1 BauGB verankert werden, um die Flächensicherung zu erleichtern und Stromspeicher entsprechend der Bedeutung fürs Gesamtsystem zu priorisieren. Dies schafft auch für räumlich gebündelte Anlagenkombinationen aus Windenergie und Stromspeichern rechtliche Klarheit an dieser Stelle.\r\nKonkret: Der § 35 Abs. 1 BauGB sollte daher um eine neue Nr. 10 ergänzt werden: „(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es […] 10. der Energiespeicherung durch eine Energiespeicheranlage nach § 3 Nummer 15d EnWG oder eine Wärmespeicheranlage nach § 3 Absatz 1 Nummer 21 Wärmeplanungsgesetz (WPG) dient, […]“\r\n4.2 Brand- und Wasserschutz\r\nFür Vorgaben im Brand- und Wasserschutz braucht es dringend einen stärkeren Einbezug der Branchenexpertise, um den Stand der Technik adäquat zu berücksichtigen. Lokale Entscheidungsträger*innen in den Verwaltungen und Behörden sind hier oft überfordert, Anforderungen zu entwickeln, die praxistauglich und tatsächlich im Sinne der Schutzzielerreichung sind, ohne dabei die Projektumsetzung unnötig auszubremsen.\r\n4.3 Grundbucheinsicht\r\nDie für Solar- und Windenergieanlagen geltenden Regeln zur vereinfachten Grundbucheinsicht sollten auch für Energiespeicheranlagen und dazugehörige Nebenanlagen gelten, um rechtssichere und effiziente Planungsprozesse zu ermöglichen. Hierfür ist eine Anpassung des § 43a Grundbuchordnung nötig. Diese kann ohne Bundestagsbeschluss als Verordnung mit Zustimmung des Bundesrates beschlossen werden.\r\n4.4 Überragendes öffentliches Interesse, Abwägungsvorrang und Netzanschlussvorrang\r\nGemäß § 8 Abs. 1 EEG müssen Netzbetreiber EE-Erzeugungsanlagen „unverzüglich vorrangig“ anschließen. Bei Energiespeichern wiederum kann nach drei verschiedenen Regularien angeschlossen werden: Nach § 8 EEG („Grünstromspeicher“), nach §§ 3,4 KraftNAV oder nach § 17 EnWG.\r\n12 von 13\r\nInsbesondere die Anschlüsse nach EnWG und KraftNAV stellen in der Praxis eine Herausforderung dar, da Energiespeicher hierbei mit verschiedenen anderen Netzanschlusspetenten in Konkurrenz stehen.\r\nDas überragende öffentliche Interesse in § 11c EnWG stellt Energiespeicher zumindest mit Anlagen nach EEG gleich, doch bisher fehlt der Abwägungsvorrang in den Verfahren nach EnWG und KraftNAV. Dieser soll nach aktueller EnWG-Novelle kommen und wird dringend erwartet. Wir begrüßen die Angleichung. Denn damit wird der Bedeutung und Notwendigkeit der Energiespeicher für ein Stromsystem der Zukunft Ausdruck verliehen.\r\nZur konkreten Ausgestaltung des überragenden öffentlichen Interesses sollte der in § 17 Abs. 2a EnWG geregelte Netzanschlussvorrang zumindest gegenüber anderen Netzanschlusspetenten nach § 17 EnWG geregelt werden. Die derzeitige Trennung einer Anlage in zwei Netzanschlussverfahren (KraftNAV und § 17 EnWG) führt zu einer Doppelbelastung im Netzanschlussverfahren. Um dies zu beseitigen, müssen Energiespeicher, die als Erzeugungsanlage nach KraftNAV privilegiert sind, auch anderen Verbrauchern ggü. privilegiert werden, um ihren Anspruch als einheitliche Anlage zu verdeutlichen und im Rahmen des Netzanschlussverfahrens auch sicher eine Berücksichtigung der Verbrauchsseite stattfindet.\r\nFür jegliche Co-Location-Konstellation ergeben sich somit drei Netzanschlussverfahren mit unterschiedlichen Anforderungen und Fristen, die zu weiterer Bürokratie führen und den Hochlauf ausbremsen. Um hier Abhilfe zu schaffen, braucht es eine Umsetzung dieser Netzanschlussrangfolge.\r\n13 von 13\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nBVES Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\nOranienburger Str. 15\r\n10829 Berlin\r\n10178 Berlin\r\n030 21234121 0\r\n030 54610630\r\ninfo@wind-energie.de\r\ninfo@bves.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nwww.bves.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002833 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BVES finden Sie hier.\r\nAnsprechpersonen\r\nBeatrice Schulz | Geschäftsleitung Technologien/Märkte (BVES) | b.schulz@bves.de\r\nJanna Hilger | Fachreferentin Planung/Genehmigung/Länderkoordination (BWE) | j.hilger@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nLennart Freese | Referent Recht (BVES)\r\nKristina Hermann | Abteilungsleiterin Facharbeit (BWE)\r\nJanna Hilger | Fachreferentin Planung/Genehmigung/Länderkoordination (BWE)\r\nGerrit Lühring | Leiter Systeminfrastruktur/Großspeicher, Abteilung Technologien/Märkte (BVES)\r\nBeatrice Schulz | Geschäftsleitung Technologien/Märkte (BVES)\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze (BWE)\r\nDatum\r\n10. Oktober 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022079","regulatoryProjectTitle":"Mail an BMWE zur anstehenden BauGB-Novelle - zentrale Punkte aus Sicht des BWE","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/31/3a/684458/Stellungnahme-Gutachten-SG2601210007.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Von: BWE Justiziariat\r\nAn:\r\nCc: BWE Justiziariat\r\nBetreff: BWE Justiziariat: BauGB Forderungen\r\nDatum: Donnerstag, 11. Dezember 2025 15:40:00\r\nAnlagen: image001.png\r\nimage002.png\r\nimage003.png\r\nimage004.png\r\nLiebes Referat IIIB6,\r\nwie angekündigt übermitteln wir Ihnen gerne die aus Sicht des BWE zentralen Punkte für\r\ndie angekündigte Novelle des BauGB:\r\n1. Behindernde Plansicherungsinstrumente aussetzen und neue streichen\r\nEs besteht weiterhin die Möglichkeit für Gemeinden, Windenergievorhaben durch\r\ndie Nutzung von Plansicherungsinstrumenten in Form einer sog.\r\nVeränderungssperre und durch Zurückstellung von Baugesuchen zu verhindern.\r\nDies ist aktuell leider immer noch gängige Praxis. In Abwägung mit dem Interesse an\r\neinem beschleunigten Windenergieausbau nicht gerechtfertigt ist, dass mithilfe der\r\ngenannten Instrumente Planungen der Gemeinde über Jahre hinaus abgesichert\r\nwerden und der Windenergieausbau damit erheblich verzögert wird.\r\nDer BWE schlägt die Ergänzung des § 14 Absatz 4 Satz 2 und des § 15 Absatz 2 Satz 2\r\nBauGB sowie die Streichung des § 15 Absatz 3 BauGB zur Aussetzung der\r\nVorschriften über die Veränderungssperre und die Zurückstellung von Baugesuchen\r\nfür Gebiete, die für die Nutzung der Windenergie (Vorrang- oder Eignungsgebiet) als\r\nZiel der Raumordnung ausgewiesen sind, vor.\r\nKonkrete Gesetzesvorschläge: Seite 18 f.\r\nDieser Punkt wurde bereits in vergangener Legislaturperiode in der BauGB Novelle\r\nadressiert und sollte erneut aufgenommen werden (vgl. Drucksache 20/13091,\r\nS.29).\r\n2. Aussetzen entgegenstehender Bauleitplanung bis zu deren Anpassung\r\nAuch jahrelange Blockaden der Regionalplanung für Windenergie durch eine\r\nverzögerte Anpassung der Bauleitplanung, die weiterhin WEA entgegenstehen,\r\nmüssen endlich unterbunden werden. Sofern die Regionalplanung ein Gebiet für die\r\nWindenergie ausgewiesen hat, muss eine etwaige entgegenstehende Bauleitplanung\r\ninsoweit bis zur entsprechenden Anpassung sofort ihre Wirkung verlieren. Auch\r\nhierzu haben wir bereits Vorschläge zur Änderung des § 1 Absatz 4 BauGB vorgelegt.\r\nKonkreter Gesetzesvorschlag: Seite 19 f.\r\nAuch dieser Punkt wurde in vergangener Legislaturperiode in der BauGB Novelle\r\nadressiert und sollte erneut aufgenommen werden (vgl. (Drucksache 20/13091,\r\nS.29).\r\n3. Auslegungsprobleme beim Begriff „Grundzüge der Planung“ beseitigen\r\n§ 245e Absatz 3 BauGB bzw. § 249 Absatz 3 BauGB enthalten zusätzliche\r\nErleichterungen für das Repowering von Bestandsanlagen. Im Falle des § 245e\r\nAbsatz 3 BauGB steht diese Sonderregelung unter dem Vorbehalt, dass die\r\nGrundzüge der Planung durch die Zulassung des Repoweringvorhabens nicht\r\nberührt werden dürfen. Die Auslegung des Begriffs der „Grundzüge der Planung“\r\nsorgt in der Praxis für erhebliche Rechtsunsicherheit.\r\n1. Vorschlag: Streichung der Passage „Grundzüge der Planung“\r\nAlternativvorschlag: Konkretisierung der „Grundzüge der Planung“\r\nKonkret: Ergänzung des § 245e Absatz 3 BauGB (neuer Text in fett):\r\n„Die in Absatz 1 Satz 1 genannten Rechtswirkungen gemäß § 35\r\nAbsatz 3 Satz 3 können Vorhaben im Sinne des § 16b Absatz 1 und 2\r\ndes Bundes-Immissionsschutzgesetzes in der Fassung der\r\nBekanntmachung vom 17. Mai 2013 (BGBl. I S. 1274; 2021 I S. 123),\r\ndas zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 24. September 2021\r\n(BGBl. I S. 4458) geändert worden ist, nicht entgegengehalten\r\nwerden, es sei denn, die Grundzüge der Planung werden berührt.\r\nDies gilt nicht, wenn das Vorhaben in einem Natura 2000-Gebiet im\r\nSinne des § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nvom 29. Juli 2009 (BGBl. I S. 2542), das zuletzt durch Artikel 1 des\r\nGesetzes vom 18. August 2021 (BGBl. I S. 3908) geändert worden ist,\r\noder in einem Naturschutzgebiet im Sinne des § 23 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes verwirklicht werden soll. Von der\r\nWahrung der Grundzüge der bisherigen Planung ist auszugehen,\r\nwenn der Plan mit den Rechtswirkungen gemäß § 35 Absatz 3\r\nSatz 3 an dem Standort des Vorhabens im Sinne des § 16b Absatz\r\n1 und 2 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes in der Fassung\r\nder Bekanntmachung vom 17. Mai 2013 (BGBl. I S. 1274; 2021 I S.\r\n123), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 24. September\r\n2021 (BGBl. I S. 4458) geändert worden ist, kein Gebiet für mit der\r\nWindenergie unvereinbare Nutzungen oder Funktionen festlegt.“\r\nIn diesem Zusammenhang regt der BWE zudem an, auch die „Grundzüge der\r\nPlanung“ in § 31 Absatz 2 BauGB zu streichen. Die ausdrückliche Nennung der\r\nerneuerbaren Energien als Befreiungsgrund in § 31 Absatz 2 Nr. 1 BauGB kann nicht\r\ndie gewünschte Wirkung entfalten, weil die Einschränkung durch den unbestimmten\r\nRechtsbegriff der „Grundzüge der Planung“ auch hier zu erheblichen Unsicherheiten\r\nin der Praxis führt.\r\n4. Angleichung der §§ 245e Absatz 3 und 249 Absatz 3 BauGB an die Repowering-\r\nDefinition des § 16b BImSchG (5H und 48 Monate)\r\nDurch die erfolgte Änderung des BImSchG sollte auch eine Anpassung der §§ 245e\r\nund 249 BauGB (jeweils im Absatz 3) an die neue Fassung des § 16b BImSchG\r\nerfolgen. Hierfür wird die Verankerung eines dynamischen Verweises vorgeschlagen,\r\nso sind auch etwaige weitere künftige Änderungen eingeschlossen. Die neuen\r\nAbstandsregelungen (5H Abstand zur Altanlage möglich) sowie die Zeitvorgabe von\r\n48 Monaten sollten auch auf die bauplanungsrechtlichen Erleichterungen\r\nAnwendung finden. Anderenfalls würde die anstehende neue Regelung in § 16b\r\nBImSchG in ihrem Anwendungsbereich unangemessen beschränkt werden.\r\nKonkreter Gesetzesvorschlag: Seite 29 f.\r\n5. Problem der Bauhöhenbeschränkung und veralteten Baufenster beheben\r\nIn Bebauungsplänen können Bauhöhenbeschränkungen nach § 9 Absatz 1 Nr. 1\r\nBauGB i.V.m. §§ 16 Absatz 3 Nr. 2, 18 BauNVO und in Flächennutzungsplänen nach §\r\n5 Absatz 2 Nr. 1 BauGB i.V.m. §§ 16 Absatz 1, 18 BauNVO festgesetzt werden. Auf der\r\nEbene der Raumordnung erfolgt – wenn auch seltener – die Festlegung von\r\nBauhöhenbeschränkungen über Ziele oder Grundsätze der Regionalplanung\r\nIm Sinne einer konsequenten Umsetzung und Weiterführung von § 2 EEG sind\r\nHöhenbeschränkungen für bauliche Anlagen und alte Baufenster durch Änderung in\r\n§ 249 BauGB mit Geltung auch für Bestandspläne aufzuheben.\r\nKonkreter Gesetzesvorschlag: Seite 25 f.\r\nAlternativvorschlag: Seite 26 f.\r\n6. Alte Baufenster und Höhenbegrenzungen sowie Länderabstandsklauseln\r\nzumindest für Repowering aussetzen\r\nSollte die Unzulässigkeit von Höhenbeschränkungen und die Abschaffung der\r\nLänderöffnungsklauseln nicht – vorzugswürdig – allgemein festgeschrieben werden,\r\ndann sollte dies unbedingt zumindest für Repowering festgeschrieben werden.\r\nKonkreter Gesetzesvorschlag: Seite 30 f.\r\n7. Hinderliche Beschränkungen der isolierten Positivplanung beseitigen\r\nDie Regelung könnte ohne Beschränkung deutlich besser für die weitere\r\nFlächenbereitstellung genutzt werden. Eine Beschränkung der\r\nPlanungsmöglichkeiten ist auch vor dem Hintergrund nicht verständlich, dass hier\r\ndieselbe Planungsträgerin von ihrem eigenen Plankonzept abweicht, also ihren\r\nPlanungswillen verwirklicht. Es gibt kein tragendes Einschränkungsbedürfnis, daher\r\nsollte die Beschränkung aufgehoben werden.\r\nKonkreter Gesetzesvorschlag: Seite 15\r\n8. Festschreibung einer Rotor-Out-Regelung\r\nAnstelle der im WindBG vorgesehenen teilweisen Anrechnung der Rotor-In-Fläche\r\nzum Flächenbeitragswert und der weiterhin komplizierten Erfassung per GIS und\r\nAbschlagsrechnung, fordert der BWE unbedingt die Aufnahme der gesetzlichen\r\nFeststellung, dass die Windenergiegebietsgrenzen mit der Mastfußmitte innerhalb\r\ndes Gebietes eingehalten sind, also überall Rotor-Out gilt.\r\nZusätzlich ist unbedingt festzuschreiben, dass diese Regelung auch für bestehende\r\nRegional- und Flächennutzungspläne gilt. Nur so ist zu vermeiden, dass durch\r\nweitere jahrelange Unsicherheiten die Nutzbarkeit bestehender Gebiete in Regionalund\r\nFlächennutzungsplänen stark eingeschränkt und teilweise sogar zu\r\nbedeutenden Teilen ausgeschlossen wird.\r\nKonkreter Gesetzesvorschlag: Seite 22\r\n9. Länderabstandsklauseln abschaffen\r\nZudem fordert der BWE weiterhin pauschale Länderabstandsklauseln als weitere\r\nkünstliche Flächenbeschränkung großen Ausmaßes abzuschaffen.\r\nMindestabstände zur Wohnbebauung sind ein wesentlicher Faktor, der\r\neinschränkend auf die zur Verfügung stehende Flächenkulisse wirkt. Der BWE\r\nfordert, den § 249 Absatz 9 BauGB sowohl in der aktuellen, der vorherigen Fassung,\r\nals auch der vor dem 14. August 2020 geltenden Fassung (Nutzung der\r\nLänderöffnungsklausel bis 31. Dezember 2015) unverzüglich und ohne\r\nÜbergangsvorschrift mit sofortiger Wirkung aufzuheben. Bereit erlassene\r\nLänderregelungen sind so ohne weitere Vollzugsschritte mit Inkrafttreten der\r\nAufhebung nicht mehr anzuwenden.\r\nKonkreter Gesetzesvorschlag: Seite 23\r\nWeitere Anmerkung zu Beschleunigungsgebieten:\r\nIm letzten Austauschtermin wurde seitens der Verbände auf ein aktuelles Problem\r\nhingewiesen: Für die Ausweisung von Beschleunigungsgebieten bestehen weder zeitliche\r\nVorgaben noch Sanktionsmechanismen bei einer unterlassenen oder verspäteten\r\nAusweisung. So können Planungen lange vor sich hingetrieben werden. Dies birgt die\r\nGefahr, dass Projektierer weiterhin eigene Kartierungen und gegebenenfalls UVPPrüfungen\r\ndurchführen müssen. Der Anwendungsbereich von § 6b WindBG läuft –\r\nunabhängig von den Bestandsbeschleunigungsgebieten – faktisch leer. Der BWE regt\r\ndaher die Einführung einer verbindlichen gesetzlichen Frist für den Abschluss der\r\nAusweisung von Beschleunigungsgebieten sowie geeigneter Folgen bei Nichteinhaltung\r\nan, um eine neue Regulierungslücke zu vermeiden.\r\nFür Rückfragen stehen wir gerne zur Verfügung.\r\nHerzliche Grüße und weiterhin eine schöne Adventszeit!\r\nIhr Justiziariat\r\nElisabeth Görke\r\n–––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––\r\nBundesverband WindEnergie e.V. (BWE) / German Wind Energy Association\r\nEuref-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nPhiline Derouiche (Leiterin) +49 30 / 212341-131\r\nLilien Böhl (Justiziain) +49 30 / 212341-128\r\nElisabeth Görke (Justiziarin) +49 30 / 212341-137\r\nLaura Sophie Hemper (Justiziarin) +49 30/ 212341-132\r\nHannes Moser (Justiziar) +49 30/ 212341-125\r\njustiziariat@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nFolgen Sie uns auf:\r\nRechtsform: Eingetragen im Vereinsregister Berlin-Charlottenburg: VR 27538, Präsidentin: Bärbel Heidebroek\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des\r\nDeutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie\r\nhier.\r\n–––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-12-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022080","regulatoryProjectTitle":"Stellungnahme zum RefE Infrastruktur-Zukunftsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3f/fc/684460/Stellungnahme-Gutachten-SG2601210008.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nInfrastruktur-Zukunftsgesetz\r\nReferentenentwurf vom Bundesministerium für Verkehr vom 12.12.2025\r\nDezember 2025\r\n2 von 7\r\nInhalt\r\n1 Vorbemerkung............................................................................................................ 3\r\n2 Das Wichtigste in Kürze .............................................................................................. 3\r\n3 Hinweise zur Eingriffsregelung .................................................................................... 4\r\n4 Hinweise zu Beschleunigungsgebieten ........................................................................ 5\r\n5 Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ................................ 6\r\n3 von 7\r\n1 Vorbemerkung\r\nDie Verbändebeteiligung dieses Gesetzentwurfs startete am Freitag, den 12.12.2025 um 15.32 Uhr mit einer Frist über das Wochenende bis Montag, 15.12. 10 Uhr. Diese kurze Frist ist nicht akzeptabel. Eine Verbändebeteiligung über das Wochenende ist unangemessen. Der angekündigte Kabinettstermin bereits zwei Tage später signalisiert, dass es keine Änderung mehr an dem Referentenentwurf geben wird. Die Beteiligung der Verbände ist demnach nur eine pro forma-Beteiligung ohne Konsequenzen. Eine gründliche Analyse sowie eine interne Konsultation im Verband sind auf diese Weise unmöglich. Die Bundesregierung verzichtet damit ohne Not darauf, wichtiges Expertenwissen und Praxiserfahrungen in den Gesetzgebungsprozess einfließen zu lassen. Dies führt bei zunehmend komplexer werdenden Gesetzen zu Fehlern und Fehleinschätzungen bei den Praxisauswirkungen. Wir kritisieren diesen kurzen Prozess aufs Schärfste und äußern uns daher an diese Stelle nur in verkürzter Form.\r\n2 Das Wichtigste in Kürze\r\nWir begrüßen:\r\n•\r\ndie Einführung der Wahlmöglichkeit zwischen tatsächlichen Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen oder der Zahlung eines Ersatzgeldes.\r\nWir regen an:\r\n•\r\ndass Realkompensationen weiterhin einen wichtigen Stellenwert einnehmen und dort, wo möglich, durchgeführt werden sollten.\r\n•\r\ndie maßvolle Ausgestaltung der Ausgleichszahlungen.\r\n•\r\ndie Verankerung von festen Fristen für die Ausweisung bzw. Umwidmung von Beschleunigungsgebieten.\r\n•\r\ndie Änderung der Schwellenwerte für die Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung für den erleichterten und beschleunigten Ausbau von Verteilnetzen.\r\n4 von 7\r\n3 Hinweise zur Eingriffsregelung\r\nMit der Schaffung einer Wahmöglichkeit der Zahlung als gleichrangige Option zu Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen durch den neuen § 15 Absatz 6a BNatSchG wird insbesondere dort, wo sich die Flächensicherung als zeitlich und finanziell herausfordernd gestaltet, eine Beschleunigung von Vorhaben erreicht.\r\nGrundsätzlich sehen wir die Eingriffsregelung als ein bewährtes Instrument, für das auch weiterhin in der Regel Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen ergriffen werden, da diese positiv auf die Akzeptanz von Windenergievorhaben wirken können.\r\nWo Flächen nicht in vollem Maße ausreichend zur Verfügung stehen oder gesichert werden können, sollen anteilige Kompensationen möglich gemacht werden (reale Kompensationsmaßnahmen, soweit vom Vorhabenträger gewünscht und realisierbar, Zahlung des verbleibenden Restumfangs von Kompensationsmaßnahmen).\r\nMit dieser “Mischform” wer es möglich, anteilig Ausgleichs-und Ersatzmaßnahmen zu ermöglichen. Die Kosten für die tatsächlich umgesetzten Maßnahmen müssen anschließend von der Summe des Ersatzgeldes abgezogen werden.\r\nZiel sollte es sein, das BMUKN finanziell so zu unterstützen, dass ein angemessener Ausgleich der ausgebliebenen Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen an anderer Stelle kompensiert werden kann. Gleichzeitig bedarf es Augenmaß bei der Berechnung der Höhe der Ausgleichszahlung und eine angemessene Frist für die Verbändebeteiligung zur Überarbeitung der Bundeskompensationsverordnung.\r\nDer vorrangige reale Ausgleich findet derzeit oftmals in kleinteiligen und unzusammenhängenden Flächen mit wenig Wert für den Erhalt der Biodiversität statt. Bei Ersatzgeldzahlungen werden die Mittel häufig spät und unsystematisch verausgabt. Um den vernetzten Naturschutz zu stärken und großräumig arrondierte Gebiete zu schaffen, können mit dem vorliegenden Regelungsentwurf künftig Flächen für den Umwelt- und Artenschutz und die Qualität von Maßnahmen gesichert werden. Es wird die Möglichkeit geschaffen, einen zusammenhängenden länderübergreifenden Biotopverbund als Vorrangfläche zu definieren. Dafür sollte die Bundesregierung ein Naturflächenbedarfsgesetz auf den Weg bringen.\r\n5 von 7\r\n4 Hinweise zu Beschleunigungsgebieten\r\nDie Erreichung der gesetzen Zubauziele der Europäischen Union und der Bundesrepublik Deutschland ist im Hinblick auf Erneuerbare Energien insbesondere in Bezug auf Windenergie an Land auf die verbindliche Ausweisung von Beschleunigungsgebieten im Sinne des § 28 ROG angewiesen.\r\nDamit Windvorranggebiete im vorgesehenen Umfang tatsächlich zu Beschleunigungsgebieten erklärt werden, muss eine verbindliche Frist eingeführt werden. Andernfalls können Planungen lange vor sich hingetrieben werden, was die Gefahr birgt, dass Projekterer*innen weiterhin eigene Kartierungen und sogar UVP-Prüfungen durchführen müssen. Damit läuft der Anwendungsbereich des § 6b WindBG – unabhängig von den Bestandsbeschleunigungsgebieten faktisch ins Leere. Der BWE regt daher die Einführung einer verbindlichen, gesetzlich verankerten Frist für die Einleitung des separaten Planungsverfahrens an. Ergänzend zur verbindlichen Frist der Ausweisung müssen bei Nichteinhaltung der Pflichten geeignete Sanktionen erfolgen, um eine neue Regulierungslücke zu vermeiden.\r\nVorschlag für eine Änderung des § 28 Absatz 5 ROG (Änderungen in fett):\r\n(5) „Die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet und die Aufstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen erfolgen im Rahmen des Planaufstellungsverfahrens zur Festlegung der Vorranggebiete für Windenergie. Wurden die Planaufstellungsverfahren vor dem 15. August 2025 förmlich eingeleitet, kann muss die erforderliche Ausweisung von Beschleunigungsgebieten und die Aufstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen ausnahmsweise in einem nachfolgenden, innerhalb von drei Monaten förmlich einzuleitenden separaten Planungsverfahren erfolgen; in diesem Fall sind § 7 Absatz 5, die §§ 8, 9 Absatz 5 und die §§ 10 und 11 für Raumordnungspläne entsprechend anzuwenden. Das separate Planungsverfahren ist mit einer Frist von sechs Monaten nach Einleitung abzuschließen.“\r\n6 von 7\r\n5 Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\nDie Verteilnetze spielen beim Voranschreiten der Energiewende und auf dem Weg Deutschlands zur Treibhausgasneutralität bis 2045 eine entscheidende Rolle. Der Anschluss von Erneuerbare Energien- Anlagen erfolgt zu weit überwiegenden Teilen auf Ebene des Verteilnetzes, also auf Mittel- oder Hoch-spannungsebene bis maximal 110 kV. Die bisherige Netzstruktur ist aber auf eine zentrale Erzeugung von Energie ausgelegt und steht mit der Dezentralisierung durch die Erneuerbaren Energien vor großen Herausforderungen. Die Änderung dient der Anhebung der Schwellenwerte für die Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung auf der 110 kV-Ebene. Die Planungs- und Genehmigungspraxis zeigt, dass Leitungsvorhaben unter 5 km regelmäßig nicht mit erheblichen Umweltauswirkungen einhergehen. Die Vorbereitung und Durchführung auch einer bloßen UVP-Vorprüfung hat belastete diese Vorhaben bisher zeitlich und finanziell enorm belastet, ohne dass die Prüfung zu einem wesentlichen Erkenntnisgewinn beitrug.\r\nDie Änderung ist mit den europarechtlichen Verpflichtungen der Bundesrepublik Deutschland vereinbar, da für Leitungsanlagen mit einer Nennspannung von weniger als 200 kV nach den Vorgaben der UVP-Richtlinie nicht zwingend eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist. Die Ausgestaltung etwaiger Prüfungen und Definition von Schwellenwerten obliegt damit allein den Mitgliedstaaten.\r\nDas Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung in der Fassung der Bekanntmachung vom 18. März 2021 (BGBl. I S. 540), das zuletzt durch Artikel 14 des Gesetzes vom 10. September 2021 (BGBl. I S. 4147) geändert worden ist, wird wie folgt geändert:\r\n1.\r\nAnlage 1 (Liste \"UVP-pflichtige Vorhaben\") wird wie folgt geändert:\r\n19.\r\nLeitungsanlagen und andere Anlagen\r\n19.1\r\nErrichtung und Betrieb einer Hochspannungsfreileitung im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes mit\r\n19.1.1\r\neiner Länge von mehr als 15 km und mit einer Nennspannung von 220 kV oder mehr,\r\nX\r\n19.1.2\r\neiner Länge von mehr als 15 km und mit einer Nennspannung von 110 kV bis zu 220 kV,\r\nA\r\n19.1.3\r\neiner Länge von 5 km bis 15 km und mit einer Nennspannung von 110 kV oder mehr,\r\nA\r\n19.1.4\r\neiner Länge von über 200 Metern und weniger als 510 km und einer Nennspannung von 110 kV oder mehr, wenn die Hochspannungsfreileitung in einem Natura 2000-Gebiet nach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegt\r\nS\r\n19.1.5\r\neiner Länge von bis zu 200 Metern und einer Nennspannung von 110 kV oder mehr, wenn die Hochspannungsfreileitung in einem Natura 2000-Gebiet nach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegt\r\nS\r\n7 von 7\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nAnsprechperson\r\nLukas Schnürpel | l.schnuerpel@wind-energie.de\r\nAutor*innen\r\nLukas Schnürpel\r\nCornelia Uschtrin\r\nLaura Sophie Hemper\r\nKristina Hermann\r\nDatum\r\n15. Dezember 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-12-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022081","regulatoryProjectTitle":"Kriterium Artikel 6 VO 2025/1176 NZIA Umsetzung in deutsches Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/28/3e/684462/Stellungnahme-Gutachten-SG2601210010.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Von: Philine Derouiche, Bundesverband WindEnergie e.V.\r\nAn:\r\nCc:\r\nBetreff: NZIA Fachgespräch: Artikel 6 Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristgerecht durchzuführen lit b) oder d)?\r\nDatum: Mittwoch, 12. November 2025 22:13:00\r\nAnlagen: image001.png\r\nimage002.png\r\nimage003.png\r\nimage004.jpg\r\nSehr geehrte\r\nich bin oft nur so schlau wie meine Kolleg*innen im Justiziariat und habe daher noch einmal nachgefragt,\r\nwarum wir uns gehen lit. b) des Art. 6 VO 2025/1176 „Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristgerecht\r\ndurchzuführen“ entschieden hatten (ich hatte nur noch die Entscheidungsgründe für d) präsent):\r\nProblemlage bzgl. lit b) :\r\nUnklarer Umfang der vorzulegenden Unterlagen:\r\nWas genau sind die Unterlagen, aus denen sich die Einhaltung der geltenden\r\nRechtsvorschriften ergeben?; „alle einschlägigen Genehmigungen“ sind dem Wortlaut nach\r\nnur ein Teil davon; „Unterlagen, aus denen die Einhaltung hervorgeht“ könnte jedes\r\nGutachten sein, dann wären Berge an Unterlagen zu übermitteln; die überdies schon von\r\nden entsprechenden Genehmigungsbehörden geprüft wurden; Doppelprüfungen vermeiden\r\nAnnexgenehmigungen womöglich als Problemfall:\r\nbisher muss nur die BImSch-Genehmigung - 4 Wochen vor Gebotstermin - vorgelegt werden\r\nnach § 36 Abs. 1 Nr. 1 EEG\r\nEs sind ggf. „alle einschlägigen Genehmigungen“ vorzulegen, also auch sog.\r\nAnnexgenehmigungen, welche von anderen Behörden als die BImSch-Behörde eingeholt\r\nwerden müssen\r\nHierunter fällt oftmals die Genehmigung für die Zuwegung oder ggf. auch die\r\nwasserrechtliche Genehmigung\r\nUnsere Mitglieder berichten regelmäßig bzw. verstärkt von Problemen mit den\r\nAnnexgenehmigungen, da es z.B. aufgrund von Unklarheiten über die Zuständigkeiten zu\r\nVerzögerungen bei der Erteilung kommen kann\r\nDaher ist ggf. mit Unsicherheiten behaftet, ob auch die Annexgenehmigungen – 4 Wochen\r\nvor Gebotstermin/zum Gebotstermin – vorliegen werden\r\nd) hingegen (Beschreibung des Projekts gemäß den Anforderungen der Auktionsspezifikationen) ist bereits\r\ndurch § 36 i. V. m. § 30 Abs. 1 Nr. 1, 2, 4, 6, 7 Angaben zur Bieterin, Energieträger, Gebotsmenge, Standort\r\nAnlagen, Übertragungsnetzbetreiber leicht zu erfüllen.\r\nBei Rückfragen steht Ihnen neben mir insbesondere auch mein Kollegin Lilien Böhl zur Verfügung (in cc).\r\nMit freundlichen Grüßen und bis morgen\r\nPhiline Derouiche\r\nSyndikusrechtsanwältin\r\nLeiterin Justiziariat\r\n–––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––\r\nBundesverband WindEnergie e.V. (BWE) / German Wind Energy Association\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nT +49 30 / 212341-131\r\nT +49 151 / 20363544\r\nF +49 30 / 212341-320\r\np.derouiche@wind-energie.de\r\nwww.wind-energie.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022172","regulatoryProjectTitle":"Informationen zur Umsetzung der RED III ins Deutsche Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/32/9c/686984/Stellungnahme-Gutachten-SG2601290003.pdf","pdfPageCount":27,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Informationspapier\r\n\r\n\r\nGesetz zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) für Windenergie an Land\r\nBedeutung der Neuregelungen im Bundes-Immissionsschutzgesetz, Wasserhaushaltsgesetz, Windenergieflächenbedarfsgesetz, Baugesetzbuch und Raumordnungsgesetz\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nSeptember 2025\r\n \r\nInhalt\r\n \r\n1\tEinleitung\t4\r\n2\tÜberblick\t5\r\n3\tBeschleunigungsgebiete im Raumordnungs- und Bauplanungsrecht\t5\r\n3.1\tWelche Gebiete gelten als Beschleunigungsgebiete?\t5\r\n3.2\tNeue Pflicht zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten – § 28 Absatz 2 ROG\t6\r\n3.3\tAusweisung von Beschleunigungsgebieten als Rechtsakte „sui generis“\t7\r\n3.4\tAusnahmefall der nachgelagerten Ausweisung von Beschleunigungsgebieten – § 28 Absatz 5 ROG\r\n.\t7\r\n3.5\tWegfall der Ausweisungspflicht bei Zielerreichung – § 28 Absatz 4 ROG\t8\r\n3.6\tFestlegung geeigneter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen auf Planungsebene – Anlage\r\n3 zu § 28 Absatz 4 Satz 3 ROG\t9\r\n3.6.1\tAnlage 3 Nummer I\t9\r\n3.6.2\tAnlage 3 Nummer II\t10\r\n3.7\tÜbersicht der unterschiedlichen Flächenkategorien\t11\r\n4\tGenehmigungserleichterungen in Bestands- und neuen Beschleunigungsgebieten\r\n– der neue § 6b WindBG\t11\r\n4.1\tAnwendungsbereich\t11\r\n4.2\tRechtfolge: Entfall von Prüfpflichten\t13\r\n4.3\tStattdessen: sog. Überprüfung der Umweltauswirkungen\t14\r\n4.3.1\tÜberprüfungsfrist\t14\r\n4.3.2\tZu beteiligende Behörden\t14\r\n4.3.3\tDatenanforderungen\t14\r\n4.3.4\tMaßnahmenvorschläge durch die Antragstellerin\t15\r\n4.3.5\tPrüfungsmaßstab\t16\r\n4.3.6\tUnabhängig des Überprüfungsergebnisses: stets Minderungsmaßnahmen für Fledermäuse\t16\r\n4.3.7\tKeine Umweltauswirkungen festgestellt: ggf. erforderliche Minderungsmaßnahmen\t17\r\n4.3.8\tUmweltauswirkungen festgestellt: Öffentlichkeitsbeteiligung und ggf. weitere Maßnahmen\t18\r\n4.3.9\tRechtsbehelfe gegen das Ergebnis der Überprüfung\t18\r\n4.4\tMaßnahmen nicht verfügbar oder Daten nicht vorhanden: Artenschutzabgabe\t18\r\n4.4.1\tWEA: Maßnahmen nicht verfügbar und Abregelung für Vögel oder Investitionskosten über\r\n17.00\tEuro\t19\r\n4.4.2\tWEA: Maßnahmen nicht verfügbar und keine Schutzmaßnahmen angeordnet\t19\r\n4.4.3\tWEA: keine Daten verfügbar\t19\r\n4.4.4\tEnergiespeicher: erforderliche Maßnahmen nicht verfügbar\t19\r\n4.4.5\tEnergiespeicher: keine Daten verfügbar\t19\r\n4.5\tGrafische Darstellung Genehmigungsverfahren nach § 6b WindBG\t20\r\n5\tGrafische Darstellung möglicher Genehmigungsverfahren\t21\r\n6\tNeue Verfahrensvorgaben für die BImSch-Genehmigung\t22\r\n6.1\t30/45-Tage-Frist für die Vollständigkeitsbestätigung – § 10a Absatz 4 BImSchG\t22\r\n6.2\tVerpflichtende elektronische Verfahrensführung ab 21. November 2025 – § 10a Absatz 5 BImSchG\r\n.\t22\r\n6.3\tGenehmigungsfristen für Repowering, Anlagen unter 150 KW und Energiespeicher in Beschleunigungsgebieten – § 10a Absatz 6 BImSchG\t24\r\n6.4\tVerfahrenshandbuch: Informationen auch zu Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften – § 10a Absatz 3 BImSchG\t24\r\n7\tNeue Verfahrensvorgaben für eine wasserrechtliche Genehmigung\t24\r\n7.1\tAnwendungsbereich\t24\r\n7.2\tInhalt der Neuregelungen\t25\r\n \r\n1\tEinleitung\r\nDer Gesetzgeber hat eine umfassende Reform des Planungs- und Genehmigungsrechts beschlossen. Im Kern betrifft sie die Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie III („RED III“)1 in deutsches Recht. Den am 10. Juli 2025 vom Bundestag angenommenen Gesetzesentwürfen (BT-Drucksachen 21/568 und 21/797) 2 hat der Bundesrat am 11. Juli 2025 zugestimmt (BR-Drucksache 329-25)3. Der BWE hatte den Gesetzgebungsprozess über zwei Jahre mit Vorschlägen begleitet und zuletzt eine umfangreiche Stellungnahme in das parlamentarische Verfahren eingebracht.4 Das Gesetzespaket zur Umsetzung der RED III wurde am 14. August 2025 im Bundesgesetzblatt verkündet und ist seit dem 15. August 2025 in Kraft. Damit gelten nun umfassende Neuregelungen für die Planungs- und Genehmigungsverfahren von Windenergieanlagen an Land.\r\nMit dem Gesetz sollen dauerhaft die Voraussetzungen für einen beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien – insbesondere der Windenergie an Land – geschaffen werden. Die beschleunigende Wirkung der RED III ergibt sich vor allem aus der Einführung sogenannter Beschleunigungsgebiete. Diese Gebiete sollen maßgeblich dazu beitragen, die Ausbauziele bis 2030 zu erreichen. Die Grundidee besteht darin, bereits auf Plan- bzw. Gebietsebene umweltbezogene Aspekte zu berücksichtigen und Regeln für Minderungsmaßnahmen festzulegen. Dadurch können auf Genehmigungsebene Prüfpflichten vereinfacht werden oder sogar entfallen. Zugleich wurde auf Genehmigungsebene eine Anschlussregelung für den am 30. Juni 2025 ausgelaufenen § 6 WindBG5 geschaffen. Die bis dahin drohende Regelungslücke konnte dadurch weitgehend geschlossen werden.\r\nDieses Informationspapier ergänzt das Kurzpapier „Gesetzespaket zur RED III-Umsetzung und weiterer Änderungen“6 und bietet eine weitergehende Einordnung der Neuregelungen in Bezug auf die Planungs- und Genehmigungsebene für Windenergieanlagen an Land.7 Es berücksichtigt dabei allein die RED III-Umsetzung, nicht die weiteren, „RED III-fremden“ Regelungen8, die zusätzlich im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens getroffen wurden.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n1 RED III.\r\n2 BT-Drucksache 21/568 (mit Gesetzesbegründung I) und 21/797 (mit Gesetzesbegründung II).\r\n3 Konsolidierte Gesetzesfassung BR-Drucksache 329/25.\r\n4 BWE-Stellungnahme (2025): RED III – nationale Umsetzung im Bereich der Windenergie an Land.\r\n5 Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten (WindBG)\r\n6 Abrufbar im Mitgliederbereich.\r\n7 Das Informationspapier erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit und ist nicht abschließend.\r\n8 Vgl. hierzu weiter die Kritik in der BWE-Stellungnahme (2025): RED III – nationale Umsetzung im Bereich der Windenergie an Land, S. 6, 13, 27.\r\n \r\n2\tÜberblick\r\nIm Überblick und in der Reihenfolge des Artikelgesetzes sind dort insbesondere nachfolgende Änderungen zu finden:\r\n•\tBImSchG: Änderungen des Verfahrens nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG), einschließlich Änderungen der vereinfachten Änderungsverfahren nach § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG,\r\n•\tWHG: Änderungen zur Erleichterung von Verfahren nach dem Wasserhaushaltsgesetz (WHG) für Vorhaben der Erneuerbaren Energien,\r\n•\tWindBG: Änderungen des WindBG, insbesondere für Genehmigungserleichterungen in Beschleunigungsgebieten (§ 6b WindBG) und für sogenannte Energiespeicheranlagen am selben Standort,\r\n•\tBauGB und ROG: Änderungen des Baugesetzbuches (BauGB) und des Raumordnungsgesetzes (ROG) zur Ausweisung neuer Beschleunigungsgebiete (BG) sowie zur nachträglichen Erklärung bereits ausgewiesener Windenergiegebiete zu Beschleunigungsgebieten sowie\r\n•\tÄnderungen des WindBG und des BauGB zur erheblichen Erschwerung von Genehmigungen außerhalb von Windenergiegebieten, unter anderem durch eine Einschränkung von § 2 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).\r\n\r\n3\tBeschleunigungsgebiete im Raumordnungs- und Bauplanungsrecht\r\nNachfolgend werden insbesondere die Neuerungen auf Ebene der Raumordnung dargestellt. Im Fokus steht dabei die Vorschrift des § 28 ROG, der Sonderregelungen für den Ausbau der Windenergie an Land enthält. Die Ausführungen gelten entsprechend auch für die Ebene der Flächennutzungspläne, da\r\n§ 249c BauGB eine vergleichbare Regelungsstruktur aufweist.\r\n\r\n3.1\tWelche Gebiete gelten als Beschleunigungsgebiete?\r\nEs gibt zwei Möglichkeiten, wie Windenergiegebiete gemäß § 2 Nr. 1 WindBG zu Beschleunigungsgebieten werden.\r\nZum einen sind Windenergiegebiete, die bis zum 19. Mai 2024 ausgewiesen wurden und die in § 6a Absatz 1 WindBG genannten Voraussetzungen erfüllen, automatisch Beschleunigungsgebiete („Bestands-Beschleunigungsgebiete“). Alle anderen Windenergiegebiete müssen erst noch nach § 249c BauGB und § 28 ROG zu Beschleunigungsgebiete erklärt werden.\r\nUnter die Kategorie „Beschleunigungsgebiete“ fallen somit nur solche Gebiete, die entweder „bis zum Ablauf des 19. Mai 2024 ausgewiesen worden sind“ und deshalb unter § 6a WindBG fallen, oder die nach den Neuregelungen künftig zu Beschleunigungsgebieten erklärt werden.\r\n \r\n\r\n3.2\tNeue Pflicht zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten – § 28 Absatz 2 ROG\r\nDer Gesetzgeber hat nun ein System eingeführt, das für manche Planungsträgerinnen mit erheblichen Veränderungen verbunden ist: Ab dem 15. August 2025 besteht die Pflicht, Windenergiegebieten zusätzlich als Beschleunigungsgebiete auszuweisen.9 Gebiete, die sich mit gebietsbezogenen Ausschlusstatbeständen überlagern, können nicht als Beschleunigungsgebiete ausgewiesen werden.10 Dazu zählen Natura-2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Nationalparks sowie Kern- oder Pflegezonen von Biosphärenreservaten oder „Gebiete mit landesweit bedeutenden Vorkommen mindestens einer durch den Ausbau der Windenergie betroffenen europäischen Vogelart nach § 7 Absatz 2 Nummer 12 des Bundesnaturschutzgesetzes einer in Anhang IV der Richtlinie 92/43/EWG aufgeführten Art oder einer Art, die in einer Rechtsverordnung nach § 54 Absatz 1 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes aufgeführt ist“.11 Sie gelten jedoch weiterhin als Windenergiegebiete im Sinne des WindBG bzw. wurden/werden als solche ausgewiesen.12\r\nDie Pflicht zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten gilt auch für die aktuell in Aufstellung befindlichen Verfahren. Der Gesetzgeber gewährt den Planungsträgerinnen allerdings die Möglichkeit, die Darstellung als Beschleunigungsgebiete ausnahmsweise in einem nachfolgenden Planverfahren zu erledigen (§ 28 Absatz 5 S. 2 ROG). Damit können die Planungsträgerinnen ein aktuell laufendes Verfahren gegebenenfalls zu Ende führen. Anschließend haben sie dann innerhalb von drei Monaten\r\n„nach Abschluss des Verfahrens zur Darstellung des Windenergiegebiets“13 ein separates Planverfahren zur Umstellung auf Beschleunigungsgebiete förmlich einzuleiten (weitere Informationen unter Punkt 3.4).\r\nAuch für Gebiete, deren Regionalpläne, die zur Erfüllung der Flächenbeitragswerte nach dem 19. Mai 2024 in Kraft getreten sind und Windenergiegebiete, aber noch keine Beschleunigungsgebiete ausweisen, sieht der Gesetzgeber ausdrücklich vor, dass sie ab Inkrafttreten des Gesetzes14 in einem separaten Planverfahren nachträglich zu Beschleunigungsgebieten zu erklären sind, § 28 Absatz 7 ROG. Damit können nun auch Vorhaben, die in nach dem 19. Mai 2024 neu ausgewiesenen Gebieten geplant werden, – nach den erforderlichen Umsetzungen auf Planebene – von den Genehmigungserleichterungen des § 6b WindBG profitieren.\r\nGemäß § 249c Absatz 1 BauGB gilt die Ausweisungspflicht als Beschleunigungsgebiet zudem für alle Windenergiegebiete, die in einem Flächennutzungsplan ausgewiesen sind und die gesetzlichen Anforderungen an Beschleunigungsgebiete erfüllen. Weist ein Flächennutzungsplan ein Windenergiegebiet aus, ist dieses in ein Beschleunigungsgebiet umzuwandeln. Bebauungspläne sind hiervon nicht betroffen, da sich § 249c Absatz 1 BauGB nur auf Flächennutzungspläne bezieht.\r\n\r\n\r\n9 § 249c Absatz 1 BauGB spricht hier von „zugleich“. Windenergiegebiete sind also im selben Planverfahren (siehe jedoch\r\nÜbergangsregelung in § 245f Absatz 3 BauGB) als Beschleunigungsgebiete auszuweisen.\r\n\r\n\r\n11 § 28 Absatz 2 Nr. 2 ROG bzw. § 249c Absatz 2 BauGB.\r\n12 Entspricht Flächenkategorie 3 der grafischen Darstellung unter Punkt 3.7.\r\n13 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 49.\r\n14 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 61.\r\n \r\n\r\nAllerdings können die Länder durch Landesgesetz Ausnahmen für die planaufstellenden Behörden bzw. Gemeinden bestimmen. So kann ein Land die weitere Ausweisung von Windenergiegebieten als Beschleunigungsgebiete ins Ermessen der planaufstellenden Behörden bzw. Gemeinden stellen, sobald und solange das jeweilige finale Mindestziel erreicht wird.15 Die Ausweisungspflicht wird damit\r\n„aufgeweicht“, sobald und solange Flächenbeitragswerte erreicht sind (Punkt 3.5).\r\n3.3\tAusweisung von Beschleunigungsgebieten als Rechtsakte „sui generis“\r\nDen Ausführungen in der Gesetzesbegründung zufolge handelt es sich bei den Ausweisungen als Vorranggebiet einerseits und als Beschleunigungsgebiet andererseits um getrennte Planfestlegungen. Der Begriff „Ausweisung von Beschleunigungsgebieten“ verdeutlicht zudem, dass es sich hierbei nicht um eine Festlegung im raumordnungsrechtlichen Sinne handelt, also weder um ein Vorrang- noch um ein Vorbehaltsgebiet bzw. weder um ein Ziel noch um einen Grundsatz der Raumordnung. Aufgrund der verpflichtenden Ausweisung von Beschleunigungsgebieten soll bei Vorliegen der Voraussetzungen des\r\n§ 28 Absatz 2 ROG in einem Windenergiegebiet auch keine Abwägung gegenläufiger Belange stattfinden. Die Ausweisung soll daher vielmehr ein Rechtsakt sein, der allein auf Artikel 15c der RED III fußt und dessen einzige Rechtsfolge die Erleichterungen auf Zulassungsebene sind.16 In ausgewiesenen Beschleunigungsgebieten ist demnach für Windenergieanlagen (WEA), Energiespeicher am selben Standort sowie Nebenanlagen das in § 6b des WindBG umgesetzte beschleunigte Genehmigungsverfahren anzuwenden.17\r\nUnklar ist bislang, welche Rechtsfolgen ein Verstoß gegen die Ausweisungspflicht als Beschleunigungsgebiet nach sich zieht. Leider sieht das Gesetz keine speziellen Sanktionsmechanismen vor. In jedem Fall schlagen aber nach dem klaren Wortlaut des § 28 Absatz 6 ROG bzw. § 249c Absatz 6 BauGB Fehler bei der zusätzlichen Ausweisung als Beschleunigungsgebiet nicht auf die Wirksamkeit des zugrunde liegenden Vorranggebietes durch.\r\n3.4\tAusnahmefall der nachgelagerten Ausweisung von Beschleunigungsgebieten – § 28 Absatz 5 ROG\r\nDer Gesetzgeber gewährt den Planungsträgerinnen ausnahmsweise die Möglichkeit, die Ausweisung als Beschleunigungsgebiete in einem nachgelagerten Planverfahren – also zeitlich nach der Ausweisung der Windenergiegebiete – durchzuführen. Laut der Gesetzesbegründung soll diese Regelung den Planungsträgerinnen zeitliche Flexibilität verschaffen, um die Flächenbeitragsziele des WindBG fristgerecht zu erfüllen. Die Ausnahmeregelung greift insbesondere dann, wenn eine gleichzeitige Ausweisung im ursprünglichen Verfahren zu erheblichen Verzögerungen führen würde.18\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n15 Vgl. § 28 Absatz 3 ROG, § 249c Absatz 4 BauGB.\r\n16 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 57.\r\n17 Weiteres unter Punkt 4.\r\n18 Vgl. § 245f Absatz 3 BauGB, welcher die Rechtslage in Bezug auf Beschleunigungsgebiete für Windenergie nach § 249c BauGB modifiziert. Ausweislich der Gesetzesbegründung (BT-Drucksache 21/797, S. 49) kann die nachträgliche Ausweisung der Beschleunigungsgebiete auch im vereinfachten Verfahren nach § 13 BauGB durchgeführt werden, wenn die dort geregelten Voraussetzungen vorliegen.\r\n \r\n\r\nNur in wenigen Ausnahmefällen führt eine gleichzeitige Ausweisung der Beschleunigungsgebiete im laufenden Verfahren zu einer solchen Verzögerung des laufenden Verfahrens, und zwar regelmäßig nur dann, wenn das Verfahren zur Ausweisung von Windenergiegebieten unmittelbar vor dem Abschluss steht. Das liegt daran, dass neue Windenergiegebiete, die nicht in den gesetzlich ausgeschlossenen Gebieten liegen, die Anforderungen an Beschleunigungsgebiete in der Regel bereits ohne Weiteres erfüllen dürften (siehe dazu näher unter Punkt 3.6). Eine nachgelagerte Ausweisung droht hingegen die wichtige Ausweisung der Beschleunigungsgebiete erheblich zu verzögern, weil das Gesetz nur eine Frist für die Einleitung des Verfahrens, jedoch keine Frist für dessen Abschluss vorsieht.\r\nDer Wortlaut von § 28 Absatz 5 Satz 2 ROG knüpft dafür an die förmliche Einleitung von Planaufstellungsverfahren an. Die Norm selbst definiert jedoch nicht, ab welchem Zeitpunkt von einer solchen förmlichen Einleitung auszugehen ist. Laut Gesetzesbegründung liegt eine förmliche Einleitung im Sinne dieser Vorschrift vor, wenn eine Veröffentlichung nach § 9 Absatz 2 Satz 2 ROG erfolgt ist. Das heißt, die Unterlagen wurden für die Dauer von mindestens einem Monat im Internet veröffentlicht.\r\nLaut Gesetzesbegründung handelt es sich bei der isolierten Ausweisung von Beschleunigungsgebieten um einen „eigenständigen planerischen Rechtsakt sui generis“. Da keine umfassende Abwägung aller Belange erfolgt, erfüllen Beschleunigungsgebiete sowie die Festlegung von Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen nicht die Voraussetzungen der §§ 3 und 7 ROG für Ziele oder Grundsätze und stellen keinen vollständigen Raumordnungsplan i.S.d. §§ 7 und 13 ROG dar.19\r\nFür das nachgelagerte Verfahren gelten die Regelungen zur\r\n•\tBegründung (§ 7 Absatz 5 ROG),\r\n•\tUmweltprüfung (§ 8 ROG),\r\n•\teingeschränkten Beteiligung (§ 9 Absatz 5 ROG) sowie\r\n•\tBekanntmachung und Planerhaltung (§§ 10 und 11 ROG) entsprechend.\r\n3.5\tWegfall der Ausweisungspflicht bei Zielerreichung – § 28 Absatz 4 ROG\r\nEin Land kann die weitere Ausweisung von Windenergiegebieten als Beschleunigungsgebiete ins Ermessen der Planungsträgerinnen stellen, sobald und solange das jeweilige finale Mindestziel erreicht wird.20 Die Ausweisungspflicht wird damit „aufgeweicht“, sobald und solange Flächenbeitragswerte nach Spalte 2 der Anlage zum WindBG erreicht sind.\r\nAusweislich der Gesetzesbegründung kann die planaufstellende Behörde von ihrem Ermessen Gebrauch machen, wenn bereits bei der Fassung des Planaufstellungsbeschlusses, die das zusätzliche Vorranggebiet für Windenergie enthält, der einschlägige Flächenbeitragswert/Teilflächenziel durch anderweitige, bereits in Kraft getretene Planungen erreicht wurde. Dies ist nicht der Fall, wenn der Flächenbeitragswert oder das Teilflächenziel erst bei Anrechnung der zu beschließenden Windenergiegebiete erreicht würde.\r\n\r\n\r\n19 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 60.\r\n20 Vgl. § 28 Absatz 4 ROG, § 249c Absatz 4 BauGB.\r\n \r\n \r\n\r\nWurde der Flächenbeitragswert nach Spalte 2 der Anlage zum WindBG erreicht, wird aber später ein Plan mit angerechneten Windenergiegebieten gerichtlich für unwirksam erklärt oder wird seine Unwirksamkeit in den Entscheidungsgründen angenommen, bleiben die durch den Plan ausgewiesenen Windenergiegebiete für ein Jahr ab Rechtskraft der Entscheidung weiterhin anrechenbar. In diesem Fall gilt der Flächenbeitragswert bzw. das Teilflächenziel weiterhin als eingehalten.21 Erst nach Ablauf dieser Frist wirkt sich die gerichtliche Entscheidung auf die Anrechenbarkeit aus. Das eröffnete Ermessen der planaufstellenden Behörde würde dann wieder in eine Verpflichtung zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten umschlagen.\r\n3.6\tFestlegung geeigneter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen auf Planungsebene – Anlage 3 zu § 28 Absatz 4 Satz 3 ROG\r\nDie grundlegendste Änderung auf Planebene ist die Darstellung geeigneter Regeln für wirksame naturschutzfachliche\tMinderungsmaßnahmen\tdurch\tdie\tplanaufstellende Raumordnungsbehörden.22 Gleiches gilt entsprechend auch für die Gemeinden, vgl. § 249c Absatz 3 BauGB. Diese müssen sich nun umfassender mit potenziellen Umweltauswirkungen und den entsprechenden Minderungsmaßnahmen befassen. Mit einer Anlage versucht der Gesetzgeber, dies handhabbar zu machen und stellt hierfür eine unverbindliche Hilfestellung zur Verfügung. Dabei dürfen auch eigene oder externe Leitfäden herangezogen werden. Ein ergänzender Bundesleitfaden soll als Konkretisierung der Anlage 3 zur Verfügung gestellt werden.\r\nDie Regeln dienen als Grundlage für projektbezogene Minderungsmaßnahmen, die im Genehmigungsverfahren  konkretisiert  und  angeordnet  werden.  So  werden  aus  den\r\n„flächenbezogenen“ Regeln für Minderungsmaßnahmen die „projektbezogenen“ Minderungsmaßnahmen entwickelt und sodann von der Genehmigungsbehörde gegenüber dem Vorhabenträger angeordnet.23\r\nIn neu auszuweisenden Beschleunigungsgebieten ist die Darstellung dieser Regeln Voraussetzung, um die Erleichterungen des § 6b WindBG für Windenergievorhaben nutzen zu können. Im Falle von Anträgen in Bestands-Beschleunigungsgebieten nach § 6a WindBG, für die es keine Regelungen für Minderungsmaßnahmen im Sinne des § 2 Nr. 5 WindBG gibt, genügt die Vorlage eigener Vorschläge von Minderungsmaßnahmen (weiteres unter Punkt 5.3.4).\r\n3.6.1\tAnlage 3 Nummer I\r\nAnlage 3 Nummer I beschreibt die Grundlagen für die Aufstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen und orientiert sich an den Kriterien des Artikels 15c Absatz 1 Unterabsatz 2 der RED III. Die Regeln sollen auf die Besonderheiten des jeweiligen Beschleunigungsgebiets, die Technologieart (z. B. Windenergie an Land) und die ermittelten Umweltauswirkungen ausgerichtet\r\n\r\n\r\n21 Vgl. § 4 Absatz 2 Satz 2 WindBG.\r\n22 Dennoch handelt es sich nicht um eine völlig grundlegende Neuerung, da bereits nach geltender Rechtslage bei der Ausweisung neuer Vorranggebiete für Windenergie im Rahmen der Planung „Maßnahmen zur Vermeidung, Verringerung und zum Ausgleich nachteiliger Auswirkungen“ festgelegt werden müssen (vgl. für Regionalpläne § 8 Absatz 1 und Anlage 1 Nr. 2 lit. c zum ROG und für Bauleitpläne §§ 2 Absatz 4, 2a und Anlage 1 Nr. 2 lit. c zum BauGB); Vgl. auch Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 57.\r\n23 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 54.\r\n \r\n\r\nwerden, wozu bestehende Daten aus Umweltprüfungen und ggf. FFH-Verträglichkeitsprüfungen heranzuziehen sind. Es besteht keine Pflicht zur zusätzlichen Datenerhebung und die Prüfungstiefe darf auf der Planungsebene angemessen reduziert sein. Insbesondere ist keine flächendeckende artenschutzrechtliche Kartierung erforderlich. Technologiespezifische Wirkfaktoren und potenzielle Umweltauswirkungen gelten einheitlich für alle Beschleunigungsgebiete, ebenso wie allgemeine Aussagen zur Sensibilität betroffener Arten und Lebensräume.\r\n3.6.2\tAnlage 3 Nummer II\r\nAnlage 3 Nummer II führt beispielhafte Kategorien von Minderungsmaßnahmen auf, deren konkrete Anwendung und Ausgestaltung den Ländern und Gemeinden überlassen bleibt. Dabei können auch standardisierte Regelwerke genutzt oder angepasst werden.\r\nDie Anlage 3 verweist in I.4 auf mögliche Umweltauswirkungen von WEA, darunter auch auf die betriebsbedingte Störung. Unter II.1 werden entsprechende Kategorien von Minderungsmaßnahmen genannt. Positiv hervorzuheben ist, dass bei kollisionsgefährdeten Brutvogelarten auf standardisierte Maßnahmen Bezug genommen wird. Diese dürften, wie die Anlage nahelegt, auch betriebsbedingte Störungen mit abdecken, da sie in diesem Zusammenhang explizit als geeignete Maßnahmen benannt werden.24 Rechtlich relevant bei der betriebsbedingten Störung ist allein die erhebliche Störung im Sinne einer populationsrelevanten Beeinträchtigung. Da für Fledermäuse hierzu keine belastbaren Nachweise vorliegen, dürfte diese Kategorie der Umweltauswirkung im Regelfall nicht einschlägig sein.\r\nZusammenfassend erleichtert der Gesetzgeber die Arbeit, indem er einen umfassenden Katalog geeigneter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen bereitstellt. Er erschwert sie jedoch durch einige unbestimmte Rechtsbegriffe in den Kriterien für Beschleunigungsgebiete. Dies ist einer der Aspekte, bei denen der BWE auf Präzisierungen drängt,25 – am besten in einer ergänzenden Gesetzgebung und ansonsten in untergesetzlichen Maßstabsbildungen, z. B. in Vollzugshilfen oder Erlassen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n24 Zwar werden bei den möglichen Umweltauswirkungen auch betriebsbedingte Störungen von europäischen Vogelarten und Anhang-IV-Arten genannt, als betriebsbedingte Minderungsmaßnahmen werden jedoch ausdrücklich nur Schutzmaßnahmen für kollisionsgefährdete Brutvogelarten aufgeführt. Daraus ließe sich argumentieren, dass diese Maßnahmen auch betriebsbedingte Störungen mit abdecken, da andernfalls hierfür keinerlei Minderungsmaßnahmen kategorisiert wären. Dem lässt sich aber entgegenhalten, dass es sich bei den in Anlage 3 unter II. 1. c) aa) und bb) genannten Maßnahmen um\r\n„insbesondere“-Beispiele handelt. Vor diesem Hintergrund kann die Auffassung vertreten werden, dass für betriebsbedingte Störungen aufgrund der nicht abschließenden Aufzählung weitergehende, bislang nicht näher konkretisierte Minderungsmaßnahmen festzulegen sind.\r\n25 Vgl. hierzu Ausführungen zur Anlage 3 in der damaligen BWE-Stellungnahme (2024), RED III – nationale Umsetzung, S. 25 ff.\r\n \r\n\r\n3.7\tÜbersicht der unterschiedlichen Flächenkategorien\r\n\r\nFlächenkategorie 1\tFlächenkategorie 2\tFlächenkategorie 3\r\n\r\n\"Solarpaket 1\" hat Windenergiegebiete zu Beschleunigungsgebieten im Sinne der RED III erklärt (Bestands-Beschleunigungsgebiete).\r\nBis zum 19.05.2024 ausgewiesene Windenergiegebiete ohne Überlagerung naturschutzfachlich bedeutender Gebiete (Natura-2000-Gebiete etc.)\tNach Umsetzung der RED III in\r\nnationales Recht.\r\nAusweisung neuer Beschleunigungsgebiete in seit 20.05.2024 beendeten oder laufenden oder zukünftigen Verfahren.\r\nÜberlagerung von Natura-2000-Gebieten etc. unzulässig.\r\nAnders als in Kategorie 1 sind Regeln für Minderungsmaßnahmen erfasst.\t\r\n\r\n\r\nWindenergiegebiete, die wegen Überlappung mit Natura-2000-Gebieten etc. keine Beschleunigungsgebiete werden konnten bzw. können (ab jetzt), aber trotzdem ausgewiesen wurden/werden\r\n\r\n4\tGenehmigungserleichterungen in Bestands- und neuen Beschleunigungsgebieten – der neue § 6b WindBG\r\nIm Vergleich zu den Genehmigungserleichterungen nach dem inzwischen ausgelaufenen § 6 WindBG sieht § 6b WindBG deutlich weitergehende Erleichterungen vor. Er erstreckt sich insbesondere auch auf das Gebietsschutzrecht gemäß § 34 Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) sowie auf das Wasserrecht gemäß § 27 WHG (Punkt 7). Zugleich enthält § 6b WindBG detailliertere Vorgaben zum Umgang mit möglichen Umweltauswirkungen und stellt sicher, dass mit den Projekten angemessene Maßnahmen umgesetzt werden, um möglichen nachteiligen Umweltauswirkungen in den Beschleunigungsgebieten entgegenzuwirken (Punkt 4.3). Hervorzuheben ist zudem ein modifiziertes Zahlungssystem für die Abgabe in Artenhilfsprogramme, das zur Anwendung kommt, wenn keine hinreichenden naturschutzfachlichen Maßnahmen zur Verfügung stehen (Punkt 4.4).\r\nDer § 6b WindBG dient der Umsetzung der Vorgaben aus der RED III und zielt darauf ab, ihren Beschleunigungszweck zu weitestmöglicher Effektivität zu verhelfen und ihr Spielräume weitestmöglich auszunutzen.26\r\nLänder können nicht von den Regelungen des § 6b abweichen, vgl. Absatz 10.\r\n\r\n4.1\tAnwendungsbereich\r\nDer neue § 6b WindBG – die Anschlussregelungen an § 6 WindBG – regelt die Erleichterungen, die\r\ndauerhaft in den Zulassungsverfahren für WEA in neu ausgewiesenen Beschleunigungsgebieten nach\r\n§ 249c BauGB oder § 28 ROG sowie auch in Bestands-Beschleunigungsgebieten nach § 6a WindBG\r\n\r\n\r\n\r\n26 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 38.\r\n \r\n\r\nanzuwenden sind.27 Grundsätzlich gelten die Erleichterungen gleichermaßen in beiden Gebietskategorien. Auf die Besonderheit in Bezug auf etwaig erforderliche Minderungsmaßnahmen wird nachfolgend näher eingegangen (Punkt 4.3.4).\r\nVerfahrenserleichterungen nach § 6 WindBG sind vorrangig anzuwenden, wenn ein Gebiet sowohl als Beschleunigungsgebiet qualifiziert ist und zugleich unter den Anwendungsbereich des § 6 WindBG fällt. Der Vorrang kommt zur Anwendung, wenn die Vorhabenträgerin bis zum 30. Juni 2025 einen entsprechenden Antrag auf Zulassung in einem Windenergiegebiet gestellt hat, dass zugleich Beschleunigungsgebiet ist oder im Zeitraum des Verfahrens zu einem solchen wurde. Die Antragstellerin kann in diesem Fall aber gegenüber der Zulassungsbehörde verlangen, dass das Verfahren nach § 6b statt nach § 6 WindBG geführt wird.28\r\nDie Erleichterungen gemäß § 6b Absatz 1 WindBG gelten für Anträge auf Errichtung und Betrieb oder Änderung der Lage, der Beschaffenheit oder des Betriebs einer WEA sowie ihrer Nebenanlagen nach\r\n§ 3 Nr. 15a EEG. Neu ist, dass sie im Vergleich zu § 6 WindBG auch auf Energiespeicher am selben Standort wie die Anlage anwendbar sind. Erfasst sind – wie schon nach § 6 WindBG – Neu- und Änderungsgenehmigungsverfahren sowie Vorbescheidsverfahren.29 Verfahren können immissionsschutzrechtliche Genehmigungsverfahren der WEA sein sowie weitere Verfahren insbesondere nach WHG oder Bundeswaldgesetz, die nicht von der Konzentrationswirkung des BImSchG umfasst sind.30\r\nEnergiespeicher am selben Standort sind Anlagen zur Speicherung von Strom oder Wärme, die weder planfeststellungsbedürftig noch plangenehmigungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer WEA an Land stehen und gegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen. Anlagen zur Speicherung von Wärme mit Bohrung ins Erdreich sind nicht erfasst, vgl. § 2 Nr. 6 WindBG. Zudem müssen sie bei der planerischen Ausweisung des Windenergiegebietes vorgesehen worden sein, vgl. § 6b Absatz 1 Nr. 3 WindBG. In der Gesetzesbegründung wird zur Voraussetzung der dienenden Funktion und des räumlich-funktionalen Zusammenhangs eines Energiespeichers am selben Standort weiter ausgeführt: „Der praxisrelevanteste Fall dürfte künftig der Batteriespeicher sein, der den Windpark bei der Markt- und Netzintegration des erzeugten Stroms unterstützt. Spätestens ab einer Flächenausdehnung des Batteriespeichers von zwei Hektar oder einer Höhe von acht Metern ist davon auszugehen, dass die Kriterien des räumlich-funktionalen Zusammenhangs und der dienenden Funktion nicht mehr erfüllt sind.“31 Auf Seite 49 der Gesetzesbegründung heißt es weiter, dass sie rechtlich aber nicht auf die Speicherung der vor Ort erzeugten Erneuerbaren Energie beschränkt sind, weil eine solche Vorgabe insbesondere bei einer Verbindung mit dem Strom- oder ggf. auch einem Wärmenetz nicht praktikabel erscheint.\r\nHinsichtlich der Voraussetzung der Lage der Anlagen in einem Beschleunigungsgebiet wird auf die Vollzugshilfe des BMWK/BMUKN zu § 6 WindBG verwiesen. 32 Für WEA richtet sich dies nach der im Plan\r\n\r\n\r\n27 Vgl. Überschrift von § 6b WindBG, Definition in Nr. 4 in § 2 WindBG sowie ebd., S. 47.\r\n28 Vgl. § 6b Absatz 9 WindBG.\r\n29 Vgl. Vollzugshilfe von BMWK und BMUV zu § 6 WindBG, S. 3.\r\n30 BT-Drucksache 21/568, S. 38.\r\n31 Ebd., S. 37.\r\n32 BMWK/BMUV (2023): Vollzugsempfehlung zu § 6 WindBG, S. 5.\r\n \r\n\r\nvorgesehenen Zuordnung („Rotor In“ bzw. „Rotor Out“). Bei Nebenanlagen gelten die Vereinfachungen in jedem Fall, soweit sie innerhalb des Beschleunigungsgebiets liegen. Befinden sich Teile der Nebenanlagen sowohl innerhalb als auch außerhalb des Gebiets, gelten die Erleichterungen zumindest für den innerhalb liegenden Teil.\r\n4.2\tRechtfolge: Entfall von Prüfpflichten\r\nIn den oben genannten Zulassungsverfahren entfallen die UVP-Prüfung, Natura-2000-Prüfung nach\r\n§ 34 BNatSchG, artenschutzrechtliche Prüfung nach § 44 Absatz 1 und 5 BNatSchG sowie die Prüfung der Bewirtschaftungsziele nach § 27 WHG (neu!) durch die BImSch-Behörde bzw. den Fachbehörden, vgl. § 6b Absatz 2 Satz 1 Nr. 1-4 WindBG.33\r\nRückausnahme: Die UVP ist jedoch bei grenzüberschreitenden Auswirkungen durchzuführen.34 Für Vorhaben, die voraussichtlich erhebliche Auswirkungen auf die Umwelt eines anderen Staates haben (vgl. § 2 Absatz 3 UVPG) oder ein anderer Staat, der von dem Vorhaben voraussichtlich erheblich betroffen ist, eine Beteiligung wünscht, entfällt die ggf. erforderliche UVP-Prüfung nach §§ 6,7 oder 9 UVPG nicht.35 Die Zulassungsbehörde prüft demnach, ob eine Pflicht zur grenzüberschreitenden UVP gemäß § 54 UVPG besteht.36\r\nIn Bezug auf die weiterhin zu prüfende Eingriffsregelung gilt: Inhalte der Prüfungen, die durch den Wegfall der Natura-2000-Prüfung und der Artenschutzprüfung nicht zu prüfen sind, sind bei der Prüfung der Eingriffsregelung nur zu berücksichtigen, soweit dies zur Ermittlung und Bewertung eines Eingriffs in Natur und Landschaft zwingend erforderlich ist.37 Laut Gesetzesbegründung ist die Berücksichtigung der Inhalte dann zwingend erforderlich, wenn anderenfalls die originären Anforderungen der Eingriffsregelung nicht ordnungsgemäß abgearbeitet werden könnten. Hiermit soll gewährleistet werden, dass die entfallenden Prüfungen nicht inhaltlich in die Prüfung der Eingriffsregelung verschoben werden.38\r\nEine über die nachfolgend dargestellte Überprüfung hinausgehende Prüfung der Vorschriften von §§ 34, 44 Absatz 1 BNatSchG und § 27 WHG ist nicht erforderlich, wenn erforderliche Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen bzw. etwaig erforderliche Zahlungen angeordnet werden, vgl. § 6b Absatz 8 WindBG, vgl. dazu Punkt 4.3.7 f. Die Genehmigung darf daher nach den genannten Vorschriften nicht versagt werden. Selbst wenn Verstöße gegen artenschutzrechtliche Verbote bestehen, die nicht vollständig durch Maßnahmen vermieden werden können, genügt die Zahlung in nationale Artenhilfsprogramme. Eine Ausnahmeprüfung nach § 34 Absatz 3–5 BNatSchG, nach § 45 Absatz 7 BNatSchG oder nach § 31 WHG ist nicht erforderlich – auch nicht, wenn die Zumutbarkeitsschwelle überschritten wird. Prüfungen zu Alternativen oder zum Erhaltungszustand von Populationen entfallen.\r\n\r\n\r\n33 Zum Wegfall der UVP und artenschutzrechtlichen Prüfung vgl. ebd., S. 7 ff.\r\n34 Auch in § 6 Absatz 1 Satz 2 WindBG wird klargestellt, dass eine UVP in Windenergiegebieten ausnahmsweise durchzuführen ist, wenn das Vorhaben voraussichtlich erhebliche Auswirkungen auf die Umwelt eines anderen Staates hat oder ein anderer Staat, der voraussichtlich erheblich betroffen ist, eine Beteiligung wünscht.\r\n35 Vgl. § 6b Absatz 1 Satz 4 WindBG.\r\n36 BT-Drucksache 21/568, S. 41 2. Absatz.\r\n37 § 6b Absatz 1 Satz 3 WindBG.\r\n38 Ebd., S. 39.\r\n \r\n\r\nAnforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts – wie Lärmschutz – bleiben natürlich unberührt, § 6b Absatz 8 S. 3 WindBG.\r\n4.3\tStattdessen: sog. Überprüfung der Umweltauswirkungen\r\nDie Zulassungsbehörde muss anstelle der wegfallenden Prüfungen nun eine Überprüfung der Umweltauswirkungen (Überprüfung) vornehmen, vgl. § 6b Absatz 1 Satz 2 und Absatz 2-6 WindBG. Bei Zulassungsverfahren, die nicht von der Konzentrationswirkung des BImSchG umfasst sind, wie bei Zulassungsverfahren nach dem WHG oder dem Bundeswaldgesetz, ist die jeweils zuständige Zulassungsbehörde auch für das Überprüfungsverfahren zuständig.39\r\nEs handelt sich um eine Überprüfung höchstwahrscheinlich erheblicher nachteiliger unvorhergesehener Umweltauswirkungen auf Grundlage vorhandener Daten, also um eine modifizierte Prüfung der Umweltauswirkungen zum Artenschutz, zum Habitatschutz und zu den Bewirtschaftungszielen nach § 27 WHG.\r\n4.3.1\tÜberprüfungsfrist\r\nDie Überprüfung durch die Zulassungsbehörde muss innerhalb von 45 Tagen ab dem Eingang der vollständigen Unterlagen erfolgen. Bei Anträgen zur Modernisierung (Repowering) oder für Anlagen unter 150 KW beträgt die Frist 30 Tage.\r\nDie Unterlagen sind – parallel zur Definition der Vollständigkeit für alle weitere Unterlagen aus § 7 Absatz 2 Satz 2 und 3 der 9. BImSchV – ab Prüffähigkeit vollständig, wobei es entsprechend des Prüfungsmaßstabes allein auf die Prüffähigkeit der zu betrachtenden Umweltauswirkungen ankommt. Für die Überprüfung müssen also nicht alle Unterlagen vorliegen, die für das gesamte Zulassungsverfahren erforderlich sind. In der Praxis kann es daher dazu kommen, dass die Verfahrensfrist für die Überprüfung zum Beispiel vor der Genehmigungsverfahrensfrist nach § 10 Absatz 6a Satz 1 des BImSchG zu laufen beginnt.40\r\n4.3.2\tZu beteiligende Behörden\r\nDie Zulassungsbehörde holt die Stellungnahmen der Behörden ein, deren Aufgabenbereich durch die Überprüfung berührt wird. Es wird klargestellt, dass auch im Rahmen der Überprüfung davon auszugehen ist, dass sich eine zu beteiligende Behörde diesbezüglich nicht äußern will, wenn sie innerhalb einer von der Zulassungsbehörde gesetzten, angemessenen Frist gegenüber der Zulassungsbehörde keine begründete Stellungnahme darüber abgibt, ob eindeutige Nachweise für höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen vorliegen, vgl. § 6b Absatz 4 Satz 4.\r\n4.3.3\tDatenanforderungen\r\nGemäß § 6b ist die Antragsstellerin – wie schon i. R. v. § 6 WindBG –nicht mehr verpflichtet, eine Kartierung vorzulegen. Stattdessen findet die Überprüfung nur auf Grundlage vorhandener und nach\r\n\r\n\r\n39 Vgl. Ebd.\r\n40 Vgl. Ebd. S. 42.\r\n \r\n\r\nfachlichen Standards erhobener Daten statt. In der Gesetzesbegründung sind die Anforderungen an die Daten näher ausgeführt. So sind Daten vorhanden, wenn sie der Genehmigungsbehörde bekannt sind und sie darauf tatsächlichen und rechtlichen Zugriff hat.41\r\nZum Zeitpunkt der Entscheidung über den Zulassungsantrag dürfen die Daten in der Regel nicht älter als fünf Jahre sein. Damit geht die Reglung über § 6 WindBG hinaus, der nur für fortlaufend aktualisierte behördliche Datensätze eine Ausnahme von der Fünf-Jahres-Grenze zugelassen hat. Daneben können nach § 6b im Einzelfall nach Validierung auch ältere Daten verwendet werden , beispielsweise bei einer Validierung durch Biotoptypen bei Daten zu standorttreuen, kollisionsgefährdeten Brutvogelarten.42\r\nGrundsätzlich dürfen nur Daten berücksichtigt werden, die eine ausreichende räumliche Genauigkeit zur Anordnung von Maßnahmen aufweisen. Die Anforderungen der räumlichen Genauigkeit richten sich nach den einschlägigen fachlichen Vorgaben für das jeweilige Zugriffsverbot. Im Gegensatz zu § 6 erlaubt § 6b zusätzlich Maßnahmen auf gröberem Maßstab: Soweit dies fachlich sinnvoll ist, können Minderungsmaßnahmen auch auf Grundlage erhobener Daten größeren Maßstabes (z. B. Messtischdatenblatt) festgelegt werden. Vereinfachungen der Länder, wie die Festlegungen artenschutzrechtlicher Minderungsmaßnahmen im Rahmen der planerischen Darstellung (wie aktuell in Nordrhein-Westfalen), sollen damit weiterhin möglich sein.43\r\n4.3.4\tMaßnahmenvorschläge durch die Antragstellerin\r\nDie Antragstellerin hat der Zulassungsbehörde aufgrund der im Plan bestimmten Regeln für Minderungsmaßnahmen und etwaiger weiterer eigener Vorschläge gegebenenfalls erforderliche Maßnahmen vorzulegen und darzulegen, wie mit diesen Maßnahmen den Umweltauswirkungen begegnet werden soll. Diese Unterlagen sind statt der Nachweise zur Einhaltung der Vorschriften nach den §§ 34 und 44 Absatz 1 des BNatSchG und § 27 des WHG und zusätzlich zu den nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts erforderlichen Unterlagen vorzulegen, vgl. § 6b Absatz 3 WindBG.\r\nIm Falle von Anträgen in Bestands-Beschleunigungsgebieten nach § 6a, für die es keine Regelungen für Minderungsmaßnahmen i. S. v. § 2 Nr. 5 WindBG gibt, genügt die Vorlage eigener Vorschläge von Minderungsmaßnahmen. Regeln für Minderungsmaßnahmen in § 2 Nr. 5 WindBG sind als solche Maßnahmen definiert, die i. R. d. Aufstellung neuer Beschleunigungsgebiete dargestellt bzw. aufgestellt wurden. Auch aus der Gesetzesbegründung ergibt sich, dass nur in den neuen Beschleunigungsgebieten das Maßnahmenpaket auf den Plan-Minderungsmaßnahmen beruhen muss.44\r\nSind  Daten  zu  den  relevanten  besonders  geschützten  Arten  vorhanden,  übermittelt  die\r\nZulassungsbehörde  der  Antragstellerin  diese  vorab.45  Auf  dieser  Grundlage  und  unter\r\n\r\n\r\n41 Vgl. BT-Drucksache 21/568, S. 39 f.; vgl. bereits gleichlautend hierzu BMWK/BMUV (2023): Vollzugsempfehlung zu § 6 WindBG, S. 9 f.\r\n42 § 6b Absatz 3 S. 3 und ebd. S. 40.\r\n43 Ebd. S. 40\r\n44 Vgl. BT-Drucksache 21/797, S. 47.\r\n45 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/568 S. 40; Mitglieder berichten: Zulassungsbehörden übermitteln bisher im Anwendungsbereich von § 6 WindBG insb. bei Projekten in verschiedenen Bundesländern vorhandene Daten nicht/nur unzureichend. Eine UIG-Anfrage ist oft die einzige Möglichkeit, um Daten von der Behörde zu erhalten - nachdem vorab mit hohem Aufwand eigeninitiativ alternative Wege versucht werden. So werden auch die „Inhaberinnen“ der Daten (andere Projektiererinnen vor Ort) angefragt - aufgrund von Recht am geistigen Eigentum, insbesondere Urheberrechte oder andere\r\n \r\n\r\nInanspruchnahme öffentlich zugänglicher Daten schlägt und legt die Antragstellerin der Zulassungsbehörde in einem Maßnahmenkonzept geeignete und wirksame Minderungsmaßnahmen vor. Dies gilt auch für eine mögliche Beeinträchtigung der in § 27 des WHG genannten Bewirtschaftungsziele und der Erhaltungsziele im Sinne des § 7 Absatz 1 Nr. 9 BNatSchG, sofern erforderlich.\r\n4.3.5\tPrüfungsmaßstab\r\nGemäß § 6b Absatz 3 Satz 6 WindBG überprüft die Zulassungsbehörde unter Berücksichtigung der vorhandenen Daten und Unterlagen der Antragstellerin, ob eindeutige Nachweise vorliegen, dass das Vorhaben bei Durchführung der erforderlichenfalls vorgeschlagenen Maßnahmen höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen – angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Anlage 3 Nummer 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung – haben wird, die\r\na.\tbei\tder\tStrategischen\tUmweltprüfung\toder\tbei\tder\tetwaigen\tNatura-2000-\r\nVerträglichkeitsprüfung im Planverfahren nicht ermittelt wurden und\r\nb.\tdadurch die Einhaltung der Vorschriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 BNatSchG oder des § 27 WHG nicht gewährleistet ist.\r\nAbweichend von den Regelungen des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) beschränkt sich die Prüfung auf die Schutzgüter der Vorschriften, die unter dem letzten Aufzählungszeichen genannt sind.46\r\nDie Behörde prüft, ob für das Vorhaben eine grenzüberschreitende Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) nach § 54 UVPG erforderlich ist. Die Bewertung möglicher erheblicher grenzüberschreitender Umweltauswirkungen erfolgt dabei nach § 2 Absatz 3 UVPG.\r\n4.3.6\tUnabhängig des Überprüfungsergebnisses: stets Minderungsmaßnahmen für Fledermäuse\r\nZum Schutz von Fledermäusen vor Tötung und Verletzung beim Betrieb der WEA hat die Zulassungsbehörde stets geeignete Minderungsmaßnahmen in Form einer Abregelung der WEA anzuordnen. Gemäß § 6b Absatz 5 Satz 2 WindBG kann die Zulassungsbehörde die angeordnete Abregelung auf Verlangen der Antragstellerin auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Rotorbereich der WEA anpassen.\r\nDie bisherige Regelung zum Schutz von Fledermäusen in § 6 Absatz 1 Satz 4 WindBG sieht dagegen eine zwingende Anpassung der Abregelung auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Gondelbereich der WEA vor.\r\nIn der Gesetzesbegründung wird näher ausgeführt, dass das Monitoring von Fledermäusen in der Regel über Gondelmikrofone an WEA erfolgt, wobei möglichst viele Anlagen innerhalb eines Windparks\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nGründe, könnten einer Herausgabe der Daten durch die Behörde entgegenstehen. Eine Klarstellung bzgl. der Übermittlung von Daten ist geboten, vgl. auch BWE-Stellungnahme zum Regierungsentwurf des Gesetzes zur RED III-Umsetzung, S. 18.\r\n46 Vgl. Ebd. S. 41.\r\n \r\n\r\nausgestattet werden sollten. Geeignete Maßnahmen können aber auch auf der Grundlage von Monitoring-Daten von benachbarten Anlagen getroffen werden.\r\nErgänzende Turmmikrofone können unter bestimmten Standortbedingungen die Genauigkeit der Abschaltberechnungen erhöhen, insbesondere bei Anlagen mit rotorfreien Bereichen unter 30 m bzw. 60 m, wenn sich große Quartiere schlaggefährdeter Arten in der Nähe befinden oder die Landnutzung (z. B. Gewässer, Holzlagerung, strukturreiche Wälder und Wiesen) eine hohe bodennahe Aktivität erwarten lässt. Derzeit kann ProBat die Daten aus Turmmikrofonen nicht nutzen. Eine technische Lösung zur Integration der Turmmikrofon-Daten in ProBat steht aus und wird für Ende 2025 erwartet.47\r\n4.3.7\tKeine Umweltauswirkungen festgestellt: ggf. erforderliche Minderungsmaßnahmen\r\nSofern die Zulassungsbehörde im Rahmen der Überprüfung keine eindeutigen Nachweise zu den Umweltauswirkungen feststellt, ordnet sie unter Berücksichtigung der Maßnahmenvorschläge der Antragstellerin nur die gegebenenfalls erforderlichen, geeigneten und verhältnismäßigen Minderungsmaßnahmen an, vgl. § 6b Absatz 5 WindBG. Dies erfolgt, wenn auf Grundlage der vorhandenen Daten ansonsten höchstwahrscheinlich ein Verstoß gegen die Zugriffsverbote des § 44 Absatz 1, gegen § 34 Absatz 1 des BNatSchG oder § 27 WHG zu erwarten ist und die Maßnahmen verhältnismäßig und verfügbar sind. Sind Minderungsmaßnahmen nicht verfügbar, prüft die Behörde, ob stattdessen geeignete und verhältnismäßige Ausgleichsmaßnahmen zur Verfügung stehen.48 Diese können insbesondere Maßnahmen zur Sicherung des Erhaltungszustands der Populationen einer Art (FCS-Maßnahmen) und sowie Maßnahmen zur Sicherung des Zusammenhangs des Netzes „Natura 2000“ (Kohärenzsicherungsmaßnahmen) sein.49 Die mögliche Anordnung von Ausgleichsmaßnahmen stellt im Vgl. zu § 6 WindBG eine Neuerung dar und ist ein weiterer Schritt weg von der strengen Individuen- hin zu einer Populationsbetrachtung.\r\nIn der Gesetzesbegründung wird, wie in der Vollzugshilfe zu § 6 WindBG, klargestellt, dass für die Prüfung des Tötungs- und Verletzungsverbots bei kollisionsgefährdeten Brutvögeln § 45b Absatz 1 bis 5\r\ni. V. m. Anlage 1 BNatSchG sinngemäß angewendet werden kann.50\r\nOhne vorhandene Daten können nur Maßnahmen zur Minderung angeordnet werden, die ohne vorhandene Daten standardmäßig angeordnet werden können, wie schon unter § 6 WindBG. Dazu zählen beispielsweise Standard-Minderungsmaßnahmen wie die Baufeldfreimachung außerhalb der Fortpflanzungsperiode von Vögeln und Fledermäusen bei Gehölzfällungen sein oder die Standard-Minderungsmaßnahmen zur Minderung des Kollisionsrisikos für Fledermäuse nach § 6b Absatz 5 Satz\r\n2 WindBG. Weitere Schutzmaßnahmen zur Vermeidung der Tötung oder Verletzung von kollisionsgefährdeten Brutvögeln können in der Regel nur angeordnet werden, wenn aktuelle und genaue Daten über den Brutplatz vorliegen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n47 Vgl. Ebd.; für Näheres siehe BWE (2023): Praxisvorschläge zum Umgang mit-Fledermäusen bei Windenergievorhaben.\r\n48 Vgl. Ebd. S. 41.\r\n49 Ebd. S. 43 f.\r\n50 Ebd. S. 42, nicht verfügbar ist Maßnahme z.B. auch, wenn Maßnahme Zumutbarkeitsschwelle übersteigt und Maßnahme daher nur bis zur Schwelle angeordnet. Vgl. auch BMWK/BMUV (2023): Vollzugsempfehlung zu § 6 WindBG, S. 11.\r\n \r\n\r\n4.3.8\tUmweltauswirkungen festgestellt: Öffentlichkeitsbeteiligung und ggf. weitere Maßnahmen\r\nStellt die Zulassungsbehörde bei der Überprüfung hingegen fest, dass eindeutige Nachweise der entsprechenden Umweltauswirkungen vorliegen, so beteiligt sie im Zulassungsverfahren – auch in Fällen, in denen die Konzentrationswirkung nicht greift – die Öffentlichkeit entsprechend § 10 Absatz 3 bis 4 und 8 BImSchG mit der Maßgabe, dass ein Erörterungstermin nicht stattfindet. Das Ergebnis der Überprüfung ist zu begründen. Dabei sind die eindeutigen Nachweise, die Auswirkungen des Vorhabens, die Unzulänglichkeit vorgeschlagener Minderungsmaßnahmen sowie die geplanten weiteren Anordnungen der Behörde darzulegen. Diese Unterlagen sind gemeinsam mit den nach dem jeweiligen Fachrecht erforderlichen Unterlagen im Rahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung zur Einsicht auszulegen,\r\n§ 6b Absatz 6.51\r\nIm Anschluss an die Öffentlichkeitsbeteiligung prüft die Zulassungsbehörde die Anordnung weiterer oder anderer geeigneter und verhältnismäßiger Minderungsmaßnahmen im Hinblick auf diese Auswirkungen und ordnet sie ggf. im Zulassungsbescheid an. Soweit solche Maßnahmen nicht verfügbar sind,52 ordnet die Zulassungsbehörde gemäß § 6b Absatz 6 gegenüber der Antragstellerin geeignete und verhältnismäßige Ausgleichsmaßnahmen an.53\r\nDie Gesetzesbegründung erläutert detailliert, unter welchen Bedingungen von der Verhältnismäßigkeit der angeordneten Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen ausgegangen werden kann.54\r\n4.3.9\tRechtsbehelfe gegen das Ergebnis der Überprüfung\r\nRechtsbehelfe gegen das Ergebnis der Überprüfung, welche eine behördliche Verfahrenshandlung nach\r\n§ 44a der Verwaltungsgerichtsordnung (VwGO) darstellt, können nur gleichzeitig mit den gegen die Zulassungsentscheidung zulässigen Rechtsbehelfen angegriffen werden, § 6b Absatz 6 Satz 5 WindBG i.\r\nV. m. § 44a VwGO.\r\n\r\n4.4\tMaßnahmen nicht verfügbar oder Daten nicht vorhanden: Artenschutzabgabe\r\nSind erforderliche, geeignete und verhältnismäßige Minderungs- oder Ausgleichsmaßnahmen nicht verfügbar oder Daten zu den geschützten Artenvorkommen gar nicht vorhanden auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, ordnet die Zulassungsbehörde eine jährliche Zahlung in Geld ab Inbetriebnahme und für die gesamte Zeit des tatsächlichen Betriebes an, vgl. § 6b Absatz 7 WindBG.55\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n51 Nach § 3 Absatz 1 Satz 1 des Planungssicherstellungsgesetzes (PlanSiG) soll die Auslegung durch eine Veröffentlichung im Internet ersetzt werden, um dem Beschleunigungszweck der RED III Rechnung zu tragen, ebd. S. 43.\r\n52 Vgl. Ebd. S. 43 f., bereits in Vollzugshilfe von BMWK und BMUV zu § 6 WindBG, S. 12 f.\r\n53 Vgl. bereits vorstehender Punkt.\r\n54 Ebd. 44., ähnlich zu § 6 WindBG, vgl. Vollzugshilfe von BMWK und BMUV zu § 6 WindBG, S. 14 f.\r\n55 Vgl. Ebd. S. 45: Wird die WEA zum Beispiel länger als 20 Jahre betrieben, zahlt die Betreiberin auch nach Ablauf der 20 Jahre weiterhin den festgesetzten Betrag.\r\n \r\n\r\n4.4.1\tWEA: Maßnahmen nicht verfügbar und Abregelung für Vögel oder Investitionskosten über 17.000 Euro\r\nIm Falle, dass erforderliche, geeignete und verhältnismäßige Minderungs-/Ausgleichsmaßnahmen für das WEA-Vorhaben nicht oder nicht im erforderlichen Umfang verfügbar sind, aber Schutzmaßnahmen (Minderungs- oder Ausgleichsmaßnahmen) für Vögel, die die Abregelung der WEA betreffen,56 angeordnet werden oder die Investitionskosten von angeordneten Schutzmaßnahmen 17.000 Euro je Megawatt übersteigen, beträgt die Höhe der Zahlung 390 Euro je Megawatt installierter Leistung jährlich. Bei der Berechnung der Investitionskosten sind alle artenschutzrechtlichen Maßnahmen (Minderungs- oder Ausgleichsmaßnahmen) in Bezug auf alle Zugriffsverbote, alle Arten und errichtungs-\r\n, anlage- und betriebsbedingten Wirkungen, die mit Kostenaufwendungen verbunden sind, zu berücksichtigen. 57\r\n4.4.2\tWEA: Maßnahmen nicht verfügbar und keine Schutzmaßnahmen angeordnet\r\nIm Falle, dass erforderliche, geeignete und verhältnismäßige Minderungs-/Ausgleichsmaßnahmen für das WEA-Vorhaben nicht verfügbar oder unverhältnismäßig sind und keine Schutzmaßnahmen für Vögel angeordnet werden oder die Investitionskosten von angeordneten Schutzmaßnahmen bei =/< 17.000 Euro je Megawatt liegen, beträgt die Höhe der Zahlung 2600 Euro je Megawatt installierter Leistung jährlich.58\r\n4.4.3\tWEA: keine Daten verfügbar\r\nSofern keine Daten vorhanden sind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, beträgt die Höhe der Zahlung 1.000 Euro je Megawatt installierter Leistung.\r\n4.4.4\tEnergiespeicher: erforderliche Maßnahmen nicht verfügbar\r\nIm Falle, dass erforderliche, geeignete und verhältnismäßige Minderungs-/Ausgleichsmaßnahmen für das Energiespeicher am selben Standort nicht verfügbar sind, sind 16 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespeicher versiegelten Fläche jährlich zu zahlen.59\r\n4.4.5\tEnergiespeicher: keine Daten verfügbar\r\nSofern keine Daten vorhanden sind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, beträgt die Höhe der Zahlung 6 Euro pro Jahr und Quadratmeter der durch den Energiespeicher versiegelten Fläche.\r\n\r\n\r\n\r\n56 Schutzmaßnahmen in diesem Sinne umfassen alle Minderungsmaßnahmen für Vögel, die mit einer Abschaltung der Windenergieanlage einhergehen., Ebd.\r\n57 Vgl. Ebd auch zur Bedeutung von „Schutzmaßnahmen“. Die Höhe der Zahlung ergibt sich daraus, dass die angegebenen 7800 Euro in § 6b Absatz 7 Nr. 1 a) WindBG durch 20 (anzunehmende Betriebsdauer einer WEA) geteilt wird, vgl. § 6b Absatz 7 Satz 2-4 WindBG.\r\n58 Hier werden die angegebenen 52.000 Euro in § 6b Absatz 7 Nr. 1 b) WindBG durch 20 geteilt.\r\n59 Die Höhe der Zahlung ergibt sich daraus, dass die angegebenen 160 Euro in § 6b Absatz 7 Nr. 2 WindBG durch 10 (anzunehmende Betriebsdauer der Anlage) geteilt wird, vgl. § 6b Absatz 7 Satz 2-4 WindBG.\r\n \r\n\r\n4.5\tGrafische Darstellung Genehmigungsverfahren nach § 6b WindBG\r\n\r\n \r\n5\tGrafische Darstellung möglicher Genehmigungsverfahren\r\n\r\n \r\n6\tNeue Verfahrensvorgaben für die BImSch-Genehmigung\r\nDie Verfahrensregelungen für die BImSch-Genehmigung nach der Erneuerbare-Energien-Richtlinie waren in der alten Fassung in § 10 Absatz 5a BImSchG. geregelt. Diese Regelungen wurden nun in einen neuen § 10a BImSchG überführt und um die neuen Vorgaben der novellierten Erneuerbare-Energien-Richtlinie erweitert. Sie enthalten nun auch Fristvorgaben für die Vollständigkeitsbestätigung, die Vorgabe zur verpflichtenden Durchführung des elektronischen Verfahrens ab dem 21. November 2025 sowie Genehmigungsfristen für Repowering, für Anlagen unter 150 KW und für Energiespeicher am selben Standort in Beschleunigungsgebieten.\r\nDie Regelungen nach § 7 der 9. BImSchV zum Verfahrensablauf und zur Prüfung der Vollständigkeit gelten bis auf die nachfolgend dargestellten Anpassungen weiterhin.60\r\n6.1\t30/45-Tage-Frist für die Vollständigkeitsbestätigung – § 10a Absatz 4 BImSchG\r\nDie Frist zur Vollständigkeitsprüfung der Behörde in Beschleunigungsgebieten beträgt nunmehr genau 30 Tage (anstelle eines Monats)61, § 10a Absatz 4 BImSchG. Fristbeginn ist wie gehabt der Eingang des Antrags.\r\nNeu ist insbesondere, dass die Behörde der Antragstellerin innerhalb von 30 Tagen in Beschleunigungsgebieten bzw. innerhalb von 45 Tagen außerhalb von Beschleunigungsgebieten die Vollständigkeit der Unterlagen bestätigen muss. Sollte der Antrag oder die Unterlagen nicht vollständig sein, muss die zuständige Behörde die Antragstellerin unter Angabe der fehlenden Unterlagen innerhalb der 30 bzw. 45 Tage zur unverzüglichen Nachreichung der Unterlagen auffordern.\r\nDie Genehmigungsfrist beginnt spätestens mit der Bestätigung der Vollständigkeit. Da § 7 der\r\n9. BImSchV aber weiterhin anzuwenden ist, beginnt die Genehmigungsfrist in Beschleunigungsgebieten also spätestens nach 30 Tagen, auch ohne Bestätigung der Vollständigkeit, wenn auch keine Nachforderungen angestellt wurden. Im Falle von fristgerechten Nachforderungen beginnt die Genehmigungsfrist wie bisher mit dem Eingang der von der Behörde erstmalig nachgeforderten Unterlagen. Ist der Antrag schon vor Ablauf der 30 bzw. 45 Tage vollständig, ist der Tag der tatsächlichen Vollständigkeit maßgeblich. 62\r\n6.2\tVerpflichtende elektronische Verfahrensführung ab 21. November 2025\r\n– § 10a Absatz 5 BImSchG\r\nGemäß § 10a Absatz 5 BImSchG müssen Genehmigungsverfahren ab dem 21. November elektronisch durchgeführt werden. Das bedeutet, dass die gesamte Kommunikation zwischen Behörde und\r\n\r\n\r\n60 Vgl. § 10a Absatz 4 Satz 1 BImSchG und BT-Drucksache 21/568, S. 27 f.\r\n61 die Monatsfrist gilt weiterhin außerhalb von Beschleunigungsgebieten. Vgl. § 7 Absatz 1 Satz 1 der Neunten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (9. BImSchV).\r\n62  Für  weiteres  siehe  auch  Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft  Immissionsschutz  (LAI),  2025  –  Vollzugshinweise\r\n\"Vollständigkeitsprüfung und Nachreichen von Unterlagen“.\r\n \r\n\r\nAntragstellerin – die Antragseinreichung, ggf. das Nachreichen von Unterlagen, die Vollständigkeitsbestätigung, die Mitteilung des Zeitplans an die Antragstellerin sowie die Entscheidung über die Genehmigung selbst – grundsätzlich elektronisch erfolgen muss. Die Antragstellerin darf den Antrag aber auch in Papierform einreichen.63 Aus Gründen des effektiven Rechtsschutzes sind Personen, die Einwendungen erheben, von der Pflicht zur elektronischen Durchführung ausgenommen. Diese können also weiterhin auch schriftlich Einwendungen erheben. Die Regelungen des BImSchG zur ggf. erforderlichen Öffentlichkeitsbeteiligung bleiben unberührt. So muss den Beteiligten im Rahmen einer öffentlichen Auslegung auf Verlangen weiterhin eine leicht zu erreichende Zugangsmöglichkeit zur Verfügung gestellt werden.\r\nDie Antragstellerin hat einen Zugang für die Übermittlung elektronischer Dokumente sowie für die elektronische Zustellung zu eröffnen. Dies geschieht nach Ansicht des BWE durch ausdrückliche Benennung einer E-Mail-Adresse gegenüber der zuständigen Behörde, die sowohl für die Übermittlung elektronischer Dokumente als auch für die elektronische Zustellung im jeweiligen Genehmigungsverfahren gewidmet ist.64\r\nFür die elektronische Einreichung dürfte eine qualifizierte elektronische Signatur zwecks niedrigschwelligen Zugangs nicht zwingend notwendig ist.65 BWE-Mitglieder berichten bereits von entsprechenden Problemen mit den Behörden. Mitglieder berichten zudem, dass Behörden in der Vergangenheit regelmäßig zusätzlich zur digitalen Übermittlung der Unterlagen auch die Einreichung mehrerer Papierfassungen gefordert haben. Dies ist grundsätzlich nur zulässig, wenn eine Bearbeitung des Antrags anderenfalls nicht möglich ist.66 Diese Regelung gilt zumindest bis zum 21. November 2025 weiterhin.67\r\nIn der Gesetzesbegründung wird auf Seite 28 klargestellt, dass die einschlägigen Regelungen, insbesondere des BImSchG und der 9. BImSchV, die eine elektronische Durchführung des Genehmigungsverfahrens ermöglichen, anzuwenden sind. Auf Verlangen der Antragstellerin kann das Verfahren somit weiterhin bereits vor dem 21. November 2025 gemäß § 71e VwVfG in elektronischer Form abgewickelt werden.\r\nVor dem 21. November 2025 begonnene und bis danach laufende Genehmigungsverfahren sind dann elektronisch zu Ende zu führen, sodass ggf. von schriftlicher auf elektronische Kommunikation umgestellt werden muss.68\r\n\r\n\r\n\r\n63 Vgl. RED III, Art. 16 Absatz 3 S. 6: Die Antragstellerinnen dürfen die einschlägigen Unterlagen in digitaler Form einreichen; vgl. Gesetzesbegründung zu § 11a Absatz 4, S. 32.\r\n64 Es muss auch keine ausschließliche Widmung sein, sodass die E-Mailadresse einer Mitarbeiter*in der Antragstellerin ausreichen dürfte.\r\n65 Elektronischer Antrag gemäß § 10 Absatz 1 Satz 1 Var. 2 BImSchG setzt keine qualifizierte elektronische Signatur voraus, vgl. Landmann/Rohmer UmweltR/Dietlein BImSchG § 10 Rn. 53b.\r\n66 Vgl. § 10 Absatz 1 Satz 4 BImSchG: Erfolgt die Antragstellung elektronisch, kann die zuständige Behörde verlangen, dass die dem Antrag beizufügenden Unterlagen in Papierform übermittelt werden, soweit eine Bearbeitung anders nicht möglich ist-etwa bei konzentrierter Baugenehmigung in Bezug auf nicht digital lesbare Baupläne und Bauzeichnungen, vgl. LAI-Vollzugshinweise zur BImSchG-Novelle „Klimaschutz und Beschleunigung“, S. 13.\r\n67 Die RED III verlangt die elektronische Form in Art. 16 Absatz 3 S. 7 ab dem 21. November für alle Genehmigungsverfahren ohne Ausnahmen vorzusehen.\r\n68 Siehe § 67 Absatz 4 BImSchG.\r\n \r\n\r\n6.3\tGenehmigungsfristen für Repowering, Anlagen unter 150 KW und Energiespeicher in Beschleunigungsgebieten – § 10a Absatz 6 BImSchG\r\nGemäß § 10a Absatz 6 BImSchG ist in Beschleunigungsgebieten über Repowering-Vorhaben, Energiespeicher am selben Standort (vgl. Punkt 4.1) und neuen Anlagen mit einer Stromerzeugungskapazität unter 150 Kilowatt innerhalb von sechs Monaten zu entscheiden. Wenn das vereinfachte Verfahren ohne Öffentlichkeitsbeteiligung einschlägig ist, muss wie bisher grundsätzlich innerhalb von drei Monaten entschieden werden. In durch außergewöhnliche Umstände hinreichend begründeten Fällen kann die Genehmigungsbehörde die jeweilige Frist um bis zu drei Monate verlängern. Die Fristverlängerung ist gegenüber der Antragstellerin zu begründen.\r\nBereits jetzt beträgt die Genehmigungsfrist im förmlichen Verfahren für Repowering-Vorhaben sieben Monate mit einmaliger Verlängerungsmöglichkeit um drei Monate.69 Für Repowering-Vorhaben mit bis zu 19 Anlagen (ohne UVP) greift ohnehin das vereinfachte Verfahren.70 Somit geht mit der Neuregelung für diese Verfahren keine wesentliche Veränderung einher.\r\n6.4\tVerfahrenshandbuch: Informationen auch zu Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften – § 10a Absatz 3 BImSchG\r\nNach § 10a Absatz 3 hat die einheitliche Stelle im Verfahrenshandbuch sowie in den online zugänglich zu machenden Informationen für die Trägerinnen von Vorhaben nun auch Informationen zu Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften im Sinne der RED III bereitzustellen.71\r\n\r\n7\tNeue Verfahrensvorgaben für eine wasserrechtliche Genehmigung\r\n7.1\tAnwendungsbereich\r\nSofern eine WEA nach dem WHG erlaubnispflichtig ist, weil eine Gewässernutzung vorliegt, finden nunmehr die neuen Verfahrensregelungen, nach § 11a WHG auf das wasserrechtliche Genehmigungsverfahren Anwendung. Der § 11a WHG wurde an die Vorgaben der RED III angepasst, auf weitere EE-Anlagen wie WEA ausgeweitet und um weitere Verfahrensregelungen ergänzt. Hintergrund der Neuregelungen ist das Ziel der RED III, eine umfassende Verfahrensbeschleunigung u. a. für WEA zu erreichen. Die Regelungen sind sowohl für Neugenehmigungen als auch für Maßnahmen zur Effizienz-oder Kapazitätssteigerung der WEA im Rahmen von Modernisierungen oder Repowering anzuwenden.72\r\n\r\n\r\n69 Vgl. § 10 Absatz 6a BImSchG, zu beachten: Für im Zeitraum vom 30. Dezember – 30. Juni 2025 begonnene Repowering-Vorhaben (ab Vollständigkeitsbestätigung) gilt in allen EU-Mitgliedstaaten bereits eine Genehmigungsfrist von 6 Monaten gemäß Art. 5 Absatz 1 VO (EU) der EU-Notfallverordnung 2022/2577, vgl. auch BWE-Informationspapier (2023): Anwendungshilfe zur EU-Notfallverordnung, S. 2 und 5 f.\r\n70 Vgl. § 16b Absatz 6 BImSchG; vgl. zudem den Gesetzesentwurf des BMUKN zur Ausweitung des vereinfachten Verfahrens\r\n– hiernach sollen WEA nur noch im vereinfachten Verfahren genehmigt werden.\r\n71 Zur Definition von Erneuerbaren-Energien-Gesellschaften siehe Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummer 16 der RED III.\r\n72 Vgl. § 11a Absatz 1 Nr. 5 und Satz 2 WHG; reine Softwareupdates, die keine Auswirkungen insbesondere auf die Effizienz oder Kapazität der Anlage oder eines Anlagenteils haben, sind jedoch nicht umfasst, vgl. Gesetzesbegründung BT Drucksache 21/568, S. 31.\r\n \r\n\r\nWerden in Verbindung mit der WEA am selben Standort der Untergrund als Wärmespeicher genutzt oder ein Erdbecken als Wärmespeicher errichtet und betrieben, gelten die Vorschriften gemäß § 11a Absatz 1 Nr. 6 WHG auch für die Speicher.\r\nLaut Gesetzesbegründung werden insbesondere die Fälle erfasst, in denen für die Durchführung von Fundamentarbeiten an der betreffenden WEA mit bestehenden Auswirkungen auf das Grundwasser eine wasserrechtliche Erlaubnis erforderlich ist.73 Darüber hinaus kann eine wasserrechtliche Erlaubnis etwa auch dann erforderlich sein, wenn eine WEA in einem Gewässer errichtet werden soll.74\r\nGemäß der Übergangsregelung in § 108 WHG muss die zuständige Behörde ein Verfahren, das vor dem Inkrafttreten der Neuregelungen eingeleitet wurde, nach dem alten Recht fortführen.\r\n7.2\tInhalt der Neuregelungen\r\nInhaltlich orientieren sich die Neuregelungen im Sinne einer einheitlichen Verfahrensgestaltung weitgehend an den Verfahrensregelungen des BImSchG.\r\nAuf Antrag der Vorhabenträgerin wird das wasserrechtliche Genehmigungsverfahren – nunmehr auch im Fall von WEA – über eine einheitliche Stelle abgewickelt. Die einheitliche Stelle stellt ein Verfahrenshandbuch bereit und macht die Informationen auch im Internet zugänglich, § 11a Absatz 2 WHG, vgl. auch Punkt 6.4.\r\nAuch diese Verfahren müssen ab dem 21. November elektronisch durchgeführt werden. Die elektronische Durchführung des Erlaubnis- und Bewilligungsverfahrens umfasst das gesamte Verwaltungsverfahren. Zu den Ausführungen zur elektronischen Durchführung siehe bereits Punkt 6.2.\r\nEs gelten ebenfalls die Fristen von 30 Tagen innerhalb bzw. 45 Tagen außerhalb von Beschleunigungsgebieten ab Antragseinreichung für die Bestätigung zur Vollständigkeit bzw. für das Anstellen etwaiger Nachforderungen, vgl. Punkt 6.1. Zudem wird die Vollständigkeit entsprechend der Definition nach der 9. BImSchV (Prüffähigkeit) auch für die wasserrechtlichen Genehmigungsverfahren klarstellend definiert, § 11a Absatz 5 WHG.\r\nDie Genehmigungsfrist beginnt mit der Vollständigkeitsbestätigung der Behörde bzw. spätestens mit Ablauf der Prüffristen (30/45 Tage), wenn eine Bestätigung ausbleibt. Im Falle von Nachforderungen beginnt sie mit der Bestätigung des vollständigen Eingangs der von der Behörde erstmals nachgeforderten Antragsunterlagen. Die Genehmigungsfrist beträgt innerhalb von Beschleunigungsgebieten sechs Monate bei Errichtung einer WEA unter 150 KW, bei der Modernisierung einer WEA oder der Errichtung und dem Betrieb eines Wärmespeichers ohne Bohrung ins Erdreich im Zusammenhang mit einer zugehörigen WEA am selben Standort.75 Die ersten beiden Fristenregelungen tragen dem Umstand Rechnung, dass die Erteilung einer wasserrechtlichen Erlaubnis für WEA aufgrund der Tiefe der notwendigen Ausschachtungs- und Fundamentarbeiten sowie aufgrund des möglichen Standorts, z. B. in Gewässern, notwendig sein kann.76\r\n\r\n\r\n73 Vgl. § 49 Absatz 1 Satz 2 WHG.\r\n74 Vgl. BT-Drucksache. 21/568, S. 31.\r\n75 § 11a Absatz 7 Nr. 3 WHG.\r\n76 BT-Drucksache 21/568, S. 33.\r\n \r\n\r\nAnderenfalls beträgt die Verfahrensfrist für die wasserrechtliche Genehmigung für die Errichtung und Modernisierung einer WEA sieben Monate, also insbesondere, wenn die WEA eine installierte Leistung von über 150 KW aufweist oder außerhalb eines Beschleunigungsgebietes liegt. Gegebenenfalls beträgt die Frist ein Jahr bei einer Modernisierung der WEA, die nicht unter die vorigen Anwendungsbereiche fällt und bei der genannten Kombination von WEA und Wärmespeicher, wenn diese außerhalb von Beschleunigungsgebieten realisiert werden.\r\nDie zuständige Behörde kann die jeweilige zuvor genannte Frist in durch außergewöhnliche Umstände hinreichend begründeten Fällen einmalig um bis zu drei Monate verlängern. Dies gilt insbesondere, wenn die Prüfung von Anforderungen nach umweltrechtlichen Vorschriften, die der Umsetzung entsprechender Vorgaben der Europäischen Gemeinschaften oder der Europäischen Union dienen, mit einem erhöhten Zeitaufwand verbunden ist, z. B. bei einer Prüfung der Einhaltung der Bewirtschaftungsziele. Die zuständige Behörde teilt der einheitlichen Stelle, anderenfalls der Trägerin des Vorhabens die außergewöhnlichen Umstände mit, die die jeweilige Verlängerung der Frist rechtfertigen. Weitergehende bestehende Rechtsvorschriften der Länder, die kürzere Fristen vorsehen, bleiben unberührt.\r\nWenn für die WEA die Erteilung einer Befreiung nach den Verboten im Zusammenhang mit der Bebauung von Gewässerrandstreifen nach § 38 Absatz 5 WHG oder im Zusammenhang mit Wasserschutzgebieten nach § 52 Absatz 1 WHG erforderlich ist, gelten die vorgenannten Vorgaben zum elektronischen Verfahren und zu den Fristen entsprechend.\r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechpersonen\r\nElisabeth Görke | Justiziarin | e.goerke@wind-energie.de\r\n\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nLilien Böhl (Genehmigungsebenen) Elisabeth Görke (Planungsebene)\r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nSprecher*innenkreis des Juristischen Beirats Juristische AG Planungsrecht\r\nJuristische AG Genehmigungsrecht Juristische AG Naturschutzrecht Juristische AG Unternehmensjurist*innen Arbeitskreis Energiepolitik Naturschutzbeirat\r\nPlanerbeirat\r\n\r\nDatum\r\n12. September 2025\r\nInformationspapier\r\n\r\n\r\nGesetz zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) für Windenergie an Land\r\nBedeutung der Neuregelungen im Bundes-Immissionsschutzgesetz, Wasserhaushaltsgesetz, Windenergieflächenbedarfsgesetz, Baugesetzbuch und Raumordnungsgesetz\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nSeptember 2025\r\n \r\nInhalt\r\n \r\n1\tEinleitung\t4\r\n2\tÜberblick\t5\r\n3\tBeschleunigungsgebiete im Raumordnungs- und Bauplanungsrecht\t5\r\n3.1\tWelche Gebiete gelten als Beschleunigungsgebiete?\t5\r\n3.2\tNeue Pflicht zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten – § 28 Absatz 2 ROG\t6\r\n3.3\tAusweisung von Beschleunigungsgebieten als Rechtsakte „sui generis“\t7\r\n3.4\tAusnahmefall der nachgelagerten Ausweisung von Beschleunigungsgebieten – § 28 Absatz 5 ROG\r\n.\t7\r\n3.5\tWegfall der Ausweisungspflicht bei Zielerreichung – § 28 Absatz 4 ROG\t8\r\n3.6\tFestlegung geeigneter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen auf Planungsebene – Anlage\r\n3 zu § 28 Absatz 4 Satz 3 ROG\t9\r\n3.6.1\tAnlage 3 Nummer I\t9\r\n3.6.2\tAnlage 3 Nummer II\t10\r\n3.7\tÜbersicht der unterschiedlichen Flächenkategorien\t11\r\n4\tGenehmigungserleichterungen in Bestands- und neuen Beschleunigungsgebieten\r\n– der neue § 6b WindBG\t11\r\n4.1\tAnwendungsbereich\t11\r\n4.2\tRechtfolge: Entfall von Prüfpflichten\t13\r\n4.3\tStattdessen: sog. Überprüfung der Umweltauswirkungen\t14\r\n4.3.1\tÜberprüfungsfrist\t14\r\n4.3.2\tZu beteiligende Behörden\t14\r\n4.3.3\tDatenanforderungen\t14\r\n4.3.4\tMaßnahmenvorschläge durch die Antragstellerin\t15\r\n4.3.5\tPrüfungsmaßstab\t16\r\n4.3.6\tUnabhängig des Überprüfungsergebnisses: stets Minderungsmaßnahmen für Fledermäuse\t16\r\n4.3.7\tKeine Umweltauswirkungen festgestellt: ggf. erforderliche Minderungsmaßnahmen\t17\r\n4.3.8\tUmweltauswirkungen festgestellt: Öffentlichkeitsbeteiligung und ggf. weitere Maßnahmen\t18\r\n4.3.9\tRechtsbehelfe gegen das Ergebnis der Überprüfung\t18\r\n4.4\tMaßnahmen nicht verfügbar oder Daten nicht vorhanden: Artenschutzabgabe\t18\r\n4.4.1\tWEA: Maßnahmen nicht verfügbar und Abregelung für Vögel oder Investitionskosten über\r\n17.00\tEuro\t19\r\n4.4.2\tWEA: Maßnahmen nicht verfügbar und keine Schutzmaßnahmen angeordnet\t19\r\n4.4.3\tWEA: keine Daten verfügbar\t19\r\n4.4.4\tEnergiespeicher: erforderliche Maßnahmen nicht verfügbar\t19\r\n4.4.5\tEnergiespeicher: keine Daten verfügbar\t19\r\n4.5\tGrafische Darstellung Genehmigungsverfahren nach § 6b WindBG\t20\r\n5\tGrafische Darstellung möglicher Genehmigungsverfahren\t21\r\n6\tNeue Verfahrensvorgaben für die BImSch-Genehmigung\t22\r\n6.1\t30/45-Tage-Frist für die Vollständigkeitsbestätigung – § 10a Absatz 4 BImSchG\t22\r\n6.2\tVerpflichtende elektronische Verfahrensführung ab 21. November 2025 – § 10a Absatz 5 BImSchG\r\n.\t22\r\n6.3\tGenehmigungsfristen für Repowering, Anlagen unter 150 KW und Energiespeicher in Beschleunigungsgebieten – § 10a Absatz 6 BImSchG\t24\r\n6.4\tVerfahrenshandbuch: Informationen auch zu Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften – § 10a Absatz 3 BImSchG\t24\r\n7\tNeue Verfahrensvorgaben für eine wasserrechtliche Genehmigung\t24\r\n7.1\tAnwendungsbereich\t24\r\n7.2\tInhalt der Neuregelungen\t25\r\n \r\n1\tEinleitung\r\nDer Gesetzgeber hat eine umfassende Reform des Planungs- und Genehmigungsrechts beschlossen. Im Kern betrifft sie die Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie III („RED III“)1 in deutsches Recht. Den am 10. Juli 2025 vom Bundestag angenommenen Gesetzesentwürfen (BT-Drucksachen 21/568 und 21/797) 2 hat der Bundesrat am 11. Juli 2025 zugestimmt (BR-Drucksache 329-25)3. Der BWE hatte den Gesetzgebungsprozess über zwei Jahre mit Vorschlägen begleitet und zuletzt eine umfangreiche Stellungnahme in das parlamentarische Verfahren eingebracht.4 Das Gesetzespaket zur Umsetzung der RED III wurde am 14. August 2025 im Bundesgesetzblatt verkündet und ist seit dem 15. August 2025 in Kraft. Damit gelten nun umfassende Neuregelungen für die Planungs- und Genehmigungsverfahren von Windenergieanlagen an Land.\r\nMit dem Gesetz sollen dauerhaft die Voraussetzungen für einen beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien – insbesondere der Windenergie an Land – geschaffen werden. Die beschleunigende Wirkung der RED III ergibt sich vor allem aus der Einführung sogenannter Beschleunigungsgebiete. Diese Gebiete sollen maßgeblich dazu beitragen, die Ausbauziele bis 2030 zu erreichen. Die Grundidee besteht darin, bereits auf Plan- bzw. Gebietsebene umweltbezogene Aspekte zu berücksichtigen und Regeln für Minderungsmaßnahmen festzulegen. Dadurch können auf Genehmigungsebene Prüfpflichten vereinfacht werden oder sogar entfallen. Zugleich wurde auf Genehmigungsebene eine Anschlussregelung für den am 30. Juni 2025 ausgelaufenen § 6 WindBG5 geschaffen. Die bis dahin drohende Regelungslücke konnte dadurch weitgehend geschlossen werden.\r\nDieses Informationspapier ergänzt das Kurzpapier „Gesetzespaket zur RED III-Umsetzung und weiterer Änderungen“6 und bietet eine weitergehende Einordnung der Neuregelungen in Bezug auf die Planungs- und Genehmigungsebene für Windenergieanlagen an Land.7 Es berücksichtigt dabei allein die RED III-Umsetzung, nicht die weiteren, „RED III-fremden“ Regelungen8, die zusätzlich im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens getroffen wurden.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n1 RED III.\r\n2 BT-Drucksache 21/568 (mit Gesetzesbegründung I) und 21/797 (mit Gesetzesbegründung II).\r\n3 Konsolidierte Gesetzesfassung BR-Drucksache 329/25.\r\n4 BWE-Stellungnahme (2025): RED III – nationale Umsetzung im Bereich der Windenergie an Land.\r\n5 Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten (WindBG)\r\n6 Abrufbar im Mitgliederbereich.\r\n7 Das Informationspapier erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit und ist nicht abschließend.\r\n8 Vgl. hierzu weiter die Kritik in der BWE-Stellungnahme (2025): RED III – nationale Umsetzung im Bereich der Windenergie an Land, S. 6, 13, 27.\r\n \r\n2\tÜberblick\r\nIm Überblick und in der Reihenfolge des Artikelgesetzes sind dort insbesondere nachfolgende Änderungen zu finden:\r\n•\tBImSchG: Änderungen des Verfahrens nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG), einschließlich Änderungen der vereinfachten Änderungsverfahren nach § 16b Absatz 7 Satz 3 BImSchG,\r\n•\tWHG: Änderungen zur Erleichterung von Verfahren nach dem Wasserhaushaltsgesetz (WHG) für Vorhaben der Erneuerbaren Energien,\r\n•\tWindBG: Änderungen des WindBG, insbesondere für Genehmigungserleichterungen in Beschleunigungsgebieten (§ 6b WindBG) und für sogenannte Energiespeicheranlagen am selben Standort,\r\n•\tBauGB und ROG: Änderungen des Baugesetzbuches (BauGB) und des Raumordnungsgesetzes (ROG) zur Ausweisung neuer Beschleunigungsgebiete (BG) sowie zur nachträglichen Erklärung bereits ausgewiesener Windenergiegebiete zu Beschleunigungsgebieten sowie\r\n•\tÄnderungen des WindBG und des BauGB zur erheblichen Erschwerung von Genehmigungen außerhalb von Windenergiegebieten, unter anderem durch eine Einschränkung von § 2 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).\r\n\r\n3\tBeschleunigungsgebiete im Raumordnungs- und Bauplanungsrecht\r\nNachfolgend werden insbesondere die Neuerungen auf Ebene der Raumordnung dargestellt. Im Fokus steht dabei die Vorschrift des § 28 ROG, der Sonderregelungen für den Ausbau der Windenergie an Land enthält. Die Ausführungen gelten entsprechend auch für die Ebene der Flächennutzungspläne, da\r\n§ 249c BauGB eine vergleichbare Regelungsstruktur aufweist.\r\n\r\n3.1\tWelche Gebiete gelten als Beschleunigungsgebiete?\r\nEs gibt zwei Möglichkeiten, wie Windenergiegebiete gemäß § 2 Nr. 1 WindBG zu Beschleunigungsgebieten werden.\r\nZum einen sind Windenergiegebiete, die bis zum 19. Mai 2024 ausgewiesen wurden und die in § 6a Absatz 1 WindBG genannten Voraussetzungen erfüllen, automatisch Beschleunigungsgebiete („Bestands-Beschleunigungsgebiete“). Alle anderen Windenergiegebiete müssen erst noch nach § 249c BauGB und § 28 ROG zu Beschleunigungsgebiete erklärt werden.\r\nUnter die Kategorie „Beschleunigungsgebiete“ fallen somit nur solche Gebiete, die entweder „bis zum Ablauf des 19. Mai 2024 ausgewiesen worden sind“ und deshalb unter § 6a WindBG fallen, oder die nach den Neuregelungen künftig zu Beschleunigungsgebieten erklärt werden.\r\n \r\n\r\n3.2\tNeue Pflicht zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten – § 28 Absatz 2 ROG\r\nDer Gesetzgeber hat nun ein System eingeführt, das für manche Planungsträgerinnen mit erheblichen Veränderungen verbunden ist: Ab dem 15. August 2025 besteht die Pflicht, Windenergiegebieten zusätzlich als Beschleunigungsgebiete auszuweisen.9 Gebiete, die sich mit gebietsbezogenen Ausschlusstatbeständen überlagern, können nicht als Beschleunigungsgebiete ausgewiesen werden.10 Dazu zählen Natura-2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Nationalparks sowie Kern- oder Pflegezonen von Biosphärenreservaten oder „Gebiete mit landesweit bedeutenden Vorkommen mindestens einer durch den Ausbau der Windenergie betroffenen europäischen Vogelart nach § 7 Absatz 2 Nummer 12 des Bundesnaturschutzgesetzes einer in Anhang IV der Richtlinie 92/43/EWG aufgeführten Art oder einer Art, die in einer Rechtsverordnung nach § 54 Absatz 1 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes aufgeführt ist“.11 Sie gelten jedoch weiterhin als Windenergiegebiete im Sinne des WindBG bzw. wurden/werden als solche ausgewiesen.12\r\nDie Pflicht zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten gilt auch für die aktuell in Aufstellung befindlichen Verfahren. Der Gesetzgeber gewährt den Planungsträgerinnen allerdings die Möglichkeit, die Darstellung als Beschleunigungsgebiete ausnahmsweise in einem nachfolgenden Planverfahren zu erledigen (§ 28 Absatz 5 S. 2 ROG). Damit können die Planungsträgerinnen ein aktuell laufendes Verfahren gegebenenfalls zu Ende führen. Anschließend haben sie dann innerhalb von drei Monaten\r\n„nach Abschluss des Verfahrens zur Darstellung des Windenergiegebiets“13 ein separates Planverfahren zur Umstellung auf Beschleunigungsgebiete förmlich einzuleiten (weitere Informationen unter Punkt 3.4).\r\nAuch für Gebiete, deren Regionalpläne, die zur Erfüllung der Flächenbeitragswerte nach dem 19. Mai 2024 in Kraft getreten sind und Windenergiegebiete, aber noch keine Beschleunigungsgebiete ausweisen, sieht der Gesetzgeber ausdrücklich vor, dass sie ab Inkrafttreten des Gesetzes14 in einem separaten Planverfahren nachträglich zu Beschleunigungsgebieten zu erklären sind, § 28 Absatz 7 ROG. Damit können nun auch Vorhaben, die in nach dem 19. Mai 2024 neu ausgewiesenen Gebieten geplant werden, – nach den erforderlichen Umsetzungen auf Planebene – von den Genehmigungserleichterungen des § 6b WindBG profitieren.\r\nGemäß § 249c Absatz 1 BauGB gilt die Ausweisungspflicht als Beschleunigungsgebiet zudem für alle Windenergiegebiete, die in einem Flächennutzungsplan ausgewiesen sind und die gesetzlichen Anforderungen an Beschleunigungsgebiete erfüllen. Weist ein Flächennutzungsplan ein Windenergiegebiet aus, ist dieses in ein Beschleunigungsgebiet umzuwandeln. Bebauungspläne sind hiervon nicht betroffen, da sich § 249c Absatz 1 BauGB nur auf Flächennutzungspläne bezieht.\r\n\r\n\r\n9 § 249c Absatz 1 BauGB spricht hier von „zugleich“. Windenergiegebiete sind also im selben Planverfahren (siehe jedoch\r\nÜbergangsregelung in § 245f Absatz 3 BauGB) als Beschleunigungsgebiete auszuweisen.\r\n\r\n\r\n11 § 28 Absatz 2 Nr. 2 ROG bzw. § 249c Absatz 2 BauGB.\r\n12 Entspricht Flächenkategorie 3 der grafischen Darstellung unter Punkt 3.7.\r\n13 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 49.\r\n14 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 61.\r\n \r\n\r\nAllerdings können die Länder durch Landesgesetz Ausnahmen für die planaufstellenden Behörden bzw. Gemeinden bestimmen. So kann ein Land die weitere Ausweisung von Windenergiegebieten als Beschleunigungsgebiete ins Ermessen der planaufstellenden Behörden bzw. Gemeinden stellen, sobald und solange das jeweilige finale Mindestziel erreicht wird.15 Die Ausweisungspflicht wird damit\r\n„aufgeweicht“, sobald und solange Flächenbeitragswerte erreicht sind (Punkt 3.5).\r\n3.3\tAusweisung von Beschleunigungsgebieten als Rechtsakte „sui generis“\r\nDen Ausführungen in der Gesetzesbegründung zufolge handelt es sich bei den Ausweisungen als Vorranggebiet einerseits und als Beschleunigungsgebiet andererseits um getrennte Planfestlegungen. Der Begriff „Ausweisung von Beschleunigungsgebieten“ verdeutlicht zudem, dass es sich hierbei nicht um eine Festlegung im raumordnungsrechtlichen Sinne handelt, also weder um ein Vorrang- noch um ein Vorbehaltsgebiet bzw. weder um ein Ziel noch um einen Grundsatz der Raumordnung. Aufgrund der verpflichtenden Ausweisung von Beschleunigungsgebieten soll bei Vorliegen der Voraussetzungen des\r\n§ 28 Absatz 2 ROG in einem Windenergiegebiet auch keine Abwägung gegenläufiger Belange stattfinden. Die Ausweisung soll daher vielmehr ein Rechtsakt sein, der allein auf Artikel 15c der RED III fußt und dessen einzige Rechtsfolge die Erleichterungen auf Zulassungsebene sind.16 In ausgewiesenen Beschleunigungsgebieten ist demnach für Windenergieanlagen (WEA), Energiespeicher am selben Standort sowie Nebenanlagen das in § 6b des WindBG umgesetzte beschleunigte Genehmigungsverfahren anzuwenden.17\r\nUnklar ist bislang, welche Rechtsfolgen ein Verstoß gegen die Ausweisungspflicht als Beschleunigungsgebiet nach sich zieht. Leider sieht das Gesetz keine speziellen Sanktionsmechanismen vor. In jedem Fall schlagen aber nach dem klaren Wortlaut des § 28 Absatz 6 ROG bzw. § 249c Absatz 6 BauGB Fehler bei der zusätzlichen Ausweisung als Beschleunigungsgebiet nicht auf die Wirksamkeit des zugrunde liegenden Vorranggebietes durch.\r\n3.4\tAusnahmefall der nachgelagerten Ausweisung von Beschleunigungsgebieten – § 28 Absatz 5 ROG\r\nDer Gesetzgeber gewährt den Planungsträgerinnen ausnahmsweise die Möglichkeit, die Ausweisung als Beschleunigungsgebiete in einem nachgelagerten Planverfahren – also zeitlich nach der Ausweisung der Windenergiegebiete – durchzuführen. Laut der Gesetzesbegründung soll diese Regelung den Planungsträgerinnen zeitliche Flexibilität verschaffen, um die Flächenbeitragsziele des WindBG fristgerecht zu erfüllen. Die Ausnahmeregelung greift insbesondere dann, wenn eine gleichzeitige Ausweisung im ursprünglichen Verfahren zu erheblichen Verzögerungen führen würde.18\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n15 Vgl. § 28 Absatz 3 ROG, § 249c Absatz 4 BauGB.\r\n16 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 57.\r\n17 Weiteres unter Punkt 4.\r\n18 Vgl. § 245f Absatz 3 BauGB, welcher die Rechtslage in Bezug auf Beschleunigungsgebiete für Windenergie nach § 249c BauGB modifiziert. Ausweislich der Gesetzesbegründung (BT-Drucksache 21/797, S. 49) kann die nachträgliche Ausweisung der Beschleunigungsgebiete auch im vereinfachten Verfahren nach § 13 BauGB durchgeführt werden, wenn die dort geregelten Voraussetzungen vorliegen.\r\n \r\n\r\nNur in wenigen Ausnahmefällen führt eine gleichzeitige Ausweisung der Beschleunigungsgebiete im laufenden Verfahren zu einer solchen Verzögerung des laufenden Verfahrens, und zwar regelmäßig nur dann, wenn das Verfahren zur Ausweisung von Windenergiegebieten unmittelbar vor dem Abschluss steht. Das liegt daran, dass neue Windenergiegebiete, die nicht in den gesetzlich ausgeschlossenen Gebieten liegen, die Anforderungen an Beschleunigungsgebiete in der Regel bereits ohne Weiteres erfüllen dürften (siehe dazu näher unter Punkt 3.6). Eine nachgelagerte Ausweisung droht hingegen die wichtige Ausweisung der Beschleunigungsgebiete erheblich zu verzögern, weil das Gesetz nur eine Frist für die Einleitung des Verfahrens, jedoch keine Frist für dessen Abschluss vorsieht.\r\nDer Wortlaut von § 28 Absatz 5 Satz 2 ROG knüpft dafür an die förmliche Einleitung von Planaufstellungsverfahren an. Die Norm selbst definiert jedoch nicht, ab welchem Zeitpunkt von einer solchen förmlichen Einleitung auszugehen ist. Laut Gesetzesbegründung liegt eine förmliche Einleitung im Sinne dieser Vorschrift vor, wenn eine Veröffentlichung nach § 9 Absatz 2 Satz 2 ROG erfolgt ist. Das heißt, die Unterlagen wurden für die Dauer von mindestens einem Monat im Internet veröffentlicht.\r\nLaut Gesetzesbegründung handelt es sich bei der isolierten Ausweisung von Beschleunigungsgebieten um einen „eigenständigen planerischen Rechtsakt sui generis“. Da keine umfassende Abwägung aller Belange erfolgt, erfüllen Beschleunigungsgebiete sowie die Festlegung von Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen nicht die Voraussetzungen der §§ 3 und 7 ROG für Ziele oder Grundsätze und stellen keinen vollständigen Raumordnungsplan i.S.d. §§ 7 und 13 ROG dar.19\r\nFür das nachgelagerte Verfahren gelten die Regelungen zur\r\n•\tBegründung (§ 7 Absatz 5 ROG),\r\n•\tUmweltprüfung (§ 8 ROG),\r\n•\teingeschränkten Beteiligung (§ 9 Absatz 5 ROG) sowie\r\n•\tBekanntmachung und Planerhaltung (§§ 10 und 11 ROG) entsprechend.\r\n3.5\tWegfall der Ausweisungspflicht bei Zielerreichung – § 28 Absatz 4 ROG\r\nEin Land kann die weitere Ausweisung von Windenergiegebieten als Beschleunigungsgebiete ins Ermessen der Planungsträgerinnen stellen, sobald und solange das jeweilige finale Mindestziel erreicht wird.20 Die Ausweisungspflicht wird damit „aufgeweicht“, sobald und solange Flächenbeitragswerte nach Spalte 2 der Anlage zum WindBG erreicht sind.\r\nAusweislich der Gesetzesbegründung kann die planaufstellende Behörde von ihrem Ermessen Gebrauch machen, wenn bereits bei der Fassung des Planaufstellungsbeschlusses, die das zusätzliche Vorranggebiet für Windenergie enthält, der einschlägige Flächenbeitragswert/Teilflächenziel durch anderweitige, bereits in Kraft getretene Planungen erreicht wurde. Dies ist nicht der Fall, wenn der Flächenbeitragswert oder das Teilflächenziel erst bei Anrechnung der zu beschließenden Windenergiegebiete erreicht würde.\r\n\r\n\r\n19 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 60.\r\n20 Vgl. § 28 Absatz 4 ROG, § 249c Absatz 4 BauGB.\r\n \r\n \r\n\r\nWurde der Flächenbeitragswert nach Spalte 2 der Anlage zum WindBG erreicht, wird aber später ein Plan mit angerechneten Windenergiegebieten gerichtlich für unwirksam erklärt oder wird seine Unwirksamkeit in den Entscheidungsgründen angenommen, bleiben die durch den Plan ausgewiesenen Windenergiegebiete für ein Jahr ab Rechtskraft der Entscheidung weiterhin anrechenbar. In diesem Fall gilt der Flächenbeitragswert bzw. das Teilflächenziel weiterhin als eingehalten.21 Erst nach Ablauf dieser Frist wirkt sich die gerichtliche Entscheidung auf die Anrechenbarkeit aus. Das eröffnete Ermessen der planaufstellenden Behörde würde dann wieder in eine Verpflichtung zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten umschlagen.\r\n3.6\tFestlegung geeigneter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen auf Planungsebene – Anlage 3 zu § 28 Absatz 4 Satz 3 ROG\r\nDie grundlegendste Änderung auf Planebene ist die Darstellung geeigneter Regeln für wirksame naturschutzfachliche\tMinderungsmaßnahmen\tdurch\tdie\tplanaufstellende Raumordnungsbehörden.22 Gleiches gilt entsprechend auch für die Gemeinden, vgl. § 249c Absatz 3 BauGB. Diese müssen sich nun umfassender mit potenziellen Umweltauswirkungen und den entsprechenden Minderungsmaßnahmen befassen. Mit einer Anlage versucht der Gesetzgeber, dies handhabbar zu machen und stellt hierfür eine unverbindliche Hilfestellung zur Verfügung. Dabei dürfen auch eigene oder externe Leitfäden herangezogen werden. Ein ergänzender Bundesleitfaden soll als Konkretisierung der Anlage 3 zur Verfügung gestellt werden.\r\nDie Regeln dienen als Grundlage für projektbezogene Minderungsmaßnahmen, die im Genehmigungsverfahren  konkretisiert  und  angeordnet  werden.  So  werden  aus  den\r\n„flächenbezogenen“ Regeln für Minderungsmaßnahmen die „projektbezogenen“ Minderungsmaßnahmen entwickelt und sodann von der Genehmigungsbehörde gegenüber dem Vorhabenträger angeordnet.23\r\nIn neu auszuweisenden Beschleunigungsgebieten ist die Darstellung dieser Regeln Voraussetzung, um die Erleichterungen des § 6b WindBG für Windenergievorhaben nutzen zu können. Im Falle von Anträgen in Bestands-Beschleunigungsgebieten nach § 6a WindBG, für die es keine Regelungen für Minderungsmaßnahmen im Sinne des § 2 Nr. 5 WindBG gibt, genügt die Vorlage eigener Vorschläge von Minderungsmaßnahmen (weiteres unter Punkt 5.3.4).\r\n3.6.1\tAnlage 3 Nummer I\r\nAnlage 3 Nummer I beschreibt die Grundlagen für die Aufstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen und orientiert sich an den Kriterien des Artikels 15c Absatz 1 Unterabsatz 2 der RED III. Die Regeln sollen auf die Besonderheiten des jeweiligen Beschleunigungsgebiets, die Technologieart (z. B. Windenergie an Land) und die ermittelten Umweltauswirkungen ausgerichtet\r\n\r\n\r\n21 Vgl. § 4 Absatz 2 Satz 2 WindBG.\r\n22 Dennoch handelt es sich nicht um eine völlig grundlegende Neuerung, da bereits nach geltender Rechtslage bei der Ausweisung neuer Vorranggebiete für Windenergie im Rahmen der Planung „Maßnahmen zur Vermeidung, Verringerung und zum Ausgleich nachteiliger Auswirkungen“ festgelegt werden müssen (vgl. für Regionalpläne § 8 Absatz 1 und Anlage 1 Nr. 2 lit. c zum ROG und für Bauleitpläne §§ 2 Absatz 4, 2a und Anlage 1 Nr. 2 lit. c zum BauGB); Vgl. auch Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 57.\r\n23 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 54.\r\n \r\n\r\nwerden, wozu bestehende Daten aus Umweltprüfungen und ggf. FFH-Verträglichkeitsprüfungen heranzuziehen sind. Es besteht keine Pflicht zur zusätzlichen Datenerhebung und die Prüfungstiefe darf auf der Planungsebene angemessen reduziert sein. Insbesondere ist keine flächendeckende artenschutzrechtliche Kartierung erforderlich. Technologiespezifische Wirkfaktoren und potenzielle Umweltauswirkungen gelten einheitlich für alle Beschleunigungsgebiete, ebenso wie allgemeine Aussagen zur Sensibilität betroffener Arten und Lebensräume.\r\n3.6.2\tAnlage 3 Nummer II\r\nAnlage 3 Nummer II führt beispielhafte Kategorien von Minderungsmaßnahmen auf, deren konkrete Anwendung und Ausgestaltung den Ländern und Gemeinden überlassen bleibt. Dabei können auch standardisierte Regelwerke genutzt oder angepasst werden.\r\nDie Anlage 3 verweist in I.4 auf mögliche Umweltauswirkungen von WEA, darunter auch auf die betriebsbedingte Störung. Unter II.1 werden entsprechende Kategorien von Minderungsmaßnahmen genannt. Positiv hervorzuheben ist, dass bei kollisionsgefährdeten Brutvogelarten auf standardisierte Maßnahmen Bezug genommen wird. Diese dürften, wie die Anlage nahelegt, auch betriebsbedingte Störungen mit abdecken, da sie in diesem Zusammenhang explizit als geeignete Maßnahmen benannt werden.24 Rechtlich relevant bei der betriebsbedingten Störung ist allein die erhebliche Störung im Sinne einer populationsrelevanten Beeinträchtigung. Da für Fledermäuse hierzu keine belastbaren Nachweise vorliegen, dürfte diese Kategorie der Umweltauswirkung im Regelfall nicht einschlägig sein.\r\nZusammenfassend erleichtert der Gesetzgeber die Arbeit, indem er einen umfassenden Katalog geeigneter Regeln für wirksame Minderungsmaßnahmen bereitstellt. Er erschwert sie jedoch durch einige unbestimmte Rechtsbegriffe in den Kriterien für Beschleunigungsgebiete. Dies ist einer der Aspekte, bei denen der BWE auf Präzisierungen drängt,25 – am besten in einer ergänzenden Gesetzgebung und ansonsten in untergesetzlichen Maßstabsbildungen, z. B. in Vollzugshilfen oder Erlassen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n24 Zwar werden bei den möglichen Umweltauswirkungen auch betriebsbedingte Störungen von europäischen Vogelarten und Anhang-IV-Arten genannt, als betriebsbedingte Minderungsmaßnahmen werden jedoch ausdrücklich nur Schutzmaßnahmen für kollisionsgefährdete Brutvogelarten aufgeführt. Daraus ließe sich argumentieren, dass diese Maßnahmen auch betriebsbedingte Störungen mit abdecken, da andernfalls hierfür keinerlei Minderungsmaßnahmen kategorisiert wären. Dem lässt sich aber entgegenhalten, dass es sich bei den in Anlage 3 unter II. 1. c) aa) und bb) genannten Maßnahmen um\r\n„insbesondere“-Beispiele handelt. Vor diesem Hintergrund kann die Auffassung vertreten werden, dass für betriebsbedingte Störungen aufgrund der nicht abschließenden Aufzählung weitergehende, bislang nicht näher konkretisierte Minderungsmaßnahmen festzulegen sind.\r\n25 Vgl. hierzu Ausführungen zur Anlage 3 in der damaligen BWE-Stellungnahme (2024), RED III – nationale Umsetzung, S. 25 ff.\r\n \r\n\r\n3.7\tÜbersicht der unterschiedlichen Flächenkategorien\r\n\r\nFlächenkategorie 1\tFlächenkategorie 2\tFlächenkategorie 3\r\n\r\n\"Solarpaket 1\" hat Windenergiegebiete zu Beschleunigungsgebieten im Sinne der RED III erklärt (Bestands-Beschleunigungsgebiete).\r\nBis zum 19.05.2024 ausgewiesene Windenergiegebiete ohne Überlagerung naturschutzfachlich bedeutender Gebiete (Natura-2000-Gebiete etc.)\tNach Umsetzung der RED III in\r\nnationales Recht.\r\nAusweisung neuer Beschleunigungsgebiete in seit 20.05.2024 beendeten oder laufenden oder zukünftigen Verfahren.\r\nÜberlagerung von Natura-2000-Gebieten etc. unzulässig.\r\nAnders als in Kategorie 1 sind Regeln für Minderungsmaßnahmen erfasst.\t\r\n\r\n\r\nWindenergiegebiete, die wegen Überlappung mit Natura-2000-Gebieten etc. keine Beschleunigungsgebiete werden konnten bzw. können (ab jetzt), aber trotzdem ausgewiesen wurden/werden\r\n\r\n4\tGenehmigungserleichterungen in Bestands- und neuen Beschleunigungsgebieten – der neue § 6b WindBG\r\nIm Vergleich zu den Genehmigungserleichterungen nach dem inzwischen ausgelaufenen § 6 WindBG sieht § 6b WindBG deutlich weitergehende Erleichterungen vor. Er erstreckt sich insbesondere auch auf das Gebietsschutzrecht gemäß § 34 Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) sowie auf das Wasserrecht gemäß § 27 WHG (Punkt 7). Zugleich enthält § 6b WindBG detailliertere Vorgaben zum Umgang mit möglichen Umweltauswirkungen und stellt sicher, dass mit den Projekten angemessene Maßnahmen umgesetzt werden, um möglichen nachteiligen Umweltauswirkungen in den Beschleunigungsgebieten entgegenzuwirken (Punkt 4.3). Hervorzuheben ist zudem ein modifiziertes Zahlungssystem für die Abgabe in Artenhilfsprogramme, das zur Anwendung kommt, wenn keine hinreichenden naturschutzfachlichen Maßnahmen zur Verfügung stehen (Punkt 4.4).\r\nDer § 6b WindBG dient der Umsetzung der Vorgaben aus der RED III und zielt darauf ab, ihren Beschleunigungszweck zu weitestmöglicher Effektivität zu verhelfen und ihr Spielräume weitestmöglich auszunutzen.26\r\nLänder können nicht von den Regelungen des § 6b abweichen, vgl. Absatz 10.\r\n\r\n4.1\tAnwendungsbereich\r\nDer neue § 6b WindBG – die Anschlussregelungen an § 6 WindBG – regelt die Erleichterungen, die\r\ndauerhaft in den Zulassungsverfahren für WEA in neu ausgewiesenen Beschleunigungsgebieten nach\r\n§ 249c BauGB oder § 28 ROG sowie auch in Bestands-Beschleunigungsgebieten nach § 6a WindBG\r\n\r\n\r\n\r\n26 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/797, S. 38.\r\n \r\n\r\nanzuwenden sind.27 Grundsätzlich gelten die Erleichterungen gleichermaßen in beiden Gebietskategorien. Auf die Besonderheit in Bezug auf etwaig erforderliche Minderungsmaßnahmen wird nachfolgend näher eingegangen (Punkt 4.3.4).\r\nVerfahrenserleichterungen nach § 6 WindBG sind vorrangig anzuwenden, wenn ein Gebiet sowohl als Beschleunigungsgebiet qualifiziert ist und zugleich unter den Anwendungsbereich des § 6 WindBG fällt. Der Vorrang kommt zur Anwendung, wenn die Vorhabenträgerin bis zum 30. Juni 2025 einen entsprechenden Antrag auf Zulassung in einem Windenergiegebiet gestellt hat, dass zugleich Beschleunigungsgebiet ist oder im Zeitraum des Verfahrens zu einem solchen wurde. Die Antragstellerin kann in diesem Fall aber gegenüber der Zulassungsbehörde verlangen, dass das Verfahren nach § 6b statt nach § 6 WindBG geführt wird.28\r\nDie Erleichterungen gemäß § 6b Absatz 1 WindBG gelten für Anträge auf Errichtung und Betrieb oder Änderung der Lage, der Beschaffenheit oder des Betriebs einer WEA sowie ihrer Nebenanlagen nach\r\n§ 3 Nr. 15a EEG. Neu ist, dass sie im Vergleich zu § 6 WindBG auch auf Energiespeicher am selben Standort wie die Anlage anwendbar sind. Erfasst sind – wie schon nach § 6 WindBG – Neu- und Änderungsgenehmigungsverfahren sowie Vorbescheidsverfahren.29 Verfahren können immissionsschutzrechtliche Genehmigungsverfahren der WEA sein sowie weitere Verfahren insbesondere nach WHG oder Bundeswaldgesetz, die nicht von der Konzentrationswirkung des BImSchG umfasst sind.30\r\nEnergiespeicher am selben Standort sind Anlagen zur Speicherung von Strom oder Wärme, die weder planfeststellungsbedürftig noch plangenehmigungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer WEA an Land stehen und gegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen. Anlagen zur Speicherung von Wärme mit Bohrung ins Erdreich sind nicht erfasst, vgl. § 2 Nr. 6 WindBG. Zudem müssen sie bei der planerischen Ausweisung des Windenergiegebietes vorgesehen worden sein, vgl. § 6b Absatz 1 Nr. 3 WindBG. In der Gesetzesbegründung wird zur Voraussetzung der dienenden Funktion und des räumlich-funktionalen Zusammenhangs eines Energiespeichers am selben Standort weiter ausgeführt: „Der praxisrelevanteste Fall dürfte künftig der Batteriespeicher sein, der den Windpark bei der Markt- und Netzintegration des erzeugten Stroms unterstützt. Spätestens ab einer Flächenausdehnung des Batteriespeichers von zwei Hektar oder einer Höhe von acht Metern ist davon auszugehen, dass die Kriterien des räumlich-funktionalen Zusammenhangs und der dienenden Funktion nicht mehr erfüllt sind.“31 Auf Seite 49 der Gesetzesbegründung heißt es weiter, dass sie rechtlich aber nicht auf die Speicherung der vor Ort erzeugten Erneuerbaren Energie beschränkt sind, weil eine solche Vorgabe insbesondere bei einer Verbindung mit dem Strom- oder ggf. auch einem Wärmenetz nicht praktikabel erscheint.\r\nHinsichtlich der Voraussetzung der Lage der Anlagen in einem Beschleunigungsgebiet wird auf die Vollzugshilfe des BMWK/BMUKN zu § 6 WindBG verwiesen. 32 Für WEA richtet sich dies nach der im Plan\r\n\r\n\r\n27 Vgl. Überschrift von § 6b WindBG, Definition in Nr. 4 in § 2 WindBG sowie ebd., S. 47.\r\n28 Vgl. § 6b Absatz 9 WindBG.\r\n29 Vgl. Vollzugshilfe von BMWK und BMUV zu § 6 WindBG, S. 3.\r\n30 BT-Drucksache 21/568, S. 38.\r\n31 Ebd., S. 37.\r\n32 BMWK/BMUV (2023): Vollzugsempfehlung zu § 6 WindBG, S. 5.\r\n \r\n\r\nvorgesehenen Zuordnung („Rotor In“ bzw. „Rotor Out“). Bei Nebenanlagen gelten die Vereinfachungen in jedem Fall, soweit sie innerhalb des Beschleunigungsgebiets liegen. Befinden sich Teile der Nebenanlagen sowohl innerhalb als auch außerhalb des Gebiets, gelten die Erleichterungen zumindest für den innerhalb liegenden Teil.\r\n4.2\tRechtfolge: Entfall von Prüfpflichten\r\nIn den oben genannten Zulassungsverfahren entfallen die UVP-Prüfung, Natura-2000-Prüfung nach\r\n§ 34 BNatSchG, artenschutzrechtliche Prüfung nach § 44 Absatz 1 und 5 BNatSchG sowie die Prüfung der Bewirtschaftungsziele nach § 27 WHG (neu!) durch die BImSch-Behörde bzw. den Fachbehörden, vgl. § 6b Absatz 2 Satz 1 Nr. 1-4 WindBG.33\r\nRückausnahme: Die UVP ist jedoch bei grenzüberschreitenden Auswirkungen durchzuführen.34 Für Vorhaben, die voraussichtlich erhebliche Auswirkungen auf die Umwelt eines anderen Staates haben (vgl. § 2 Absatz 3 UVPG) oder ein anderer Staat, der von dem Vorhaben voraussichtlich erheblich betroffen ist, eine Beteiligung wünscht, entfällt die ggf. erforderliche UVP-Prüfung nach §§ 6,7 oder 9 UVPG nicht.35 Die Zulassungsbehörde prüft demnach, ob eine Pflicht zur grenzüberschreitenden UVP gemäß § 54 UVPG besteht.36\r\nIn Bezug auf die weiterhin zu prüfende Eingriffsregelung gilt: Inhalte der Prüfungen, die durch den Wegfall der Natura-2000-Prüfung und der Artenschutzprüfung nicht zu prüfen sind, sind bei der Prüfung der Eingriffsregelung nur zu berücksichtigen, soweit dies zur Ermittlung und Bewertung eines Eingriffs in Natur und Landschaft zwingend erforderlich ist.37 Laut Gesetzesbegründung ist die Berücksichtigung der Inhalte dann zwingend erforderlich, wenn anderenfalls die originären Anforderungen der Eingriffsregelung nicht ordnungsgemäß abgearbeitet werden könnten. Hiermit soll gewährleistet werden, dass die entfallenden Prüfungen nicht inhaltlich in die Prüfung der Eingriffsregelung verschoben werden.38\r\nEine über die nachfolgend dargestellte Überprüfung hinausgehende Prüfung der Vorschriften von §§ 34, 44 Absatz 1 BNatSchG und § 27 WHG ist nicht erforderlich, wenn erforderliche Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen bzw. etwaig erforderliche Zahlungen angeordnet werden, vgl. § 6b Absatz 8 WindBG, vgl. dazu Punkt 4.3.7 f. Die Genehmigung darf daher nach den genannten Vorschriften nicht versagt werden. Selbst wenn Verstöße gegen artenschutzrechtliche Verbote bestehen, die nicht vollständig durch Maßnahmen vermieden werden können, genügt die Zahlung in nationale Artenhilfsprogramme. Eine Ausnahmeprüfung nach § 34 Absatz 3–5 BNatSchG, nach § 45 Absatz 7 BNatSchG oder nach § 31 WHG ist nicht erforderlich – auch nicht, wenn die Zumutbarkeitsschwelle überschritten wird. Prüfungen zu Alternativen oder zum Erhaltungszustand von Populationen entfallen.\r\n\r\n\r\n33 Zum Wegfall der UVP und artenschutzrechtlichen Prüfung vgl. ebd., S. 7 ff.\r\n34 Auch in § 6 Absatz 1 Satz 2 WindBG wird klargestellt, dass eine UVP in Windenergiegebieten ausnahmsweise durchzuführen ist, wenn das Vorhaben voraussichtlich erhebliche Auswirkungen auf die Umwelt eines anderen Staates hat oder ein anderer Staat, der voraussichtlich erheblich betroffen ist, eine Beteiligung wünscht.\r\n35 Vgl. § 6b Absatz 1 Satz 4 WindBG.\r\n36 BT-Drucksache 21/568, S. 41 2. Absatz.\r\n37 § 6b Absatz 1 Satz 3 WindBG.\r\n38 Ebd., S. 39.\r\n \r\n\r\nAnforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts – wie Lärmschutz – bleiben natürlich unberührt, § 6b Absatz 8 S. 3 WindBG.\r\n4.3\tStattdessen: sog. Überprüfung der Umweltauswirkungen\r\nDie Zulassungsbehörde muss anstelle der wegfallenden Prüfungen nun eine Überprüfung der Umweltauswirkungen (Überprüfung) vornehmen, vgl. § 6b Absatz 1 Satz 2 und Absatz 2-6 WindBG. Bei Zulassungsverfahren, die nicht von der Konzentrationswirkung des BImSchG umfasst sind, wie bei Zulassungsverfahren nach dem WHG oder dem Bundeswaldgesetz, ist die jeweils zuständige Zulassungsbehörde auch für das Überprüfungsverfahren zuständig.39\r\nEs handelt sich um eine Überprüfung höchstwahrscheinlich erheblicher nachteiliger unvorhergesehener Umweltauswirkungen auf Grundlage vorhandener Daten, also um eine modifizierte Prüfung der Umweltauswirkungen zum Artenschutz, zum Habitatschutz und zu den Bewirtschaftungszielen nach § 27 WHG.\r\n4.3.1\tÜberprüfungsfrist\r\nDie Überprüfung durch die Zulassungsbehörde muss innerhalb von 45 Tagen ab dem Eingang der vollständigen Unterlagen erfolgen. Bei Anträgen zur Modernisierung (Repowering) oder für Anlagen unter 150 KW beträgt die Frist 30 Tage.\r\nDie Unterlagen sind – parallel zur Definition der Vollständigkeit für alle weitere Unterlagen aus § 7 Absatz 2 Satz 2 und 3 der 9. BImSchV – ab Prüffähigkeit vollständig, wobei es entsprechend des Prüfungsmaßstabes allein auf die Prüffähigkeit der zu betrachtenden Umweltauswirkungen ankommt. Für die Überprüfung müssen also nicht alle Unterlagen vorliegen, die für das gesamte Zulassungsverfahren erforderlich sind. In der Praxis kann es daher dazu kommen, dass die Verfahrensfrist für die Überprüfung zum Beispiel vor der Genehmigungsverfahrensfrist nach § 10 Absatz 6a Satz 1 des BImSchG zu laufen beginnt.40\r\n4.3.2\tZu beteiligende Behörden\r\nDie Zulassungsbehörde holt die Stellungnahmen der Behörden ein, deren Aufgabenbereich durch die Überprüfung berührt wird. Es wird klargestellt, dass auch im Rahmen der Überprüfung davon auszugehen ist, dass sich eine zu beteiligende Behörde diesbezüglich nicht äußern will, wenn sie innerhalb einer von der Zulassungsbehörde gesetzten, angemessenen Frist gegenüber der Zulassungsbehörde keine begründete Stellungnahme darüber abgibt, ob eindeutige Nachweise für höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen vorliegen, vgl. § 6b Absatz 4 Satz 4.\r\n4.3.3\tDatenanforderungen\r\nGemäß § 6b ist die Antragsstellerin – wie schon i. R. v. § 6 WindBG –nicht mehr verpflichtet, eine Kartierung vorzulegen. Stattdessen findet die Überprüfung nur auf Grundlage vorhandener und nach\r\n\r\n\r\n39 Vgl. Ebd.\r\n40 Vgl. Ebd. S. 42.\r\n \r\n\r\nfachlichen Standards erhobener Daten statt. In der Gesetzesbegründung sind die Anforderungen an die Daten näher ausgeführt. So sind Daten vorhanden, wenn sie der Genehmigungsbehörde bekannt sind und sie darauf tatsächlichen und rechtlichen Zugriff hat.41\r\nZum Zeitpunkt der Entscheidung über den Zulassungsantrag dürfen die Daten in der Regel nicht älter als fünf Jahre sein. Damit geht die Reglung über § 6 WindBG hinaus, der nur für fortlaufend aktualisierte behördliche Datensätze eine Ausnahme von der Fünf-Jahres-Grenze zugelassen hat. Daneben können nach § 6b im Einzelfall nach Validierung auch ältere Daten verwendet werden , beispielsweise bei einer Validierung durch Biotoptypen bei Daten zu standorttreuen, kollisionsgefährdeten Brutvogelarten.42\r\nGrundsätzlich dürfen nur Daten berücksichtigt werden, die eine ausreichende räumliche Genauigkeit zur Anordnung von Maßnahmen aufweisen. Die Anforderungen der räumlichen Genauigkeit richten sich nach den einschlägigen fachlichen Vorgaben für das jeweilige Zugriffsverbot. Im Gegensatz zu § 6 erlaubt § 6b zusätzlich Maßnahmen auf gröberem Maßstab: Soweit dies fachlich sinnvoll ist, können Minderungsmaßnahmen auch auf Grundlage erhobener Daten größeren Maßstabes (z. B. Messtischdatenblatt) festgelegt werden. Vereinfachungen der Länder, wie die Festlegungen artenschutzrechtlicher Minderungsmaßnahmen im Rahmen der planerischen Darstellung (wie aktuell in Nordrhein-Westfalen), sollen damit weiterhin möglich sein.43\r\n4.3.4\tMaßnahmenvorschläge durch die Antragstellerin\r\nDie Antragstellerin hat der Zulassungsbehörde aufgrund der im Plan bestimmten Regeln für Minderungsmaßnahmen und etwaiger weiterer eigener Vorschläge gegebenenfalls erforderliche Maßnahmen vorzulegen und darzulegen, wie mit diesen Maßnahmen den Umweltauswirkungen begegnet werden soll. Diese Unterlagen sind statt der Nachweise zur Einhaltung der Vorschriften nach den §§ 34 und 44 Absatz 1 des BNatSchG und § 27 des WHG und zusätzlich zu den nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts erforderlichen Unterlagen vorzulegen, vgl. § 6b Absatz 3 WindBG.\r\nIm Falle von Anträgen in Bestands-Beschleunigungsgebieten nach § 6a, für die es keine Regelungen für Minderungsmaßnahmen i. S. v. § 2 Nr. 5 WindBG gibt, genügt die Vorlage eigener Vorschläge von Minderungsmaßnahmen. Regeln für Minderungsmaßnahmen in § 2 Nr. 5 WindBG sind als solche Maßnahmen definiert, die i. R. d. Aufstellung neuer Beschleunigungsgebiete dargestellt bzw. aufgestellt wurden. Auch aus der Gesetzesbegründung ergibt sich, dass nur in den neuen Beschleunigungsgebieten das Maßnahmenpaket auf den Plan-Minderungsmaßnahmen beruhen muss.44\r\nSind  Daten  zu  den  relevanten  besonders  geschützten  Arten  vorhanden,  übermittelt  die\r\nZulassungsbehörde  der  Antragstellerin  diese  vorab.45  Auf  dieser  Grundlage  und  unter\r\n\r\n\r\n41 Vgl. BT-Drucksache 21/568, S. 39 f.; vgl. bereits gleichlautend hierzu BMWK/BMUV (2023): Vollzugsempfehlung zu § 6 WindBG, S. 9 f.\r\n42 § 6b Absatz 3 S. 3 und ebd. S. 40.\r\n43 Ebd. S. 40\r\n44 Vgl. BT-Drucksache 21/797, S. 47.\r\n45 Vgl. Gesetzesbegründung in BT-Drucksache 21/568 S. 40; Mitglieder berichten: Zulassungsbehörden übermitteln bisher im Anwendungsbereich von § 6 WindBG insb. bei Projekten in verschiedenen Bundesländern vorhandene Daten nicht/nur unzureichend. Eine UIG-Anfrage ist oft die einzige Möglichkeit, um Daten von der Behörde zu erhalten - nachdem vorab mit hohem Aufwand eigeninitiativ alternative Wege versucht werden. So werden auch die „Inhaberinnen“ der Daten (andere Projektiererinnen vor Ort) angefragt - aufgrund von Recht am geistigen Eigentum, insbesondere Urheberrechte oder andere\r\n \r\n\r\nInanspruchnahme öffentlich zugänglicher Daten schlägt und legt die Antragstellerin der Zulassungsbehörde in einem Maßnahmenkonzept geeignete und wirksame Minderungsmaßnahmen vor. Dies gilt auch für eine mögliche Beeinträchtigung der in § 27 des WHG genannten Bewirtschaftungsziele und der Erhaltungsziele im Sinne des § 7 Absatz 1 Nr. 9 BNatSchG, sofern erforderlich.\r\n4.3.5\tPrüfungsmaßstab\r\nGemäß § 6b Absatz 3 Satz 6 WindBG überprüft die Zulassungsbehörde unter Berücksichtigung der vorhandenen Daten und Unterlagen der Antragstellerin, ob eindeutige Nachweise vorliegen, dass das Vorhaben bei Durchführung der erforderlichenfalls vorgeschlagenen Maßnahmen höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen – angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets nach Anlage 3 Nummer 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung – haben wird, die\r\na.\tbei\tder\tStrategischen\tUmweltprüfung\toder\tbei\tder\tetwaigen\tNatura-2000-\r\nVerträglichkeitsprüfung im Planverfahren nicht ermittelt wurden und\r\nb.\tdadurch die Einhaltung der Vorschriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 BNatSchG oder des § 27 WHG nicht gewährleistet ist.\r\nAbweichend von den Regelungen des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) beschränkt sich die Prüfung auf die Schutzgüter der Vorschriften, die unter dem letzten Aufzählungszeichen genannt sind.46\r\nDie Behörde prüft, ob für das Vorhaben eine grenzüberschreitende Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) nach § 54 UVPG erforderlich ist. Die Bewertung möglicher erheblicher grenzüberschreitender Umweltauswirkungen erfolgt dabei nach § 2 Absatz 3 UVPG.\r\n4.3.6\tUnabhängig des Überprüfungsergebnisses: stets Minderungsmaßnahmen für Fledermäuse\r\nZum Schutz von Fledermäusen vor Tötung und Verletzung beim Betrieb der WEA hat die Zulassungsbehörde stets geeignete Minderungsmaßnahmen in Form einer Abregelung der WEA anzuordnen. Gemäß § 6b Absatz 5 Satz 2 WindBG kann die Zulassungsbehörde die angeordnete Abregelung auf Verlangen der Antragstellerin auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Rotorbereich der WEA anpassen.\r\nDie bisherige Regelung zum Schutz von Fledermäusen in § 6 Absatz 1 Satz 4 WindBG sieht dagegen eine zwingende Anpassung der Abregelung auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Gondelbereich der WEA vor.\r\nIn der Gesetzesbegründung wird näher ausgeführt, dass das Monitoring von Fledermäusen in der Regel über Gondelmikrofone an WEA erfolgt, wobei möglichst viele Anlagen innerhalb eines Windparks\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nGründe, könnten einer Herausgabe der Daten durch die Behörde entgegenstehen. Eine Klarstellung bzgl. der Übermittlung von Daten ist geboten, vgl. auch BWE-Stellungnahme zum Regierungsentwurf des Gesetzes zur RED III-Umsetzung, S. 18.\r\n46 Vgl. Ebd. S. 41.\r\n \r\n\r\nausgestattet werden sollten. Geeignete Maßnahmen können aber auch auf der Grundlage von Monitoring-Daten von benachbarten Anlagen getroffen werden.\r\nErgänzende Turmmikrofone können unter bestimmten Standortbedingungen die Genauigkeit der Abschaltberechnungen erhöhen, insbesondere bei Anlagen mit rotorfreien Bereichen unter 30 m bzw. 60 m, wenn sich große Quartiere schlaggefährdeter Arten in der Nähe befinden oder die Landnutzung (z. B. Gewässer, Holzlagerung, strukturreiche Wälder und Wiesen) eine hohe bodennahe Aktivität erwarten lässt. Derzeit kann ProBat die Daten aus Turmmikrofonen nicht nutzen. Eine technische Lösung zur Integration der Turmmikrofon-Daten in ProBat steht aus und wird für Ende 2025 erwartet.47\r\n4.3.7\tKeine Umweltauswirkungen festgestellt: ggf. erforderliche Minderungsmaßnahmen\r\nSofern die Zulassungsbehörde im Rahmen der Überprüfung keine eindeutigen Nachweise zu den Umweltauswirkungen feststellt, ordnet sie unter Berücksichtigung der Maßnahmenvorschläge der Antragstellerin nur die gegebenenfalls erforderlichen, geeigneten und verhältnismäßigen Minderungsmaßnahmen an, vgl. § 6b Absatz 5 WindBG. Dies erfolgt, wenn auf Grundlage der vorhandenen Daten ansonsten höchstwahrscheinlich ein Verstoß gegen die Zugriffsverbote des § 44 Absatz 1, gegen § 34 Absatz 1 des BNatSchG oder § 27 WHG zu erwarten ist und die Maßnahmen verhältnismäßig und verfügbar sind. Sind Minderungsmaßnahmen nicht verfügbar, prüft die Behörde, ob stattdessen geeignete und verhältnismäßige Ausgleichsmaßnahmen zur Verfügung stehen.48 Diese können insbesondere Maßnahmen zur Sicherung des Erhaltungszustands der Populationen einer Art (FCS-Maßnahmen) und sowie Maßnahmen zur Sicherung des Zusammenhangs des Netzes „Natura 2000“ (Kohärenzsicherungsmaßnahmen) sein.49 Die mögliche Anordnung von Ausgleichsmaßnahmen stellt im Vgl. zu § 6 WindBG eine Neuerung dar und ist ein weiterer Schritt weg von der strengen Individuen- hin zu einer Populationsbetrachtung.\r\nIn der Gesetzesbegründung wird, wie in der Vollzugshilfe zu § 6 WindBG, klargestellt, dass für die Prüfung des Tötungs- und Verletzungsverbots bei kollisionsgefährdeten Brutvögeln § 45b Absatz 1 bis 5\r\ni. V. m. Anlage 1 BNatSchG sinngemäß angewendet werden kann.50\r\nOhne vorhandene Daten können nur Maßnahmen zur Minderung angeordnet werden, die ohne vorhandene Daten standardmäßig angeordnet werden können, wie schon unter § 6 WindBG. Dazu zählen beispielsweise Standard-Minderungsmaßnahmen wie die Baufeldfreimachung außerhalb der Fortpflanzungsperiode von Vögeln und Fledermäusen bei Gehölzfällungen sein oder die Standard-Minderungsmaßnahmen zur Minderung des Kollisionsrisikos für Fledermäuse nach § 6b Absatz 5 Satz\r\n2 WindBG. Weitere Schutzmaßnahmen zur Vermeidung der Tötung oder Verletzung von kollisionsgefährdeten Brutvögeln können in der Regel nur angeordnet werden, wenn aktuelle und genaue Daten über den Brutplatz vorliegen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n47 Vgl. Ebd.; für Näheres siehe BWE (2023): Praxisvorschläge zum Umgang mit-Fledermäusen bei Windenergievorhaben.\r\n48 Vgl. Ebd. S. 41.\r\n49 Ebd. S. 43 f.\r\n50 Ebd. S. 42, nicht verfügbar ist Maßnahme z.B. auch, wenn Maßnahme Zumutbarkeitsschwelle übersteigt und Maßnahme daher nur bis zur Schwelle angeordnet. Vgl. auch BMWK/BMUV (2023): Vollzugsempfehlung zu § 6 WindBG, S. 11.\r\n \r\n\r\n4.3.8\tUmweltauswirkungen festgestellt: Öffentlichkeitsbeteiligung und ggf. weitere Maßnahmen\r\nStellt die Zulassungsbehörde bei der Überprüfung hingegen fest, dass eindeutige Nachweise der entsprechenden Umweltauswirkungen vorliegen, so beteiligt sie im Zulassungsverfahren – auch in Fällen, in denen die Konzentrationswirkung nicht greift – die Öffentlichkeit entsprechend § 10 Absatz 3 bis 4 und 8 BImSchG mit der Maßgabe, dass ein Erörterungstermin nicht stattfindet. Das Ergebnis der Überprüfung ist zu begründen. Dabei sind die eindeutigen Nachweise, die Auswirkungen des Vorhabens, die Unzulänglichkeit vorgeschlagener Minderungsmaßnahmen sowie die geplanten weiteren Anordnungen der Behörde darzulegen. Diese Unterlagen sind gemeinsam mit den nach dem jeweiligen Fachrecht erforderlichen Unterlagen im Rahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung zur Einsicht auszulegen,\r\n§ 6b Absatz 6.51\r\nIm Anschluss an die Öffentlichkeitsbeteiligung prüft die Zulassungsbehörde die Anordnung weiterer oder anderer geeigneter und verhältnismäßiger Minderungsmaßnahmen im Hinblick auf diese Auswirkungen und ordnet sie ggf. im Zulassungsbescheid an. Soweit solche Maßnahmen nicht verfügbar sind,52 ordnet die Zulassungsbehörde gemäß § 6b Absatz 6 gegenüber der Antragstellerin geeignete und verhältnismäßige Ausgleichsmaßnahmen an.53\r\nDie Gesetzesbegründung erläutert detailliert, unter welchen Bedingungen von der Verhältnismäßigkeit der angeordneten Minderungs- und Ausgleichsmaßnahmen ausgegangen werden kann.54\r\n4.3.9\tRechtsbehelfe gegen das Ergebnis der Überprüfung\r\nRechtsbehelfe gegen das Ergebnis der Überprüfung, welche eine behördliche Verfahrenshandlung nach\r\n§ 44a der Verwaltungsgerichtsordnung (VwGO) darstellt, können nur gleichzeitig mit den gegen die Zulassungsentscheidung zulässigen Rechtsbehelfen angegriffen werden, § 6b Absatz 6 Satz 5 WindBG i.\r\nV. m. § 44a VwGO.\r\n\r\n4.4\tMaßnahmen nicht verfügbar oder Daten nicht vorhanden: Artenschutzabgabe\r\nSind erforderliche, geeignete und verhältnismäßige Minderungs- oder Ausgleichsmaßnahmen nicht verfügbar oder Daten zu den geschützten Artenvorkommen gar nicht vorhanden auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, ordnet die Zulassungsbehörde eine jährliche Zahlung in Geld ab Inbetriebnahme und für die gesamte Zeit des tatsächlichen Betriebes an, vgl. § 6b Absatz 7 WindBG.55\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n51 Nach § 3 Absatz 1 Satz 1 des Planungssicherstellungsgesetzes (PlanSiG) soll die Auslegung durch eine Veröffentlichung im Internet ersetzt werden, um dem Beschleunigungszweck der RED III Rechnung zu tragen, ebd. S. 43.\r\n52 Vgl. Ebd. S. 43 f., bereits in Vollzugshilfe von BMWK und BMUV zu § 6 WindBG, S. 12 f.\r\n53 Vgl. bereits vorstehender Punkt.\r\n54 Ebd. 44., ähnlich zu § 6 WindBG, vgl. Vollzugshilfe von BMWK und BMUV zu § 6 WindBG, S. 14 f.\r\n55 Vgl. Ebd. S. 45: Wird die WEA zum Beispiel länger als 20 Jahre betrieben, zahlt die Betreiberin auch nach Ablauf der 20 Jahre weiterhin den festgesetzten Betrag.\r\n \r\n\r\n4.4.1\tWEA: Maßnahmen nicht verfügbar und Abregelung für Vögel oder Investitionskosten über 17.000 Euro\r\nIm Falle, dass erforderliche, geeignete und verhältnismäßige Minderungs-/Ausgleichsmaßnahmen für das WEA-Vorhaben nicht oder nicht im erforderlichen Umfang verfügbar sind, aber Schutzmaßnahmen (Minderungs- oder Ausgleichsmaßnahmen) für Vögel, die die Abregelung der WEA betreffen,56 angeordnet werden oder die Investitionskosten von angeordneten Schutzmaßnahmen 17.000 Euro je Megawatt übersteigen, beträgt die Höhe der Zahlung 390 Euro je Megawatt installierter Leistung jährlich. Bei der Berechnung der Investitionskosten sind alle artenschutzrechtlichen Maßnahmen (Minderungs- oder Ausgleichsmaßnahmen) in Bezug auf alle Zugriffsverbote, alle Arten und errichtungs-\r\n, anlage- und betriebsbedingten Wirkungen, die mit Kostenaufwendungen verbunden sind, zu berücksichtigen. 57\r\n4.4.2\tWEA: Maßnahmen nicht verfügbar und keine Schutzmaßnahmen angeordnet\r\nIm Falle, dass erforderliche, geeignete und verhältnismäßige Minderungs-/Ausgleichsmaßnahmen für das WEA-Vorhaben nicht verfügbar oder unverhältnismäßig sind und keine Schutzmaßnahmen für Vögel angeordnet werden oder die Investitionskosten von angeordneten Schutzmaßnahmen bei =/< 17.000 Euro je Megawatt liegen, beträgt die Höhe der Zahlung 2600 Euro je Megawatt installierter Leistung jährlich.58\r\n4.4.3\tWEA: keine Daten verfügbar\r\nSofern keine Daten vorhanden sind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, beträgt die Höhe der Zahlung 1.000 Euro je Megawatt installierter Leistung.\r\n4.4.4\tEnergiespeicher: erforderliche Maßnahmen nicht verfügbar\r\nIm Falle, dass erforderliche, geeignete und verhältnismäßige Minderungs-/Ausgleichsmaßnahmen für das Energiespeicher am selben Standort nicht verfügbar sind, sind 16 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespeicher versiegelten Fläche jährlich zu zahlen.59\r\n4.4.5\tEnergiespeicher: keine Daten verfügbar\r\nSofern keine Daten vorhanden sind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, beträgt die Höhe der Zahlung 6 Euro pro Jahr und Quadratmeter der durch den Energiespeicher versiegelten Fläche.\r\n\r\n\r\n\r\n56 Schutzmaßnahmen in diesem Sinne umfassen alle Minderungsmaßnahmen für Vögel, die mit einer Abschaltung der Windenergieanlage einhergehen., Ebd.\r\n57 Vgl. Ebd auch zur Bedeutung von „Schutzmaßnahmen“. Die Höhe der Zahlung ergibt sich daraus, dass die angegebenen 7800 Euro in § 6b Absatz 7 Nr. 1 a) WindBG durch 20 (anzunehmende Betriebsdauer einer WEA) geteilt wird, vgl. § 6b Absatz 7 Satz 2-4 WindBG.\r\n58 Hier werden die angegebenen 52.000 Euro in § 6b Absatz 7 Nr. 1 b) WindBG durch 20 geteilt.\r\n59 Die Höhe der Zahlung ergibt sich daraus, dass die angegebenen 160 Euro in § 6b Absatz 7 Nr. 2 WindBG durch 10 (anzunehmende Betriebsdauer der Anlage) geteilt wird, vgl. § 6b Absatz 7 Satz 2-4 WindBG.\r\n \r\n\r\n4.5\tGrafische Darstellung Genehmigungsverfahren nach § 6b WindBG\r\n\r\n \r\n5\tGrafische Darstellung möglicher Genehmigungsverfahren\r\n\r\n \r\n6\tNeue Verfahrensvorgaben für die BImSch-Genehmigung\r\nDie Verfahrensregelungen für die BImSch-Genehmigung nach der Erneuerbare-Energien-Richtlinie waren in der alten Fassung in § 10 Absatz 5a BImSchG. geregelt. Diese Regelungen wurden nun in einen neuen § 10a BImSchG überführt und um die neuen Vorgaben der novellierten Erneuerbare-Energien-Richtlinie erweitert. Sie enthalten nun auch Fristvorgaben für die Vollständigkeitsbestätigung, die Vorgabe zur verpflichtenden Durchführung des elektronischen Verfahrens ab dem 21. November 2025 sowie Genehmigungsfristen für Repowering, für Anlagen unter 150 KW und für Energiespeicher am selben Standort in Beschleunigungsgebieten.\r\nDie Regelungen nach § 7 der 9. BImSchV zum Verfahrensablauf und zur Prüfung der Vollständigkeit gelten bis auf die nachfolgend dargestellten Anpassungen weiterhin.60\r\n6.1\t30/45-Tage-Frist für die Vollständigkeitsbestätigung – § 10a Absatz 4 BImSchG\r\nDie Frist zur Vollständigkeitsprüfung der Behörde in Beschleunigungsgebieten beträgt nunmehr genau 30 Tage (anstelle eines Monats)61, § 10a Absatz 4 BImSchG. Fristbeginn ist wie gehabt der Eingang des Antrags.\r\nNeu ist insbesondere, dass die Behörde der Antragstellerin innerhalb von 30 Tagen in Beschleunigungsgebieten bzw. innerhalb von 45 Tagen außerhalb von Beschleunigungsgebieten die Vollständigkeit der Unterlagen bestätigen muss. Sollte der Antrag oder die Unterlagen nicht vollständig sein, muss die zuständige Behörde die Antragstellerin unter Angabe der fehlenden Unterlagen innerhalb der 30 bzw. 45 Tage zur unverzüglichen Nachreichung der Unterlagen auffordern.\r\nDie Genehmigungsfrist beginnt spätestens mit der Bestätigung der Vollständigkeit. Da § 7 der\r\n9. BImSchV aber weiterhin anzuwenden ist, beginnt die Genehmigungsfrist in Beschleunigungsgebieten also spätestens nach 30 Tagen, auch ohne Bestätigung der Vollständigkeit, wenn auch keine Nachforderungen angestellt wurden. Im Falle von fristgerechten Nachforderungen beginnt die Genehmigungsfrist wie bisher mit dem Eingang der von der Behörde erstmalig nachgeforderten Unterlagen. Ist der Antrag schon vor Ablauf der 30 bzw. 45 Tage vollständig, ist der Tag der tatsächlichen Vollständigkeit maßgeblich. 62\r\n6.2\tVerpflichtende elektronische Verfahrensführung ab 21. November 2025\r\n– § 10a Absatz 5 BImSchG\r\nGemäß § 10a Absatz 5 BImSchG müssen Genehmigungsverfahren ab dem 21. November elektronisch durchgeführt werden. Das bedeutet, dass die gesamte Kommunikation zwischen Behörde und\r\n\r\n\r\n60 Vgl. § 10a Absatz 4 Satz 1 BImSchG und BT-Drucksache 21/568, S. 27 f.\r\n61 die Monatsfrist gilt weiterhin außerhalb von Beschleunigungsgebieten. Vgl. § 7 Absatz 1 Satz 1 der Neunten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (9. BImSchV).\r\n62  Für  weiteres  siehe  auch  Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft  Immissionsschutz  (LAI),  2025  –  Vollzugshinweise\r\n\"Vollständigkeitsprüfung und Nachreichen von Unterlagen“.\r\n \r\n\r\nAntragstellerin – die Antragseinreichung, ggf. das Nachreichen von Unterlagen, die Vollständigkeitsbestätigung, die Mitteilung des Zeitplans an die Antragstellerin sowie die Entscheidung über die Genehmigung selbst – grundsätzlich elektronisch erfolgen muss. Die Antragstellerin darf den Antrag aber auch in Papierform einreichen.63 Aus Gründen des effektiven Rechtsschutzes sind Personen, die Einwendungen erheben, von der Pflicht zur elektronischen Durchführung ausgenommen. Diese können also weiterhin auch schriftlich Einwendungen erheben. Die Regelungen des BImSchG zur ggf. erforderlichen Öffentlichkeitsbeteiligung bleiben unberührt. So muss den Beteiligten im Rahmen einer öffentlichen Auslegung auf Verlangen weiterhin eine leicht zu erreichende Zugangsmöglichkeit zur Verfügung gestellt werden.\r\nDie Antragstellerin hat einen Zugang für die Übermittlung elektronischer Dokumente sowie für die elektronische Zustellung zu eröffnen. Dies geschieht nach Ansicht des BWE durch ausdrückliche Benennung einer E-Mail-Adresse gegenüber der zuständigen Behörde, die sowohl für die Übermittlung elektronischer Dokumente als auch für die elektronische Zustellung im jeweiligen Genehmigungsverfahren gewidmet ist.64\r\nFür die elektronische Einreichung dürfte eine qualifizierte elektronische Signatur zwecks niedrigschwelligen Zugangs nicht zwingend notwendig ist.65 BWE-Mitglieder berichten bereits von entsprechenden Problemen mit den Behörden. Mitglieder berichten zudem, dass Behörden in der Vergangenheit regelmäßig zusätzlich zur digitalen Übermittlung der Unterlagen auch die Einreichung mehrerer Papierfassungen gefordert haben. Dies ist grundsätzlich nur zulässig, wenn eine Bearbeitung des Antrags anderenfalls nicht möglich ist.66 Diese Regelung gilt zumindest bis zum 21. November 2025 weiterhin.67\r\nIn der Gesetzesbegründung wird auf Seite 28 klargestellt, dass die einschlägigen Regelungen, insbesondere des BImSchG und der 9. BImSchV, die eine elektronische Durchführung des Genehmigungsverfahrens ermöglichen, anzuwenden sind. Auf Verlangen der Antragstellerin kann das Verfahren somit weiterhin bereits vor dem 21. November 2025 gemäß § 71e VwVfG in elektronischer Form abgewickelt werden.\r\nVor dem 21. November 2025 begonnene und bis danach laufende Genehmigungsverfahren sind dann elektronisch zu Ende zu führen, sodass ggf. von schriftlicher auf elektronische Kommunikation umgestellt werden muss.68\r\n\r\n\r\n\r\n63 Vgl. RED III, Art. 16 Absatz 3 S. 6: Die Antragstellerinnen dürfen die einschlägigen Unterlagen in digitaler Form einreichen; vgl. Gesetzesbegründung zu § 11a Absatz 4, S. 32.\r\n64 Es muss auch keine ausschließliche Widmung sein, sodass die E-Mailadresse einer Mitarbeiter*in der Antragstellerin ausreichen dürfte.\r\n65 Elektronischer Antrag gemäß § 10 Absatz 1 Satz 1 Var. 2 BImSchG setzt keine qualifizierte elektronische Signatur voraus, vgl. Landmann/Rohmer UmweltR/Dietlein BImSchG § 10 Rn. 53b.\r\n66 Vgl. § 10 Absatz 1 Satz 4 BImSchG: Erfolgt die Antragstellung elektronisch, kann die zuständige Behörde verlangen, dass die dem Antrag beizufügenden Unterlagen in Papierform übermittelt werden, soweit eine Bearbeitung anders nicht möglich ist-etwa bei konzentrierter Baugenehmigung in Bezug auf nicht digital lesbare Baupläne und Bauzeichnungen, vgl. LAI-Vollzugshinweise zur BImSchG-Novelle „Klimaschutz und Beschleunigung“, S. 13.\r\n67 Die RED III verlangt die elektronische Form in Art. 16 Absatz 3 S. 7 ab dem 21. November für alle Genehmigungsverfahren ohne Ausnahmen vorzusehen.\r\n68 Siehe § 67 Absatz 4 BImSchG.\r\n \r\n\r\n6.3\tGenehmigungsfristen für Repowering, Anlagen unter 150 KW und Energiespeicher in Beschleunigungsgebieten – § 10a Absatz 6 BImSchG\r\nGemäß § 10a Absatz 6 BImSchG ist in Beschleunigungsgebieten über Repowering-Vorhaben, Energiespeicher am selben Standort (vgl. Punkt 4.1) und neuen Anlagen mit einer Stromerzeugungskapazität unter 150 Kilowatt innerhalb von sechs Monaten zu entscheiden. Wenn das vereinfachte Verfahren ohne Öffentlichkeitsbeteiligung einschlägig ist, muss wie bisher grundsätzlich innerhalb von drei Monaten entschieden werden. In durch außergewöhnliche Umstände hinreichend begründeten Fällen kann die Genehmigungsbehörde die jeweilige Frist um bis zu drei Monate verlängern. Die Fristverlängerung ist gegenüber der Antragstellerin zu begründen.\r\nBereits jetzt beträgt die Genehmigungsfrist im förmlichen Verfahren für Repowering-Vorhaben sieben Monate mit einmaliger Verlängerungsmöglichkeit um drei Monate.69 Für Repowering-Vorhaben mit bis zu 19 Anlagen (ohne UVP) greift ohnehin das vereinfachte Verfahren.70 Somit geht mit der Neuregelung für diese Verfahren keine wesentliche Veränderung einher.\r\n6.4\tVerfahrenshandbuch: Informationen auch zu Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften – § 10a Absatz 3 BImSchG\r\nNach § 10a Absatz 3 hat die einheitliche Stelle im Verfahrenshandbuch sowie in den online zugänglich zu machenden Informationen für die Trägerinnen von Vorhaben nun auch Informationen zu Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften im Sinne der RED III bereitzustellen.71\r\n\r\n7\tNeue Verfahrensvorgaben für eine wasserrechtliche Genehmigung\r\n7.1\tAnwendungsbereich\r\nSofern eine WEA nach dem WHG erlaubnispflichtig ist, weil eine Gewässernutzung vorliegt, finden nunmehr die neuen Verfahrensregelungen, nach § 11a WHG auf das wasserrechtliche Genehmigungsverfahren Anwendung. Der § 11a WHG wurde an die Vorgaben der RED III angepasst, auf weitere EE-Anlagen wie WEA ausgeweitet und um weitere Verfahrensregelungen ergänzt. Hintergrund der Neuregelungen ist das Ziel der RED III, eine umfassende Verfahrensbeschleunigung u. a. für WEA zu erreichen. Die Regelungen sind sowohl für Neugenehmigungen als auch für Maßnahmen zur Effizienz-oder Kapazitätssteigerung der WEA im Rahmen von Modernisierungen oder Repowering anzuwenden.72\r\n\r\n\r\n69 Vgl. § 10 Absatz 6a BImSchG, zu beachten: Für im Zeitraum vom 30. Dezember – 30. Juni 2025 begonnene Repowering-Vorhaben (ab Vollständigkeitsbestätigung) gilt in allen EU-Mitgliedstaaten bereits eine Genehmigungsfrist von 6 Monaten gemäß Art. 5 Absatz 1 VO (EU) der EU-Notfallverordnung 2022/2577, vgl. auch BWE-Informationspapier (2023): Anwendungshilfe zur EU-Notfallverordnung, S. 2 und 5 f.\r\n70 Vgl. § 16b Absatz 6 BImSchG; vgl. zudem den Gesetzesentwurf des BMUKN zur Ausweitung des vereinfachten Verfahrens\r\n– hiernach sollen WEA nur noch im vereinfachten Verfahren genehmigt werden.\r\n71 Zur Definition von Erneuerbaren-Energien-Gesellschaften siehe Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummer 16 der RED III.\r\n72 Vgl. § 11a Absatz 1 Nr. 5 und Satz 2 WHG; reine Softwareupdates, die keine Auswirkungen insbesondere auf die Effizienz oder Kapazität der Anlage oder eines Anlagenteils haben, sind jedoch nicht umfasst, vgl. Gesetzesbegründung BT Drucksache 21/568, S. 31.\r\n \r\n\r\nWerden in Verbindung mit der WEA am selben Standort der Untergrund als Wärmespeicher genutzt oder ein Erdbecken als Wärmespeicher errichtet und betrieben, gelten die Vorschriften gemäß § 11a Absatz 1 Nr. 6 WHG auch für die Speicher.\r\nLaut Gesetzesbegründung werden insbesondere die Fälle erfasst, in denen für die Durchführung von Fundamentarbeiten an der betreffenden WEA mit bestehenden Auswirkungen auf das Grundwasser eine wasserrechtliche Erlaubnis erforderlich ist.73 Darüber hinaus kann eine wasserrechtliche Erlaubnis etwa auch dann erforderlich sein, wenn eine WEA in einem Gewässer errichtet werden soll.74\r\nGemäß der Übergangsregelung in § 108 WHG muss die zuständige Behörde ein Verfahren, das vor dem Inkrafttreten der Neuregelungen eingeleitet wurde, nach dem alten Recht fortführen.\r\n7.2\tInhalt der Neuregelungen\r\nInhaltlich orientieren sich die Neuregelungen im Sinne einer einheitlichen Verfahrensgestaltung weitgehend an den Verfahrensregelungen des BImSchG.\r\nAuf Antrag der Vorhabenträgerin wird das wasserrechtliche Genehmigungsverfahren – nunmehr auch im Fall von WEA – über eine einheitliche Stelle abgewickelt. Die einheitliche Stelle stellt ein Verfahrenshandbuch bereit und macht die Informationen auch im Internet zugänglich, § 11a Absatz 2 WHG, vgl. auch Punkt 6.4.\r\nAuch diese Verfahren müssen ab dem 21. November elektronisch durchgeführt werden. Die elektronische Durchführung des Erlaubnis- und Bewilligungsverfahrens umfasst das gesamte Verwaltungsverfahren. Zu den Ausführungen zur elektronischen Durchführung siehe bereits Punkt 6.2.\r\nEs gelten ebenfalls die Fristen von 30 Tagen innerhalb bzw. 45 Tagen außerhalb von Beschleunigungsgebieten ab Antragseinreichung für die Bestätigung zur Vollständigkeit bzw. für das Anstellen etwaiger Nachforderungen, vgl. Punkt 6.1. Zudem wird die Vollständigkeit entsprechend der Definition nach der 9. BImSchV (Prüffähigkeit) auch für die wasserrechtlichen Genehmigungsverfahren klarstellend definiert, § 11a Absatz 5 WHG.\r\nDie Genehmigungsfrist beginnt mit der Vollständigkeitsbestätigung der Behörde bzw. spätestens mit Ablauf der Prüffristen (30/45 Tage), wenn eine Bestätigung ausbleibt. Im Falle von Nachforderungen beginnt sie mit der Bestätigung des vollständigen Eingangs der von der Behörde erstmals nachgeforderten Antragsunterlagen. Die Genehmigungsfrist beträgt innerhalb von Beschleunigungsgebieten sechs Monate bei Errichtung einer WEA unter 150 KW, bei der Modernisierung einer WEA oder der Errichtung und dem Betrieb eines Wärmespeichers ohne Bohrung ins Erdreich im Zusammenhang mit einer zugehörigen WEA am selben Standort.75 Die ersten beiden Fristenregelungen tragen dem Umstand Rechnung, dass die Erteilung einer wasserrechtlichen Erlaubnis für WEA aufgrund der Tiefe der notwendigen Ausschachtungs- und Fundamentarbeiten sowie aufgrund des möglichen Standorts, z. B. in Gewässern, notwendig sein kann.76\r\n\r\n\r\n73 Vgl. § 49 Absatz 1 Satz 2 WHG.\r\n74 Vgl. BT-Drucksache. 21/568, S. 31.\r\n75 § 11a Absatz 7 Nr. 3 WHG.\r\n76 BT-Drucksache 21/568, S. 33.\r\n \r\n\r\nAnderenfalls beträgt die Verfahrensfrist für die wasserrechtliche Genehmigung für die Errichtung und Modernisierung einer WEA sieben Monate, also insbesondere, wenn die WEA eine installierte Leistung von über 150 KW aufweist oder außerhalb eines Beschleunigungsgebietes liegt. Gegebenenfalls beträgt die Frist ein Jahr bei einer Modernisierung der WEA, die nicht unter die vorigen Anwendungsbereiche fällt und bei der genannten Kombination von WEA und Wärmespeicher, wenn diese außerhalb von Beschleunigungsgebieten realisiert werden.\r\nDie zuständige Behörde kann die jeweilige zuvor genannte Frist in durch außergewöhnliche Umstände hinreichend begründeten Fällen einmalig um bis zu drei Monate verlängern. Dies gilt insbesondere, wenn die Prüfung von Anforderungen nach umweltrechtlichen Vorschriften, die der Umsetzung entsprechender Vorgaben der Europäischen Gemeinschaften oder der Europäischen Union dienen, mit einem erhöhten Zeitaufwand verbunden ist, z. B. bei einer Prüfung der Einhaltung der Bewirtschaftungsziele. Die zuständige Behörde teilt der einheitlichen Stelle, anderenfalls der Trägerin des Vorhabens die außergewöhnlichen Umstände mit, die die jeweilige Verlängerung der Frist rechtfertigen. Weitergehende bestehende Rechtsvorschriften der Länder, die kürzere Fristen vorsehen, bleiben unberührt.\r\nWenn für die WEA die Erteilung einer Befreiung nach den Verboten im Zusammenhang mit der Bebauung von Gewässerrandstreifen nach § 38 Absatz 5 WHG oder im Zusammenhang mit Wasserschutzgebieten nach § 52 Absatz 1 WHG erforderlich ist, gelten die vorgenannten Vorgaben zum elektronischen Verfahren und zu den Fristen entsprechend.\r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechpersonen\r\nElisabeth Görke | Justiziarin | e.goerke@wind-energie.de\r\n\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nLilien Böhl (Genehmigungsebenen) Elisabeth Görke (Planungsebene)\r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nSprecher*innenkreis des Juristischen Beirats Juristische AG Planungsrecht\r\nJuristische AG Genehmigungsrecht Juristische AG Naturschutzrecht Juristische AG Unternehmensjurist*innen Arbeitskreis Energiepolitik Naturschutzbeirat\r\nPlanerbeirat\r\n\r\nDatum\r\n12. September 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022173","regulatoryProjectTitle":"Vorabposition EEG/EnWG Novelle","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/39/27/686802/Stellungnahme-Gutachten-SG2601280003.pdf","pdfPageCount":72,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n\r\n\r\n\r\nEmpfehlungen zur Novelle des EEG 2026\r\nUmsetzungsvorschläge für eine praxisgerechte und investitionssichere Weiterentwicklung des EEG und des EnWG\r\n\r\nDezember 2025\r\n \r\nInhalt\r\n \r\n1\tEinleitung\t5\r\n2\tDie wichtigsten Leitplanken für die Novelle\t6\r\n2.1\tAusbau im ganzen Land und in allen Regionen erforderlich\t6\r\n2.2\tInvestitionssicherheit für alle Akteursgruppen erhalten\t6\r\n2.3\tDeutsche und europäische Wertschöpfung entlang der gesamten Lieferkette stärken\t7\r\n2.4\tSystem- und Netzdienlichkeit der Windenergie durch Hochlauf von Flexibilität verbessern\t7\r\n2.5\tNetzdienliche Nutzungsmöglichkeiten von EE-Strom in Geschäftsmodellen vor Netzeinspeisung zulassen\t7\r\n2.6\tDigitalisierung und Transparenz im Netz gewährleisten\t8\r\n2.7\tHohe Ausschreibungsmengen sichern, um die Ziele zu erreichen\t8\r\n3\tBWE-Umsetzungsvorschläge\t9\r\n3.1\tZiele des EEG zukunftsgerecht weiterentwickeln\t9\r\n3.1.1\tAusschreibungsvolumina für Wind an Land über 2028 hinaus in § 28 EEG festschreiben\t9\r\n3.1.2\tAnpassung des Ausschreibungsvolumens bei Zielabweichungen in § 28 EEG\t9\r\n3.1.3\tAuslaufen der Förderung und Kohleausstieg in § 1a EEG entkoppeln, Deckel in § 4 EEG überdenken\t10\r\n3.1.4\tVielfalt der Beteiligten in § 1 EEG sichern und stärken\t11\r\n3.1.5\tAusnahme des EE-Vorrangs in § 2 EEG präzisieren\t11\r\n3.2\tAusschreibungssystem für Windenergie an Land weiterentwickeln\t12\r\n3.2.1\tEU-rechtskonformen\tInvestitionsrahmen   schaffen:   produktionsabhängigen Abschöpfungsmechanismus einführen\t12\r\n3.2.2\tNZIA-Vorgaben praxistauglich und bürokratiearm umsetzen\t14\r\n3.2.3\tDigitalisierung des Ausschreibungsverfahrens, Frist für die Bekanntgabe der Zuschläge in § 35\r\nEEG\t16\r\n3.2.4\tHöchstwert: Degressionsmechanismus in § 36b EEG abschaffen\t17\r\n3.2.5\tKeine Verringerung der Ausschreibungsvolumen um die besonderen Förderformen nach § 28 Absatz 3 Nr. 2 EEG\t18\r\n3.2.6\tZusatzgebote nach § 36j EEG nutzbar machen\t18\r\n3.3\tReferenzertragsmodell: Ausschluss von Sektormanagement und verbessertes Parklayout\t21\r\n3.4\tRegelungen für Bürgerenergiegesellschaften nutzbar machen\t22\r\n3.4.1\tBürgerwind in der Vorfinanzierungsphase stärken\t22\r\n3.4.2\tWindparkbegrenzung von 18 MW an moderne Anlagentechnik anpassen\t23\r\n3.4.3\tVergütungsregelung in § 46 EEG rechtssicher ausgestalten\t24\r\n3.4.4\tKlarstellung zum Zahlungsanspruch bei mehreren BEG-Anlagen in § 24 EEG\t25\r\n3.5\tRealisierungs- und Pönalfrist den aktuellen Umständen anpassen, vorzeitige Rückgabe von Zuschlägen ermöglichen – § 36e und § 55 EEG\t25\r\n3.6\tVerlängerungsoptionen der Realisierungsfrist in § 36e EEG ausreichend bemessen\t27\r\n3.6.1\tVerlängerungsoption aufgrund von Rechtsbehelfen Dritter gegen die Genehmigung\t27\r\n3.6.2\tVerlängerungsoption auch bei Änderungen oder Neuerteilung\t27\r\n3.6.3\tVerlängerungs- und Entwertungsoption bei Herstellerinsolvenz\t28\r\n3.6.4\tGesamten Förderzeitraum bei Fristverlängerungen wahren – § 36i EEG streichen\t29\r\n3.7\tKrisenmanagement der BNetzA ermöglichen – § 85 Absatz 2a EEG einführen\t29\r\n3.8\tTechnische Vorgaben für WEA anpassen\t31\r\n3.8.1\tFernsteuerungspflicht nach §§ 9 und 10b EEG praxistauglich ausgestalten\t31\r\n3.8.2\tPflicht zur Ausstattung mit „intelligenten Messsystemen“ nicht für ältere Anlagen im\r\nWeiterbetrieb\t33\r\n3.8.3\tInbetriebnahme und BNK-Ausstattung: Schutz vor unverschuldeter Pönalisierung\t33\r\n3.8.4\tGemeinsame Messung geförderter und nicht geförderter Strommengen in § 20 EEG ausdrücklich zulassen\t35\r\n3.8.5\tFrühzeitige Meldung eines technischen Defekts durch Netzbetreiberin und Beweislast angemessen in § 52 EEG verteilen\t36\r\n3.9\tPachtbegrenzung\t37\r\n3.10\tRecht zur Verlegung von Leitungen nach § 11a EEG nachbessern und private Grundstücke einbeziehen\t37\r\n3.11\tRecht zur Überfahrt nach § 11b EEG modernisieren\t39\r\n3.12\tHürden für Direktbelieferung der Industrie abbauen\t40\r\n3.12.1\tStreichung der unmittelbaren räumlichen Nähe in § 3 Nr. 16 und § 21b EEG\t41\r\n3.12.2\tDefinition der Direktleitung an EU-Vorgaben angepasst und Klarstellung zum Netzanschluss\r\nweiter erforderlich\t42\r\n3.12.3\tErgänzung zum Netzbegriff – § 11 Absatz 2 EEG\t43\r\n3.12.4\tKundenanlage neugestalten und auf EU-Ebene sinnvolle Lösung durchsetzen\t43\r\n3.13\tAbschluss von PPAs ermöglichen und fördern\t45\r\n3.13.1\tKeine Benachteiligung von PPAs durch Einführung eines Industriestrompreises\t45\r\n3.13.2\tStaatliche Absicherung für PPAs einführen\t45\r\n3.14\tKommunale Beteiligung stärken\t46\r\n3.14.1\tKein Flickenteppich – Rahmenvorgabe durch den Bund\t46\r\n3.14.2\tBerechnungsgrundlage vereinfachen – fiktive Strommengen in § 6 EEG streichen\t47\r\n3.14.3\tErstattung auf sonstige Direktvermarktung ausweiten – Gleichbehandlung aller Anlagen bei Zahlungen nach § 6 EEG\t48\r\n3.14.4\tTransparenz als Voraussetzung für Akzeptanz – § 6 EEG anpassen\t49\r\n3.15\tMonitoring und Berichtspflichten ausbauen\t50\r\n3.15.1\tFrühzeitige Berichte, auch zu Hemmnissen, Bebaubarkeit und Repowering in § 98 EEG\t50\r\n3.15.2\tMilitärische Belange in den Fortschrittsbericht der BReg nach § 99a EEG aufnehmen\t52\r\n3.16\tWeiterentwicklung des Netzanschlusses: Reservierung, Überbauung und Digitalisierung\t53\r\n3.16.1\tReservierung von Netzanschlusskapazität ermöglichen\t53\r\n3.16.2\tRecht auf NVP-Überbauung einführen\t56\r\n3.16.3\tNetzanschluss standardisieren, digitalisieren und automatisieren\t57\r\n3.17\tSynchronisation von EE- und Netzausbau ohne Redispatch-Vorbehalt\t61\r\n3.18\tMehr Flexibilitäten im Stromsystem\t62\r\n3.18.1\tMaßnahmenpaket zum Hochlauf von Großbatteriespeichern (BESS)\t63\r\n3.18.2\tWasserstoff: Investitionen anstoßen\t65\r\n3.18.3\tEinspeiseinfrastruktur vereinfachen – Ergänzung von § 3 Nr. 37 und Nr. 108 EnWG\t66\r\n \r\n1\tEinleitung\r\nDie Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in Deutschland vor knapp 25 Jahren hat Maßstäbe gesetzt und deshalb global Nachahmung erfahren. Das EEG schafft Planungssicherheit und Verlässlichkeit für Staat und Wirtschaft. Damit Deutschland seine Bedarfe nach klimaneutralem Strom decken und seine Vorreiterrolle in der international immer bedeutender werdenden Green-Tech-Industrie ausbauen kann, muss das EEG in der nun anstehenden Novelle weiterentwickelt werden, ohne die Investitionssicherheit zu beeinträchtigen. So bleibt die Energieversorgung Deutschlands dauerhaft sicher, bezahlbar und zunehmend klimaneutral.\r\nIm Koalitionsvertrag betonen CDU/CSU und SPD: „Wir wollen die Energiewende transparent, planbar und pragmatisch zum Erfolg machen. Bei der Energiewende machen wir Wirtschaft und Verbraucher stärker zu Mitgestaltern (unter anderem durch Entbürokratisierung, Mieterstrom, Bürgerenergie und Energy Sharing).“1\r\nWeiterhin heißt es: „Wir wollen für den weiteren Hochlauf von Erneuerbaren und Speichern einen gesicherten Investitionsrahmen bei zugleich verstärkter Einbindung marktwirtschaftlicher Instrumente. Der Investitionsrahmen wird hierfür in Einklang mit europäischen Vorgaben angepasst und dabei die Strommarktintegration der Erneuerbaren optimiert.“2 Zusätzlich bekennen sie sich dazu, die Direktversorgung von Unternehmen auszubauen,3 die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP) verbindlich zu machen und die Digitalisierung der Netze voranzutreiben.4\r\nDazu müssen in den kommenden Monaten klare Leitplanken verankert werden, die die Nachfrage der Wirtschaft und der privaten Haushalte nach bezahlbarer Energie in den Blick nehmen. Verantwortung darf kein leeres Schlagwort bleiben. Gerade die Windenergie als wichtigste Erneuerbare Erzeugungstechnologie kann und will mehr Verantwortung für das Gesamtsystem übernehmen. Dafür braucht es mehr Möglichkeiten, beispielsweise für die netzdienliche Nutzung von EE-Strom in Geschäftsmodellen vor der Netzeinspeisung. Schließlich gilt es jetzt, den Mut zu Investitionen in den Ausbau der Erneuerbaren und von Flexibilitäten zu fördern. So hat auch die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) in ihrer kürzlich veröffentlichten Studie „Wettbewerb(sfähigkeit) neu denken: Deutschlands Industrie am Scheideweg“5 unterstrichen, dass der Ausbau von Erneuerbaren Energien die zentrale Strategie für mehr Energiesicherheit in Europa ist. Der BWE begrüßt zudem die Beschlüsse des Koalitionsausschusses vom 13. November 2025, an den ambitionierten EE-Ausbauzielen auf aktuellem Niveau festzuhalten. Die Branche braucht jetzt konkretisierte Ausschreibungsvolumina für die Folgejahre nach 2028.\r\nDie EEG-Novelle kann den Weg für eine moderne Energiepolitik ebnen, die Systemintegration, Bürgerbeteiligung und Wirtschaftlichkeit miteinander in Einklang bringt. Mit einem klaren und langfristig verlässlichen rechtlichen Rahmen wird Deutschland seine Energieversorgung bezahlbar, resilient, und zukunftssicher aufstellen und seine Klimaziele erreichen. Dabei ist auch die Stärkung von\r\n\r\n\r\n1 Koalitionsvertrag, Rn. 934-836.\r\n2 Ebd. Rn. 1018-1021.\r\n3 Ebd. Rn. 996–997 sowie Rn. 103.\r\n4 Ebd. Rn. 987–989.\r\n5 KfW-Studie (2025): Wettbewerb(sfähigkeit) neu denken: Deutschlands Industrie am Scheideweg.\r\n \r\n\r\nBürgerenergiegesellschaften als wichtige Säule der Erneuerbaren Energien (EE) in den Blick zu nehmen, da sie Akzeptanz schaffen, regionale Wertschöpfung sichern und den dezentralen EE-Ausbau mit tragen.\r\nMit diesem Positionspapier legt der BWE Empfehlungen zur anstehenden EEG-Novelle vor, um den Erfolg der Energiewende zu verstetigen. Dabei werden bereits zuvor an verschiedenen Stellen eingebrachte Vorschläge mit neuen Empfehlungen zur Weiterentwicklung des EEG und des EnWG zusammengeführt. Die unter Punkt 3 dargestellten Umsetzungsvorschläge sind nicht der Priorität nach geordnet. Zur Einordnung der Schwerpunkte wird auf die nachfolgend dargestellten Leitplanken verwiesen.\r\n\r\n2\tDie wichtigsten Leitplanken für die Novelle\r\nDie unter Punkt 3 aufgeführten Umsetzungsvorschläge orientieren sich an den folgenden Leitplanken für die EEG-Novelle:\r\n2.1\tAusbau im ganzen Land und in allen Regionen erforderlich\r\nEs ist ein Ausbau im ganzen Land und in allen Regionen erforderlich, um eine systemdienliche, flächendeckende und akzeptanzsichernde Verteilung des Windenergiezubaus zu erhalten.\r\nDeutschland benötigt einen verlässlichen, bundesweiten Ausbau der Windenergie, um den steigenden Strombedarf von Industrie, Haushalten und Verkehr zu decken. Starke Ausbauziele unterstreichen den politischen Willen für Unabhängigkeit und Energiesouveränität. Ausschreibungsvolumina müssen auch nach 2028 jeweils mindestens 10 GW jährlich betragen und zugleich einen Impuls für die Erneuerung des Anlagenparks geben.\r\nWenn alle Regionen planbar Flächen bereitstellen und die erreichten Erfolge beim Genehmigungstempo fortbestehen, schafft dies die Basis für eine sichere Energieversorgung. Die lokale Beteiligung auch über den § 6 EEG hinaus ist und bleibt ein Anliegen der Branche. Für mehr Transparenz sollten die Regelungen in allen Bundesländern innerhalb eines einheitlichen Rahmens umgesetzt werden. Dabei sind auch Bürgerenergiegesellschaften als wichtige Säule der EE zu stärken.\r\n2.2\tInvestitionssicherheit für alle Akteursgruppen erhalten\r\nDie Investitionssicherheit muss für alle Akteursgruppen erhalten bleiben. Die Energiewende lebt von der Vielfalt ihrer Akteurinnen6 – Bürgerenergie, Mittelstand, Stadtwerke und Industrie. Diese Vielfalt schafft Akzeptanz und Resilienz. Realisierungsfristen müssen an die unterschiedlichen Realitäten angepasst (mind. 42 Monate) und Pönalen angeglichen werden. Lieferkettenengpässe, Rechtsstreitigkeiten oder Herstellerinsolvenzen dürfen nicht zu unverhältnismäßigen Strafzahlungen führen.\r\nDer BWE begrüßt grundsätzlich die Einführung eines rechtskonformen Rahmens für zweiseitige Differenzverträge (CfD) zur Förderung Erneuerbarer Energien, sofern dieser Investitionssicherheit\r\n\r\n\r\n\r\n6 Da es sich bei den Akteurinnen, Planerinnen, Vorhabenträgerinnen etc. um juristische Personen handelt, wird das Femininum verwendet.\r\n \r\n\r\nschafft und die Marktintegration stärkt. Es gilt, diesen sowie den angekündigten Abschöpfungsmechanismus bürokratiearm umzusetzen.\r\nErforderlich ist die im Koalitionsvertrag angekündigte Öffnung für Investitionsfonds in die Energieinfrastruktur. So lässt sich über das Standortförderungsgesetz hinaus privates und institutionelles Kapital mobilisieren.\r\n2.3\tDeutsche und europäische Wertschöpfung entlang der gesamten Lieferkette stärken\r\nDie deutsche und europäische Wertschöpfung muss entlang der gesamten Lieferkette gestärkt werden.\r\nDer Ausbau Erneuerbarer Energien ist eine zentrale Strategie, um die Energiesicherheit und Resilienz in Europa zu erhöhen. Die bisherige Importabhängigkeit soll durch eine geografische Diversifizierung der Lieferketten für Schlüsseltechnologien der Energiewende zurückgedrängt werden.\r\nEin wesentliches Instrument dafür soll die europäische Verordnung Net-Zero Industry Act (NZIA) sein, deren Umsetzung im Rahmen der EEG-Novelle angestoßen wird und die in das deutsche Ausschreibungssystem integriert werden muss. Hierbei ist auf EU-einheitliche und bürokratiearme Regelungen zu achten. Wichtig ist insbesondere, dass die über NZIA ausgeschriebenen Mengen auf das Ausschreibungsvolumen aufgeschlagen werden.\r\n2.4\tSystem- und Netzdienlichkeit der Windenergie durch Hochlauf von Flexibilität verbessern\r\nDurch einen Hochlauf der Flexibilitäten sollen System- und Netzdienlichkeit der Windenergie verbessert werden. Flexibilität ist der Schlüssel zum Gelingen eines erneuerbaren Energiesystems. Speicher, Elektrolyseure, Power2Heat-Anwendungen, Direktbelieferung von Unternehmen, Energy Sharing und regionale Stromnutzung sind im Koalitionsvertrag fest verankert – die Energieministerkonferenz der Länder hat dies bekräftigt.\r\nDiese Technologien entschärfen Netzengpässe, stabilisieren den Marktwert der Erneuerbaren und senken langfristig die EEG-Differenzkosten. Auch das erforderliche Back-up lässt sich über Biomasse, Batteriespeicher und Elektrolyseure am Markt organisieren. Die Privilegierung von Batteriespeichern unter bestimmten Voraussetzungen im Außenbereich ist ein richtiger Schritt in diese Richtung.\r\n2.5\tNetzdienliche Nutzungsmöglichkeiten von EE-Strom in Geschäftsmodellen vor Netzeinspeisung zulassen\r\nDaneben müssen die systemdienlichen Nutzungsmöglichkeiten von EE-Strom in Geschäftsmodellen vor der Netzeinspeisung vereinfacht werden.\r\nViele innovative Modelle scheitern, weil die Regulierung fast ausschließlich die Netzeinspeisung vorsieht. Um grünen Strom effizienter zu nutzen, müssen Geschäftsmodelle vor der Einspeisung möglich werden:\r\n•\tEnergiespeicher und Ladepunkte in Einspeiseinfrastruktur,\r\n•\trechtssichere Power-Purchase-Agreement-Strukturen (PPA),\r\n \r\n\r\n•\tregionale Direktbelieferung der Industrie,\r\n•\tEnergy Sharing.\r\nDiese Nutzungen und die netzdienliche Verwendung entlasten die Netze und erhöhen die Systemeffizienz. Auch im Bereich der „Kundenanlagen“ ist eine rasche EU-rechtskonforme Lösung erforderlich.\r\n2.6\tDigitalisierung und Transparenz im Netz gewährleisten\r\nInsgesamt sind Standardisierung, Digitalisierung und Transparenz im Netz (Netzanschluss, Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP) etc.) zu optimieren.\r\nDer für das Gesamtsystem wichtige und zügige Ausbau der Windenergie trifft auf Engpässe beim Netzanschluss. Ein Netzanschlussbegehren sollte eine reservierende Wirkung haben und es sollte ein unverbindliches Auskunftsrecht eingeführt werden. Der gesamte Anschlussprozess braucht Standardisierung, Digitalisierung und Transparenz sowie verbindliche Fristen.\r\nRegulatorische Schlüsselmaßnahmen:\r\n•\tReservierung von Netzanschlusskapazität ermöglichen.\r\n•\tRecht auf NVP-Überbauung einführen, um vorhandene Infrastruktur besser auszulasten.\r\n•\tStandardisierung der technischen Anschlussbedingungen (Trafos, Schaltschränke, Messtechnik etc.), um Preisauftrieb in Lieferketten zu dämpfen.\r\n•\tGesetzlich vorgeschriebene Digitalisierung des Netzanschlussprozesses vollständig umsetzen.\r\n•\tSynchronisation von EE- und Netzausbau ohne Redispatch-Vorbehalt vollziehen – u. a. Beschleunigung der Verteilnetzertüchtigung durch Umstellung auf ein Bauanzeigeverfahren.\r\n2.7\tHohe Ausschreibungsmengen sichern, um die Ziele zu erreichen\r\nSchließlich sind ausreichend Ausschreibungsmengen zu sichern, um die festgesetzten Ziele zu erreichen. Dies bedeutet auch eine – zusätzliche Ausschreibungsmengen im Rahmen der NZIA-Umsetzung, um mit diesem Instrument im ersten Jahr der Einführung Erfahrung zu sammeln, ohne den Ausbau insgesamt zu gefährden. Hohe, verlässliche Ausschreibungsmengen sind die Voraussetzung dafür, dass Deutschland die Ausbauziele bis 2030 und 2040 erreicht. Sie sind die Basis für langfristige Investitionsentscheidungen von Herstellerinnen und Zuliefererinnen und stärken so die europäische Lieferkette.\r\nSonderausschreibungen oder europarechtlich erforderliche Segmente dürfen die Grundvolumina nicht reduzieren. Perspektivisch muss geprüft werden, ob die Ausschreibungsvolumina ausreichend Anreize für die kontinuierliche Erneuerung des Anlagenparks setzen. Die Devise muss lauten: Jährlich mindestens 10 GW für Wind an Land – verlässlich, transparent, planbar.\r\n \r\n3\tBWE-Umsetzungsvorschläge\r\n3.1\tZiele des EEG zukunftsgerecht weiterentwickeln\r\n3.1.1\tAusschreibungsvolumina für Wind an Land über 2028 hinaus in § 28 EEG festschreiben\r\nDer BWE begrüßt die in § 4 EEG für Windenergie an Land angeführten Ausbaupfade. Allerdings sind die konkreten Ausschreibungsvolumina gemäß § 28 EEG für jedes Jahr nur bis 2028 festgelegt.\r\nSteigende Genehmigungszahlen haben den Wettbewerb erhöht. Windenergie an Land ist das Zugpferd der Energiewende mit dem höchsten Stromerzeugungsbeitrag. Sie hat eine industriepolitische Bedeutung aufgrund der Wertschöpfungstiefe für Deutschland und die EU, da sie eine hohe Wertschöpfung generiert und somit zur Resilienz der EU-Energiewende beiträgt. Eine wieder wachsende Wirtschaft, die fortschreitende Elektrifizierung der Sektoren Wärme und Mobilität, der Energiebedarf der Digitalwirtschaft sowie die Dekarbonisierung des Energiesektors erfordern einen kontinuierlichen Ausbau der Erneuerbaren Energien anhand konkretisierter Ausschreibungsvolumina über die kommenden Jahre hinaus. Die Vorhabenträgerinnen brauchen jetzt Planungs- und Investitionssicherheit für die Jahre nach 2028, denn Planungsphasen von bis zu fünf Jahren benötigen einen längerfristigen politischen Systemhorizont.\r\nDaher sollte § 28 EEG um die Regelung ergänzt, dass das Ausschreibungsvolumen jeweils mindestens 10 GW zu installierende Leistung in den Jahren nach 2028 beträgt.\r\nFerner sollten die nach NZIA auszuschreibenden Mengen zusätzliche Mengen sein.\r\nGemäß § 4a EEG sind für 2024 insgesamt 310 TWh Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien gefordert. 2024 lagen wir mit ca. 284 TWh deutlich darunter.7 Angesichts der Wettbewerbssituation in den Ausschreibungen für Windenergie an Land sollte daher der Teil der Ausschreibungsmengen, die im Rahmen des NZIA mit Zusatzkriterien versehen werden, als zusätzliche Mengen festgeschrieben werden. So kann ein schnellerer Zubau von Kapazitäten von Windenergieanlagen (WEA) erreicht und somit ein schnellerer Rückgang des Strompreisniveaus erzielt werden (vgl. Punkt 3.2.2).\r\nNur durch einen hinreichend starken Ausbau von erneuerbaren Erzeugungskapazitäten kann einem Strompreisanstieg durch die zusätzliche Nachfrage der genannten Sektoren entgegengewirkt werden.\r\n3.1.2\tAnpassung des Ausschreibungsvolumens bei Zielabweichungen in § 28 EEG\r\nGemäß § 28 Absatz 3a EEG kann die BNetzA das Ausschreibungsvolumen für Windenergie an Land um bis zu 30 Prozent erhöhen, sofern der Ausbaupfad für die installierte Leistung von Solaranlagen im jeweils vorangegangenen Kalenderjahr unterschritten wurde.\r\n\r\n\r\nEs ist aus Sicht des BWE sinnvoll, diese Regelung technologieoffen zu gestalten, sodass auch bezüglich der anderen Erneuerbaren Energien flexibel auf fehlende Volumina reagiert werden kann. So kann\r\n\r\n\r\n\r\n7 Bericht des Bund-Länder-Kooperationsausschusses.\r\n \r\n\r\nsichergestellt werden, dass der Gesamtausbau der Erneuerbarer Energien effizient gesteuert wird, ohne einzelne Technologien bevorzugt zu behandeln.\r\n\r\n\r\n3.1.3\tAuslaufen der Förderung und Kohleausstieg in § 1a EEG entkoppeln, Deckel in § 4 EEG überdenken\r\nIn § 1a Absatz 2 EEG hat der Gesetzgeber mit der Novelle aus dem Jahr 2022 geregelt, dass der Kohleausstieg und das Förderende für die Erneuerbaren Energien insgesamt zusammenfallen. Demnach soll es frühestens mit dem Kohleausstieg 2038 keine weitere Förderung geben.\r\nDie Kopplung von Kohleausstieg und Förderende für Erneuerbare Energien ist weder energiewirtschaftlich noch klimapolitisch sinnvoll. Ohne die Perspektive ausreichender Markterlöse ist eine solche Festlegung nicht angemessen. Eine Entkopplung ermöglicht es, flexibel auf technologische Entwicklungen und eine steigende Stromnachfrage im Zuge der Sektorenkopplung zu reagieren. Sie verhindert, dass ein politisch gesetztes Datum die Investitionsentscheidungen und den langfristigen Ausbaupfad der Erneuerbaren unnötig einschränkt und Deutschland im Vergleich zu anderen EU-Ländern Standortnachteile entstehen. Darüber hinaus wird mit einer Entkopplung der bestehenden Unsicherheit hinsichtlich des endgültigen Kohleausstiegsdatums Rechnung getragen,8 die eine verlässliche langfristige Investitions- und Ausbauplanung erschwert.\r\nFerner können mit dem geplanten Abschöpfungsmechanismus (vgl. Punkt 3.2.1) zukünftig auch Einnahmen für den Staat erzielt werden. Das EEG würde dann auch eine Art „Absicherung“ darstellen, die zu einer günstigen Finanzierbarkeit von EE-Anlagen führt.\r\nDie Kopplung sollte daher gestrichen werden.9\r\nKritisch sieht der BWE auch das Vorhaben, die installierte Leistung von WEA an Land ab dem Jahr 2040 auf 160 GW zu deckeln, vgl. § 4 EEG. Es braucht nicht nur den Erhalt der Leistung, sondern auch den Ausbau über 160 GW hinaus. Die dadurch gewonnene Flexibilität verhindert ein Abschwächen der Ausbaudynamik und eine Gefährdung der Klimaziele. Das Aufheben der zeitlichen Begrenzung würde zudem Marktunsicherheiten vermeiden, Investitionsentscheidungen absichern, das Potenzial technologischer Weiterentwicklungen umfänglich ausschöpfen und Repowering stärker ermöglichen.10\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n8 Vgl. Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG)\r\n9 Vgl. zuletzt in BWE-Stellungnahme (2023): zum Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 14.\r\n10Vgl. zuletzt in BWE-Stellungnahme (2023): zum Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 15.\r\n \r\n\r\n3.1.4\tVielfalt der Beteiligten in § 1 EEG sichern und stärken\r\nAkteursvielfalt ist das Gebot der Stunde. Sie bedeutet zunächst Geschwindigkeit beim Ausbau der Erneuerbaren und ist als Leitlinie für die Ausgestaltung des Strommarktes zu verstehen. Die Betonung der Akteursvielfalt ist daher ausdrücklich hervorzuheben, denn sie bietet Orientierung für nachgelagerte Regelungen und dient in Konfliktfällen als Argumentationshilfe.\r\nDas EEG sollte explizit darauf abzielen, die Vielfalt der Marktakteure zu erhalten und zu stärken und damit eine Diversifizierung des Strommarktes auch auf personeller Ebene sicherzustellen. Ein intakter Wettbewerb in Verbindung mit bedarfsnahem Stromverbrauch trägt nicht nur zu günstigen Strompreisen bei, sondern stärkt auch die Versorgungssicherheit, insbesondere für den Fall, dass einzelne Akteurinnen ausfallen.\r\nUnter Akteursvielfalt ist dabei vor allem der Erhalt der Heterogenität der Marktakteure zu verstehen. Sie bildet das Fundament des Wirtschaftsstandorts Deutschland: eine gesunde Mischung aus bürgernahen Akteuren, kleinen und mittelständischen Unternehmen sowie Investorinnen. Diese Vielfalt fördert Innovation, regionale Wertschöpfung und die gesellschaftliche Akzeptanz der Energiewende.\r\n\r\n\r\nEntsprechend der obigen Ausführungen sollte die Regelung in der Gesetzesbegründung konkretisiert werden.\r\n3.1.5\tAusnahme des EE-Vorrangs in § 2 EEG präzisieren\r\nIn § 2 EEG wird die besondere Bedeutung der Erneuerbaren Energien festgelegt. Diese sind demnach im überragenden öffentlichen Interesse (Satz 1) und sollen als vorrangiger Belang in Abwägungsentscheidungen eingebracht werden (Satz 2). Satz 3 regelt eine Ausnahme vom Abwägungsvorrang, nämlich gegenüber Belangen der Landes- und Bündnisverteidigung. Aus Sicht des BWE bedarf es der Präzisierung dieser Ausnahme, da militärische Belange in der Praxis oftmals pauschal höher eingestuft werden als die Belange der Erneuerbaren Energien. Das ist aber in § 2 EEG gerade nicht enthalten. Die EU-Mitgliedstaaten müssen nach der Vorgabe aus Art. 16f der RED III vielmehr sicherstellen, dass davon ausgegangen wird, dass EE-Anlagen bei Planung, Bau und Betrieb der Anlagen der öffentlichen Sicherheit dienen. Die Ausnahme in § 2 EEG gilt nur gegenüber Satz 2, also dem Abwägungsvorrang. Hier ist also grundsätzlich eine Gleichwertigkeit der EE gegenüber militärischen Belangen in der Abwägung anzunehmen. Hinzu kommt, dass eine Überprüfung der Abwägung aus Geheimhaltungsgründen oftmals gar nicht möglich ist. Somit besteht eine gesteigerte Gefahr für willkürliche Entscheidungen, die dem Rechtsstaatsprinzip entgegenstehen.\r\n \r\n\r\nAufgrund der skizzierten Problemlage und der überragenden Bedeutung der EE sollte der Gesetzgeber daher noch einmal klarstellen, dass die Belange der Erneuerbaren Energien und militärische Belange in der Abwägung grundsätzlich gleichwertig zu berücksichtigen sind.11\r\n\r\n\r\nIn der Begründung könnten auch die Abwägungskriterien konkretisiert werden: Es ist zu prüfen, wie dringend und konkret die militärische Nutzung erforderlich ist. Zudem ist eine Alternativenprüfung vorzunehmen, um festzustellen, ob andere Standorte oder technische Lösungen zur Verfügung stehen. Weiterhin ist im Rahmen der Verhältnismäßigkeit zu prüfen, ob das militärische Interesse in einem angemessenen Verhältnis zum überragenden öffentlichen Interesse an der Nutzung Erneuerbarer Energien steht. Schließlich ist auch die zeitliche Komponente in die Abwägung einzubeziehen. Die Frage, ob die militärische Nutzung dauerhaft oder lediglich temporär ist, spielt eine wichtige Rolle.\r\n3.2\tAusschreibungssystem für Windenergie an Land weiterentwickeln\r\n3.2.1\tEU-rechtskonformen Investitionsrahmen schaffen: produktionsabhängigen Abschöpfungsmechanismus einführen\r\nBereits im Juli 2025 hat der BWE die aus seiner Sicht erforderlichen Leitplanken für die Einführung eines rechtssicheren und praktikablen Abschöpfungsmechanismus dargestellt und auf Grundlage der bisherigen praktischen Erfahrungen die Lehren aus den Umsetzungsschwierigkeiten des Strompreisbremsengesetzes (StromPBG) skizziert.12\r\nGrundsätzlich begrüßen wir die Einführung eines rechtskonformen Rahmens für zweiseitige Differenzverträge (CfD) zur Förderung Erneuerbarer Energien, sofern dieser Investitionssicherheit schafft und die Marktintegration stärkt. Wichtig dabei ist, dass ein produktionsabhängiger Abschöpfungsmechanismus mit Marktwertkorridor den Anlagenbetreiberinnen und Finanziererinnen genügend Sicherheit bietet, um Risiken anlagenspezifisch abschätzen zu können. Insbesondere sollten gewachsene und bewährte Marktbedingungen nicht grundlegend umgestaltet werden. Die Flexibilisierung des Stromsystems als Voraussetzung für eine kosteneffiziente und dezentralisierte Energiewende ist dabei essentiell.\r\n\r\n\r\n\r\n11 Vgl. BWE-Stellungnahme (2023): zum Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 14.\r\n12 Vgl. BWE-Positionspapier (2025): Ein EU-rechtskonformer Investitionsrahmen für Windenergieanlagen.\r\n \r\n\r\nDer BWE schlägt eine gleitende Marktprämie mit Marktwertkorridor vor. Die Ergänzung der gleitenden Marktprämie um einen Marktwertkorridor ist notwendig, um markt- und netzdienliche Anlagentechniken refinanzieren zu können und ein ausgewogenes Kosten-Nutzen-Verhältnis zu gewährleisten.\r\nKonkret schlagen wir für einen EU-rechtskonformen Abschöpfungsmechanismus vor, 90 Prozent von dem abzuschöpfen, was den anzulegenden Wert zzgl. 3 ct/kWh Marktwertkorridor übersteigt.\r\nDenn bei hohen Strompreisniveaus (wie 2022) erhöhen sich die Ausgleichsenergiepreise deutlich. Diese relativen Risiken für die Marktwertdifferenzen und Ausgleichsenergierisiken werden in die Dienstleistungsentgelte eingepreist.\r\nEs wird eine monatliche, mindestens jedoch eine quartalsweise Abrechnungsperiode empfohlen. Dies ermöglicht Optimierungen und begrenzt gleichzeitig Liquiditätsprobleme.\r\nWir regen eine differenzierte, rechtssichere und planbare Ausgestaltung des Abschöpfungsmechanismus unter Berücksichtigung realer Erlöse13, Kostenentwicklungen14 und technischer Rahmenbedingungen15 an.\r\nEinen Eingriff in den Bestand darf es nicht geben. Sämtliche Regelungen in Bezug auf den Abschöpfungsmechanismus dürfen nur für Neuanlagen gelten. Es muss zudem klargestellt werden, dass Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung, also ohne Marktprämie und Förderung, vom Abschöpfungsmechanismus ausgeschlossen sind. Stromlieferungen an Dritte mittels Direktleitung müssen im Rahmen des Abschöpfungsmechanismus weiterhin möglich sein, da dies zur dezentralen Energiewende und einer hohen Akzeptanz beiträgt.\r\nEbenso sinnvoll ist die Festlegung eines zentralen, einheitlichen Abwicklungsportals, um bürokratischen Aufwand zu reduzieren und die Datenverfügbarkeit sicherzustellen. Darüber hinaus empfehlen wir, Wechselmöglichkeiten zwischen Förderregimen16 frühzeitig und transparent zu regeln, um Investitionsentscheidungen nicht zu blockieren.\r\nFerner kritisieren wir die bis dato mangelnde Rechtssicherheit sowie die vorhersehbare bürokratische Komplexität bei der Umsetzung eines Abschöpfungsmechanismus, sofern dieser ähnlich wie das StromPBG ausgestaltet sein wird. Außerdem bemängeln wir die unzureichende Berücksichtigung technologischer, regionaler und vermarktungsbezogener Unterschiede im bisherigen Diskussionsstand.\r\nNähere Informationen sind dem eingangs erwähnten BWE-Positionspapier zu entnehmen.\r\n\r\n\r\n13 Um hohe Risiken und Marktverwerfungen zu vermeiden, die durch fiktive Erlöse entstehen können, sollte die Abschöpfung auf realen Erlösen basieren.\r\n14 Kostensteigerungen haben in den letzten Jahren stark zugenommen haben und müssen in der Gestaltung des Investitionsrahmens mit Abschöpfungsmechanismus berücksichtigt werden. Ein geeigneter Index kann dabei hilfreich sein. In Frage käme beispielsweise ein Stromgestehungskostenindex, in dem CapEx, Zinsen, etc. berücksichtigt werden. Ergänzend ist eine Gleitklausel zur Anpassung an die Inflation vorzusehen. Die Erfahrungen der vergangenen Jahre haben gezeigt, dass eine entsprechende Anpassung des Investitionsrahmens zu lange dauert und nicht vorhersehbar ist. Eine entsprechende Gleitklausel zur Inflationsanpassung erhöht die Planbarkeit und Investitionssicherheit.\r\n15 So benötigen verschiedene EE-Technologien beispielsweise unterschiedliche Erlösobergrenzen, denn ohne Technologiedifferenzierung fallen die Renditen EEG-geförderter Anlagen sehr unterschiedlich aus.\r\n16 Anlagenbetreiberinnen sollten einmalig die Möglichkeit erhalten, vom geförderten Investitionsrahmen mit Abschöpfungsmechanismus in den freien Markt zu wechseln. Ein Wechsel zurück in den Investitionsrahmen ist ausgeschlossen.\r\n \r\n\r\n3.2.2\tNZIA-Vorgaben praxistauglich und bürokratiearm umsetzen\r\nDie Umsetzung von Artikel 26 des NZIA der EU in nationales Recht wird Bestandteil dieser EEG-Novelle sein. Gemäß aktueller Planung soll hierfür eine Verordnungsermächtigung im EEG festgeschrieben werden, auf deren Grundlage das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) anschließend eine Rechtsverordnung für NZIA-Ausschreibungen erlassen soll. Neben der EU-Verordnung bilden die weiteren NZIA-Rechtstexte zur Präzisierung der Vorqualifikations- und Zuschlagskriterien bei Auktionen für die Nutzung von Energie aus Erneuerbaren Quellen sowie die dazugehörigen Annexe die entsprechende Rechtsgrundlage.17\r\nDer BWE begrüßt die Ziele des NZIA, die Resilienz der Energiewirtschaft zu stärken, Energiesicherheit zu gewährleisten, einseitige Lieferabhängigkeiten von einzelnen Drittstaaten zu vermeiden und die Rahmenbedingungen für Investitionen in neue Fertigungskapazitäten in der EU zu verbessern. Weiterhin unterstützt der BWE den von der europäischen Windindustrie gemeinsam mit dem BMWE erarbeiteten Resilienz-Fahrplan zur Diversifizierung der Lieferketten für Permanentmagneten. Dieser kann dazu beitragen, die gesetzten Ziele im NZIA zu erreichen. Darüber hinaus begrüßt der BWE eine stringente Umsetzung der im NZIA vorgesehenen Cyber- und Datensicherheitsanforderungen zur Gewährleistung der Sicherheit der WEA. Diese sind wesentliche Bestandteile der kritischen Energieinfrastruktur in Europa und Deutschland.\r\nFür eine praxistaugliche und bürokratiearme Umsetzung der NZIA-Anforderungen in künftigen Ausschreibungen für die Windenergie an Land sollten aus Sicht des BWE jedoch folgende Empfehlungen berücksichtigt werden:\r\nDas zentrale Ziel des NZIA besteht darin, kritische Abhängigkeiten innerhalb der Lieferketten von Netto-Null-Technologien – und damit der Windenergie – zu verringern. Um eine Fragmentierung der europäischen Märkte zu vermeiden, sollte das Resilienzkriterium als verbindliche Anforderung in Ausschreibungen für die Windenergie an Land dementsprechend möglichst EU-weit einheitlich umgesetzt werden.\r\nDie Frage, auf wie viel Gigawatt der jährlichen Ausschreibungsvolumen für die Windenergie an Land in Deutschland grundsätzlich die NZIA-Anforderungen angewandt werden sollten, hängt von der Ausgestaltung ab. Basierend auf den Erfahrungen aus den ersten Ausschreibungsrunden könnte eine Erhöhung der Mengen in den Folgejahren sinnvoll sein. Die NZIA-Ausschreibungsmengen sollten jedoch ab Einführung dieses Segments im Jahr 2027 als zusätzliche Mengen zum heute im EEG festgeschriebenen Ausschreibungsvolumen von 10 GW in den Ausschreibungen festgelegt werden.\r\nVorqualifikations- und Zuschlagskriterien – wie verantwortungsvolles unternehmerisches Handeln, Cyber- und Datensicherheit, Resilienz, Umsetzungsfähigkeit von Projekten sowie Nachhaltigkeit – dürfen die Kosten und Risiken in Projekten nicht unangemessen, unverhältnismäßig oder über den in Art. 26 Absatz 5 des NZIA genannten Rahmen der zu erwartenden Kostenunterschiede je Auktion hinaus, erhöhen. Da die NZIA-Anforderungen voraussichtlich zu Kostensteigerungen und erhöhten Risiken führen, müssen diese im Rahmen des Ausschreibungssystem berücksichtigt und angemessen ausgeglichen  werden.  Denkbar  wäre  hierfür  ein  angepasster  Höchstwert  im  NZIA-\r\n\r\n\r\n17 Vgl: Durchführungsverordnung (EU) 2025/1176 der Kommission vom 23. Mai 2025 zur Präzisierung der Vorqualifikations-und Zuschlagskriterien bei Auktionen für die Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen\r\n \r\n\r\nAusschreibungssegment. Die verpflichtenden Vorqualifikationskriterien „Verantwortungsvolles unternehmerisches Handeln“ sowie „Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristgerecht durchzuführen“ sollten praxistauglich umgesetzt werden. Unverhältnismäßige bürokratische Anforderungen für alle Bieterinnen in Ausschreibungen sollten unbedingt vermieden werden. Der BWE begrüßt daher ausdrücklich den Plan des BMWE, die Umsetzung des Kriteriums „Verantwortungsvolles unternehmerisches Handeln“ vorerst so lange auszusetzen, bis das im EU-Gesetzgebungsverfahren befindliche Omnibuspaket zur Novellierung der Richtlinien CSRD und CSDDD auf EU-Ebene final verabschiedet ist. Etwaige Ausnahmetatbestände für Bürgerenergiegesellschaften und KMU aus den beiden EU-Richtlinien sollten entsprechend übernommen werden.\r\nDas Kriterium „Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristgerecht durchzuführen“ wird bereits in Deutschland erfüllt. Projektierungsunternehmen sind gemäß § 30 Absatz 1 Nr. 1, 2, 4, 6, 7 i. V. m. § 36 EEG bereits jetzt verpflichtet, beide Unterlagen im Rahmen der Gebotsabgabe vorzuweisen. Durch die Auswahl dieser Dokumente würde sowohl für die Projektierinnen als auch für die BNetzA als Prüfinstanz ein zusätzlicher bürokratischer Aufwand vermieden werden. Zudem gewährleistet der deutsche Rechtsrahmen bereits jetzt, dass WEA-Projekte vollständig und fristgerecht umgesetzt werden, da er klare Genehmigungsverfahren, verbindliche Fristen (auch für die Realisierung. inkl. Pönalen) sowie umfassende Anforderungen an Planung, Umweltverträglichkeit und Finanzierung vorsieht. Daher sollten zur Erfüllung des Kriteriums keine über § 36 EEG hinausgehenden Unterlagen eingefordert werden.\r\nDas Resilienzkriterium sollte unter den richtigen Rahmenbedingungen sowohl als Vorqualifikations-als auch als Zuschlagskriterium angewendet werden: Die Regelungen zur Anzahl der Komponenten sowie zum Bezug chinesischer WEA sollten als Vorqualifikationskriterien festgeschrieben werden. Die\r\n„Drei-Komponenten-Regel“ ist ein wesentliches Resilienz Instrument (Art. 7.1 Implementing Act des NZIA), während spezielle Diversifizierungs-Anforderungen an Hauptkomponenten (Art. 7.2 IA) ein Zusatzinstrument bilden, das ausschließlich dort angewendet werden sollte, wo es wettbewerblich neutral wirkt und keine technologie- oder herstellerspezifischen Verzerrungen oder Diskriminierungen erzeugt. Bei ausreichend diversifizierten Lieferketten der Windindustrie könnte diese Regelung wie in der Resilienz-Roadmap skizziert gegebenenfalls ab 2029/2030 als Vorqualifikationskriterium auch auf Permanentmagneten angewandt werden.\r\nNeben den drei verpflichtenden Vorqualifikationskriterien sowie dem Resilienzkriterium regt der BWE an, eines der folgenden drei Kriterien als ein Vorqualifikations- oder Zuschlagskriterium in Ausschreibungen für Windenergie an Land grundsätzlich in Betracht zu ziehen: Kreislaufwirtschaft (Recycling) oder Recyclingfähigkeit, C02-Fußabdruck oder Integration in das Energiesystem. Entsprechend der Zuordnung ist eine angemessene prozentuale Gewichtung der einzelnen Kriterien im Zuschlagsverfahren vorzunehmen. Dies gilt insbesondere im Hinblick auf die vorzunehmende Gewichtung der 85-%-Vorgabe im Resilienzkriterium (siehe oben) als ein unter den richtigen Rahmenbedingungen mögliches Zuschlagskriterium.\r\nAuch bei der Erbringung der Nachweise zur Einhaltung der Vorqualifikations- und Zuschlagskriterien sollten möglichst bürokratiearme Regelungen festgelegt werden. Der Nutzen der Anwendung dieser Kriterien muss in jedem Fall im Verhältnis zum zusätzlichen Aufwand stehen. Bei Nichteinhaltung der Kriterien sollte eine angemessene und ggf. gestaffelte Pönale als Sanktion festgelegt werden. Die Sanktionen sollten so hoch angesetzt werden, dass Bieter von der Nichteinhaltung nicht preisbezogener Kriterien  abgehalten  werden.  Dies  fordert  bereits  die  NZIA-Durchführungsverordnung.  Ein\r\n \r\n\r\nZuschlagsverlust sollte grundsätzlich nicht drohen, da sonst die Finanzierbarkeit der Projekte gefährdet sein dürfte (insbesondere, weil einige Kriterien nicht von den Bieterinnen selbst beeinflusst werden können).\r\nIm Kontext der Diversifizierung von Lieferketten sollte die EU insbesondere die europäische Anlagenproduktion stärken. Hierfür sind über die ordnungspolitischen Maßnahmen im NZIA hinaus weitere flankierende finanzielle Absicherungsinstrumente bzw. Anreize zur Stärkung der europäischen Produktionskapazitäten von Netto-Null-Technologien wie der Windenergie erforderlich. Diese Instrumente umfassen z. B. Förder- und Kreditprogramme sowie die Bündelung und ggf. stärkere Ausrichtung verschiedener europäischer Fonds (wie dem EU-Innovationsfonds) auf die Bedürfnisse von Netto-Null-Technologien. Die Ende Oktober 2025 von der EU-Kommission angekündigte Initiative RESourceEU bietet hier einen guten Ansatzpunkt. Auch der von der Bundesregierung angekündigte Deutschlandfonds ist ein Schritt in die richtige Richtung.\r\n3.2.3\tDigitalisierung des Ausschreibungsverfahrens, Frist für die Bekanntgabe der Zuschläge in § 35 EEG\r\nDie Digitalisierung des Ausschreibungsverfahrens ist dringender denn je geboten. Durch eine digitale Ausgestaltung könnten sowohl bei den Bieterinnen als auch bei der Bundesnetzagentur erhebliche Arbeitsaufwände reduziert werden.\r\nDie Übernahme einer Vielzahl von Angaben im Gebot aus dem Marktstammdatenregister würde zu einer erheblichen Vereinfachung und Vermeidung von Formfehlern führen. Das Ausschreibungsergebnis könnte direkt nach der Ausschreibung feststehen. Allenfalls wäre noch ein Zeitfenster für die Prüfung von Angaben notwendig. Im Vergleich zum aktuellen Zustand dürfte sich der Prozess jedoch deutlich beschleunigen.\r\nGemäß § 35 Absatz 1 EEG gibt die BNetzA die Zuschläge auf ihrer Website bekannt. Erst nach Erteilung des Zuschlags können die Projektfinanzierung abgeschlossen und die WEA-Kaufverträge scharf gestellt werden. Anschließend kann mit der Umsetzung begonnen werden. Eine Frist für die Bekanntgabe im Zeitraum nach dem Gebotsverfahren fehlt bisher. In der Vergangenheit hat die Bekanntgabe der Ergebnisse durch die BNetzA oft sehr spät, bis zu 10 Wochen nach dem Gebotstermin, stattgefunden. Dies hat mit Blick auf Fristen und Baufenster in der Projektrealisierung zu Problemen geführt, da beispielsweise erforderliche Rodungen nach bestimmten Stichtagen nicht mehr durchgeführt werden konnten. Die Errichtung von WEA, insbesondere im Forst, wurde hierdurch um mehrere Monate und in Einzelfällen sogar um bis zu einem Jahr verzögert. Weitere Herausforderungen ergeben sich hinsichtlich der Lieferzeiten von WEA. Jede Verspätung in der Scharfstellung der Verträge mit den Herstellerfirmen kann in der gegenwärtigen Situation zu weiteren monatelangen Verzögerungen bei der Bereitstellung der WEA sowie zu Preisanpassungen führen, die im Gebot nicht berücksichtigt waren.\r\nUm die Planungssicherheit für Projektiererinnen zu gewährleisten, muss das Problem der späten Bekanntgabe der Zuschläge im EEG adressiert werden. Dies muss durch Digitalisierung und die klare gesetzliche Vorgabe für die BNetzA in Form eines Bekanntgabedatums – spätestens 30 Tage nach dem Gebotstermin – erfolgen.18\r\n\r\n\r\n\r\n18 Vgl. BWE-Stellungnahme (2023): zum Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 26.\r\n \r\n\r\nDie BNetzA sollte dazu mit entsprechenden zusätzlichen Ressourcen ausgestattet werden. Gerade vor dem Hintergrund der NZIA-Ausschreibungen ist dies von Relevanz, da sich das Problem dadurch sogar noch verschärfen könnte.\r\n\r\n3.2.4\tHöchstwert: Degressionsmechanismus in § 36b EEG abschaffen\r\nGemäß § 36b Absatz 1 EEG beträgt der gesetzlich festgeschriebene Höchstwert im Jahr 2023 5,88 Cent pro Kilowattstunde. Nach Absatz 2 EEG soll sich der geltende Höchstwert ab Januar 2025 gegenüber dem im jeweils vorangegangenen Kalenderjahr degressiv um 2 Prozent pro Kalenderjahr verringern (Degressionsmechanismus).\r\nDie BNetzA hat hingegen sowohl 2024 als auch 2025 von ihrer Festlegungskompetenz zum Höchstwert gemäß § 84a EEG Gebrauch gemacht und den Höchstwert aufgrund der Kostensteigerungen sowie der Wirtschaftlichkeitsberechnung der Projekte auf 7,35 Cent gesetzt. Am 16. Dezember 2025 hat die BNetzA den Höchstwert für das Jahr 2026 festgelegt. Er beträgt 7,25 ct.19\r\nDer im Gesetz vorgesehene Degressionsmechanismus entfaltet damit faktisch keine Wirkung und erweist sich als ungeeignetes Steuerungsinstrument. Die Degression sollte die Bieterinnen ursprünglich dazu anhalten, sich frühzeitig mit ihren Projekten an den Ausschreibungen zu beteiligen und diese zu verwirklichen.20 Der enorme Wettbewerbsdruck zeigt jedoch, dass hierfür keine Notwendigkeit besteht. Die von der BNetzA festgesetzten Höchstwerte zeigen zudem, dass sich die Förderbedarfe aufgrund der Marktsituation nicht pauschal für die kommenden Jahre voraussagen lassen.\r\nHinzu kommt, dass bereits die Studie der Deutschen Windguard zur Kostensituation der Windenergie an Land aus dem Jahre 202421 zu dem Ergebnis kam, dass die Wahrscheinlichkeit, dass ein potenzielles Windenergieprojekt bei dem ursprünglich im EEG festgelegten Höchstwert von 5,88 Cent ein wirtschaftliches Gebot abgeben kann, nur bei 23 Prozent liegt. An der Kostensituation der Windenergie an Land hat sich seither aber nichts geändert und auch in naher Zukunft ist mit einer Kostensenkung nicht zu rechnen.\r\nEine pauschalierte jährliche Absenkung des Höchstwertes um zwei Prozent ist daher kein geeignetes Steuerungsinstrument. Der BWE fordert deshalb die Streichung des Degressionsmechanismus in § 36b Absatz 2 EEG.22\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n19 Vgl. Website der BNetzA zu Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land.\r\n20 Vgl. BT-Drs. 19/2348, 110.\r\n21 Vgl. Deutsche Windguard (2024): Kostensituation der Windenergie an Land, Stand 2024, S. 46 f.\r\n \r\n\r\n3.2.5\tKeine Verringerung der Ausschreibungsvolumen um die besonderen Förderformen nach § 28 Absatz 3 Nr. 2 EEG\r\nAls nicht zielführend und unpraktikabel erachtet der BWE den Mechanismus in § 28 Absatz 3 Nr. 2 EEG zur Verringerung der Ausschreibungsvolumina. Für den angestrebten Zubau ist es von zentraler Bedeutung, dass die Branche ein klares Mindestvolumen hat, das jährlich in den Ausschreibungen bezuschlagt werden kann, um Unsicherheiten zu vermeiden. Nur so lassen sich langfristige Investitionsentscheidungen treffen, Produktionskapazitäten aufbauen und Beschäftigung sichern. Herstellerinnen von Windenergieanlagen sowie deren Sublieferantinnen sind in besonderem Maße auf stabile, langfristig kalkulierbare Marktbedingungen angewiesen. Produktionsstandorte, Lieferketten, Personalaufbau und Forschungsausgaben werden dort angesiedelt, wo ein verlässlich wachsender Absatzmarkt besteht. Die in § 28 Absatz 3 Nr. 2 a–d EEG angeführten Verringerungsanlässe (EU-Ausschreibungen nach § 5; Pilot-WEA nach § 22a; Bürgerenergieprojekte nach § 22b; Innovationsausschreibungen nach § 39n; Hybridkraftwerke nach § 39o) sollten als zusätzliches Volumen betrachtet werden, das bei der BNetzA gemäß den Vorgaben des EEG gemeldet und registriert wird, aber keinen mindernden Einfluss auf die regulären Ausschreibungsmengen hat. Eine mögliche Konkurrenz zwischen den verschiedenen Segmenten ist kontraproduktiv und muss im Interesse eines schnellen Zubaus vermieden werden.\r\nIm Sinne der Planungssicherheit schlagen wir daher vor, § 28 Absatz 3 Nummer 2 EEG vollständig zu streichen.23\r\n3.2.6\tZusatzgebote nach § 36j EEG nutzbar machen\r\n3.2.6.1\tZusatzgebot auch vor Inbetriebnahme ermöglichen\r\nGemäß § 36j Absatz 1 EEG 2023 können Bieterinnen einmalig Gebote für bezuschlagte WEA an Land nach deren Inbetriebnahme (IBN) abgeben, sofern die installierte Leistung der Anlagen um mehr als 15 Prozent erhöht wird oder werden soll (Zusatzgebote).\r\nDas Zusatzgebot sollte aber insbesondere auch vor IBN abgegeben werden können. In der Praxis kommt es nämlich vor, dass eine WEA eines bestimmten Typs geplant war, für diesen geboten wurde und nachträglich – nach Erhalt des Zuschlags, aber vor Inbetriebnahme – ein Typenwechsel mit höherer Leistung vorgenommen wird. Eine Leistungserhöhung von mehr als 15 Prozent nach IBN kommt hingegen selten vor, da sie enorm aufwendig wäre: Unter Umständen wäre mehr Netzanschlusskapazität erforderlich, ggf. ein neues Anlagenzertifikat, neue Standsicherheitsnachweise, neue Turbulenzgutachten etc. Die Regelung in § 36j EEG erfasst den praxisrelevanten Fall einer Leistungserhöhung vor IBN bisher leider nicht. Die entsprechende Änderung des Gesetzes ist aus Sicht der Mitglieder dringend überfällig. Die Mitglieder berichten, dass die mit den Zusatzgeboten verbundenen Risiken (Abrechnungsprobleme, siehe hierzu auch Punkt 3.2.6.3, Finanzierungsprobleme) zu hoch sind, weshalb diese nicht genutzt werden. Diese Situation verhindert zudem die Umsetzung bereits vorhandener Technologieentwicklungen für bestimmte Standorte.\r\nDies bestätigen auch die Zahlen der BNetzA: Die BNetzA hat dem BWE auf Anfrage mitgeteilt, dass Zusatzgebote nach § 36j EEG bei Ausschreibungen für WEA bislang die absolute Ausnahme darstellen.\r\n\r\n \r\n\r\nÜber alle Gebotsrunden hinweg wurden lediglich 14 Zusatzgebote mit einem Umfang von insgesamt 19.745 kW eingereicht.\r\nDamit die Regelung in § 36j EEG in der Praxis Wirkung entfalten kann, muss sie tatsächlich nutzbar gemacht werden und auch den Anwendungsfall – das Zusatzgebot vor der Inbetriebnahme – abdecken.\r\nAndernfalls besteht ein Wertungswiderspruch zur „Parallelregelung“ des § 22 Absatz 2 Satz 1 2. Hs EEG 2023 (Zahlungsanspruch). Danach besteht der Förderanspruch für Strommengen, „die mit einer installierten Leistung erzeugt werden, die die bezuschlagte Leistung um bis zu 15 Prozent übersteigt“ – selbst dann, wenn die höhere Leistung von Anfang an besteht. Ausweislich der Gesetzesbegründung sollen davon insbesondere Fälle erfasst werden, bei denen die Leistung durch den Wechsel des Anlagentyps erhöht wird.24 Der in der Gesetzesbegründung zu § 22 EEG angesprochene Wechsel des WEA-Typs dürfte sich aber regelmäßig vor Inbetriebnahme vollziehen: Wohl kaum jemand errichtet eine WEA des Typs A, um sie dann fünf Wochen später „aus dem Boden zu reißen“ und durch eine WEA des Typs B zu ersetzen. Es gibt keinen Grund, Leistungserhöhungen um bis zu 15 Prozent (= auch Leistungserhöhungen vor Inbetriebnahme erfasst) anders zu behandeln als Leistungserhöhungen um mehr als 15 Prozent (nach der Gesetzesbegründung nur Leistungserhöhungen nach Inbetriebnahme).\r\nÜberdies ist dem Regime Windenergie an Land ein Anknüpfen an die Inbetriebnahme eher fremd: Die\r\n„Inbetriebnahme“ als entscheidendes Kriterium ist eher aus den Regimen „PV-Anlage“ und\r\n„Biomasseanlage“ bekannt. Danach dürfen Gebote für solche Anlagen nur dann abgegeben werden, wenn sie zum Zeitpunkt der Gebotsabgabe noch nicht in Betrieb genommen worden sind, vgl. § 37 Absatz 1 Nr. 1 EEG 2023: „Gebote bei den Ausschreibungen für Solaranlagen des ersten Segments dürfen nur für Anlagen abgegeben werden, die errichtet werden sollen (…)“ und § 39 Absatz 1 Nr. 1 EEG 2023:\r\n„In Ergänzung zu den Anforderungen nach § 30 müssen Biomasseanlagen, für die Gebote abgegeben werden, folgende Anforderungen erfüllen: die Anlage darf im Zeitpunkt der Zuschlagserteilung noch nicht in Betrieb genommen worden sein, (..).“\r\nBei Windenergie an Land dürfen hingegen auch solche WEA erstmalig an der Ausschreibung teilnehmen, die bereits in Betrieb genommen wurden und z. B. bislang direkt vermarktet werden.25 Der Zeitpunkt der Inbetriebnahme spielt hier also keine Rolle. Entscheidend ist nur, dass die Anlage noch keinen Zuschlag erhalten hat. Es folgt keiner Logik, wenn das EEG bei Zusatzgeboten (also einer Art „zweiten Zuschlag“ für dieselbe Anlage) plötzlich auf den Zeitpunkt der Inbetriebnahme abstellt. Entscheidend sollte auch hier die Bezugschlagung sein.\r\nZum konkreten Gesetzesänderungsvorschlag siehe unter 3.2.6.3.\r\n3.2.6.2\tMehrfache Zusatzgebote ermöglichen\r\nDer BWE lehnt die Beschränkung der Zusatzgebote auf eine einmalige Nutzung ab. Zusatzgebote nach\r\n§ 36j Absatz 1 EEG 2023 sollten immer dann in Anspruch genommen werden können, wenn eine Leistungserhöhung von mehr als 15 Prozent möglich ist. Auf diese Weise kann die Stromerzeugung\r\n\r\n\r\n\r\n24 BT-Drucks. 19/23482, S. 106.\r\n25 Siehe vorstehenden Punkt.\r\n \r\n\r\nkontinuierlich gesteigert werden, ohne zusätzliche Flächen zu beanspruchen. Zugleich können bürokratische Verfahren effizienter gestaltet werden.\r\nZum konkreten Gesetzesänderungsvorschlag siehe nachfolgender Punkt.\r\n\r\n3.2.6.3\tBerechnung der verschiedenen Strommengen klarstellen\r\nFerner stellt sich die Frage, wie die verschiedenen Strommengen (diejenigen, die unter das 1. Gebot fallen und diejenigen die unter das Zusatzgebot fallen) aufgrund ggf. verschiedener Höchstwerte abgerechnet werden. Hier würde sich zunächst ein Verweis auf § 23c EEG zur anteiligen Zahlung der Klarstellung dienen.26\r\n\r\n\r\nDarüber hinaus bedarf es der Anpassung, um die verschiedenen Nennleistungen in der Vergütungsregelungsregelung nach § 23c EEG zu berücksichtigen (und ggf. auch nach Anlage 2 des EEG, siehe unten).\r\nGemäß § 23c bestimmt sich der Zahlungsanspruch nach § 19 Absatz 1 EEG die WEA jeweils anteilig nach der installierten Leistung der Anlage im Verhältnis zu dem jeweils anzuwendenden Schwellenwert. Bei der Berechnung der verschiedenen Strommengen kommt es aber nicht auf das Verhältnis der installierten Leistungen an (z. B. vorher 5 MW, nachher 5,8 MW). Für eine angemessene Berechnung müssten die Referenzerträge (vor und nach Leistungserhöhung) miteinander verglichen werden. Dabei handelt es sich um die für jeden Typ einer WEA einschließlich der jeweiligen Nabenhöhe bestimmte Strommenge, die dieser Typ bei Errichtung an dem Referenzstandort rechnerisch auf Basis einer vermessenen Leistungskennlinie in fünf Betriebsjahren erbringen würde.\r\nDie jetzige Regelung der Aufteilung der Energiemengen kann dazu führen, dass durch ein Leistungs-Upgrade weniger eingespeiste Energiemengen nach EEG vergütet werden als ohne Nennleistungsänderung. Daher sollte in § 23c EEG klargestellt werden, dass sich der Zahlungsanspruch für WEA anteilig nach dem Verhältnis der Referenzerträge vor und nach Änderung der Leistungserhöhung oder bei Zusatzgeboten bemisst. Eine solche Differenzierung fehlt bisher.\r\n\r\n\r\n\r\n26 vgl. aber auch den nachfolgend skizzierten notwendigen Verbesserungsvorschlag zu § 23c\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nZu prüfen ist weiter, ob darüber hinaus auch eine Änderung in der Anlage 2 des EEG zum Referenzertrag erforderlich ist.\r\n3.3\tReferenzertragsmodell: Ausschluss von Sektormanagement und verbessertes Parklayout\r\nDas Referenzertragsmodell (REM) ermöglicht einen bundesweiten Windenergieausbau und reduziert Systemkosten. Im Kern gleicht es Unterschiede bei Windverhältnissen aus und ermöglicht flächendeckend faire Wettbewerbsbedingungen. Ohne Referenzertragsmodell wäre ein wirtschaftlicher Ausbau bundesweit kaum möglich – mit gravierenden Folgen für regionale Versorgungssicherheit, Akzeptanz, Klimaziele, sowie Netz- und Redispatch-Kosten.\r\nIm Koalitionsvertrag wurde angekündigt, das REM auf Kosteneffizienz zu überprüfen. Die Branche bereitet sich auf die dafür erforderliche fachliche Diskussion vor. Einer der diskutierten Sachverhalte sind eng projektierte Windparks. Durch enge Windparklayouts ergeben sich Effekte, die die Parkeffizienz vermindern. In eng gestellten Parks können diejenigen Anlagen, die im Windschatten anderer Anlagen stehen, nur verminderte Strommengen produzieren. Daraus ergeben sich Abschattungsverluste.\r\nBei bestimmten starken Windverhältnissen kann es in engen Windparks sogar notwendig sein, Anlagen zeitweise gezielt zu drosseln oder abzuschalten, um mechanische Belastungen auf die Anlagen zu reduzieren und die Standsicherheit zu gewährleisten. Dies nennt man Sektormanagement.\r\nBeide Leistungsminderungen wurden in eng projektierten Windparks in den letzten Jahren zunehmend in Kauf genommen. Dies ist eine unerwünschte Entwicklung. Denn verminderte Parkeffizienz mit Abschattungsverlusten und Maßnahmen des Sektormanagements werden aktuell über das REM kompensiert. Um dies künftig auszuschließen, sollten Sektormanagement und Nachlaufverluste ab einer bestimmten Toleranzgrenze nicht mehr über das REM kompensiert werden. Durch eine Begrenzung der Nachlaufverluste kann bereits der angestrebte Effekt, höhere Volllaststunden und damit geringer Stromgestehungskosten, weitgehend erreicht werden. Eine Grenze der Nachlaufverluste von 10 Prozent stellt insofern eine geeignete Toleranzgrenze dar, um die bestehenden Zielkonflikte zwischen Flächenverfügbarkeit und Strommengen einerseits sowie der Erzeugung wertiger Strommengen mit hohen Volllaststunden andererseits ausgewogen zu adressieren.\r\nEine Lösung könnte daher sein, das Sektormanagement mittels einer Anpassung der Anlage 2 EEG aus der Kompensation auszuschließen (kein Abzug von Sektormanagement als Verlustfaktor). Zudem könnte die Begrenzung der Nachlaufverluste auf zehn Prozent festgehalten werden.\r\n \r\n\r\nZukünftig sollte ein Sektormanagement vollständig aus der Ertragsbewertung ausgeschlossen werden. Das bedeutet, dass Strommengen, die infolge eines Sektormanagements abgeregelt worden wären, weder als Verlustfaktor abgezogen noch als zum Standortertrag hinzuzurechnende Strommengen berücksichtigt werden. Damit wird verhindert, dass Sektormanagement-Maßnahmen die Ertragsbewertung im REM verzerren oder ungewollte Anreize setzen.\r\nEs muss sichergestellt werden, dass weiterhin über die TR10 die entsprechenden Daten zur Berücksichtigung des Sektormanagements von den Anlagen bereitgestellt werden.\r\nDie Kompensation der Abschattungseffekte bis 10 Prozent bleibt dagegen bestehen. Für die gerechte und genaue Ermittlung der Abschattungseffekte in einem konkreten Windpark steht kurzfristig keine optimale neutrale oder standardisierte Methode zur Verfügung. Hier stellt sich die Frage der Prüfung, ob im Rahmen der technischen Richtlinien eine Vereinheitlichung der Berechnung möglich ist.\r\nBei jeder Maßnahme, die grundlegend in die Vergütungsstruktur über das REM eingreift, muss eine ausreichende Übergangszeit gewährleistet werden, um die Wirtschaftlichkeit laufender Projekte nicht zu gefährden.\r\nZudem muss das zukünftige Fördersystem zwingend sicherstellen, dass der Windenergieausbau räumlich ausgewogen erfolgt. Es soll gleiche Wettbewerbsbedingungen zwischen windstarken und windschwächeren Standorten schaffen. Vor diesem Hintergrund ist der bestehende gesonderte Standortausgleich für 50- und 60-%-Standorte unerlässlich. Gerade für windschwächere Regionen bildet dieser Ausgleich die Voraussetzung für eine wirtschaftliche Projektentwicklung und einen bundesweit ausgewogenen Ausbau. Eine Abschwächung oder Streichung dieser Ausgleichsmechanismen würde den Windausbau in diesen Regionen gefährden und die Zielsetzungen des REM konterkarieren.\r\n3.4\tRegelungen für Bürgerenergiegesellschaften nutzbar machen\r\nDie Stärkung von Bürgerenergiegesellschaften (BEG) als wichtige Säule der EE ist in dieser Novelle unbedingt in den Blick zu nehmen, da sie Akzeptanz schaffen, regionale Wertschöpfung sichern und den dezentralen EE-Ausbau mittragen.\r\n3.4.1\tBürgerwind in der Vorfinanzierungsphase stärken\r\nBürgerwind sorgt für eine hohe regionale Wertschöpfung und große lokale Akzeptanz für die Windenergie. Davon profitiert die gesamte Branche und die Energiewende als Ganzes. Bei Bürgerwind-Projekten ist die Frühphase der Projektierung jedoch mit besonders hohen Risiken verbunden, da es sich um individuelle, regionale Projekte handelt und eine Risikoallokation über mehrere Projekte hinweg nur schwer bis gar nicht möglich ist. Diese Risiken werden von den Anlegenden mitgetragen, also von einem besonders schützenswerten Personenkreis, der privates Kapital für die Energiewende bereitstellt und sich auf diese Weise unternehmerisch betätigt. Um die Finanzierung von Bürgerwind für Anlegende sowie für Banken und Sparkassen attraktiv zu halten, braucht es Investitionssicherheit. Wie die Praxis wiederholt bewiesen hat, kann sich das Bürgerwind-Modell am Markt bewähren und Projekte mit großer Zuverlässigkeit realisieren, wenn der Marktzugang einmal geschaffen ist.\r\nIn Anerkennung der besonderen Finanzierungsstruktur von Bürgerwind-Projekten haben sowohl Bund als auch einzelne Länder (NRW, Schleswig-Holstein) Förderprogramme aufgelegt, die eine zielgerichtete Unterstützung in der Projektfrühphase ermöglichen. Der BWE plädiert dafür, diese\r\n \r\n\r\nProgramme in jedem Bundesland zu etablieren. Im Sinne der frühzeitigen Information sollte hierbei in den Förderrichtlinien festgelegt werden, dass die Gemeinde über eingegangene Anträge in Kenntnis zu setzen ist. Zudem schlagen wir eine stärkere Anpassung des Bundesförderprogramms an die bestehenden Fonds der Länder vor. Die geforderte Mindestbeteiligung von 15 natürlichen Personen sollte auf sieben abgesenkt werden.\r\nSchließlich sei auch hier noch einmal auf das die Anpassungserfordernisse zur Prospektpflicht für BEG hingewiesen, da diese finanziellen Mehraufwand und Bürokratie bedeutet.\r\n3.4.2\tWindparkbegrenzung von 18 MW an moderne Anlagentechnik anpassen\r\nDie Befreiung von BEG von der Ausschreibungspflicht gemäß § 22 Absatz 2 Nr. 3 EEG zielt darauf ab, lokale Bürgerbeteiligung zu stärken, kleine, dezentrale Projekte wirtschaftlich umsetzbar zu machen und die Akzeptanz der Energiewende vor Ort zu erhöhen. Hierfür gilt eine Projektobergrenze mit einer installierten Leistung bis einschließlich 18 Megawatt. Die 18-MW-Begrenzung entspricht jedoch nicht mehr dem Stand der Technik.27 Bei Einführung der 18 MW-Grenze unter dem EEG 2017 waren darunter etwa sechs Anlagen zu fassen.28 Aktuell liegt die durchschnittliche Anlagengröße in Deutschland bei über 6 MW und hat sich damit im Vergleich zu 2015 verdoppelt. Ein Bürgerwindpark darf damit lediglich zwei bis drei moderne WEA umfassen. Dies ist angesichts der zunehmenden Bedeutung der Akzeptanz von Windenergie nicht sachgerecht. Allgemein wird eine Begrenzung anhand von MW anstelle einer Anlagenzahl zudem regelmäßig überholt sein. Dabei ist die Anlagenzahl maßgeblich für die Bewertung der Projektgröße. Eine starre MW-Grenze entspricht somit nicht den Projektrealitäten eines modernen Bürgerwindparks und ist somit für Projektiererinnen nicht praxistauglich.\r\nDie 18-MW-Grenze stammt aus dem europäischen Rechtsrahmen. Für die Befreiung von der Ausschreibungsverpflichtung sehen die KUEBBL29 aktuell eine Begrenzung von max. 18 MW pro Projekt vor. Zwar hat die Europäische Kommission in ihrer Mitteilung zum Beihilferahmen für den Deal für eine saubere Industrie (CISAF) diese Begrenzung wiederholt. Im Jahr 2016 hat die Europäische Kommission jedoch klargestellt, dass sich „[d]ie Leitlinien […] auf eine durchschnittlich große Erzeugungseinheit von 2,5 bis 3 MW Kapazität“ und damit auf sechs WEA beziehen. Dieser Bezugswert wurde anscheinend nicht neu evaluiert, sodass bei der Festlegung der Grenze auf EU-Ebene ein aktueller Wert nicht berücksichtigt wurde. Eine vergleichbare technische Weiterentwicklung, wie im vorgestellten Absatz dargestellt, dürfte jedoch auch für den europäischen Bezugswert gelten.\r\nVor diesem Hintergrund empfiehlt der BWE, dass sich die Bundesregierung dafür einsetzt, die Begrenzung auf eine feste Anzahl von sechs Anlagen in den europäischen Vorgaben zu verankern. Auch die Bundesvorgabe sowie das Bundesförderprogramm für BEG sollten entsprechend angepasst werden.30\r\n\r\n\r\n\r\n27 Aktuell haben nur zehn Projekte von der Befreiung Gebrauch gemacht, vgl. Website der BNetzA, hierbei ist zu beachten, dass die BNetzA die Anlagen erfasst (16 Anlagen) und nicht die Projekte (10 Projekte).\r\n28 Vgl. § 36j Absatz 1 Satz 1 EEG 2027.\r\n29 Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen der Europäischen Union.\r\n30 Vgl. z. B. hier BWE-Stellungnahme (2023): zum Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 25 f.\r\n \r\n\r\n \r\n3.4.3\tVergütungsregelung in § 46 EEG rechtssicher ausgestalten\r\nGemäß § 46 Absatz 1 EEG berechnet die Netzbetreiberin den anzulegenden Wert für BEG nach dem Zuschlagswert, indem sie den Durchschnitt aus den Gebotswerten des jeweils höchsten noch bezuschlagten Gebots der Gebotstermine für Windenergieanlagen an Land des Vorvorjahres heranzieht. Welcher Zeitpunkt für diese Rückrechnung zugrunde gelegt werden soll, ist bislang umstritten. Eine verbreitete Auffassung sieht vor, die Berechnung zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme der BEG-Anlagen vorzunehmen.\r\nDas Problem dabei ist jedoch, dass auf einen unbestimmten Zeitpunkt in der Zukunft abgestellt wird. Da die Inbetriebnahme der Anlagen von Lieferketten und Netzanschlüssen abhängt, ist sie stark variabel und kann sich beispielsweise um ein Jahr verschieben. Folglich kann sich auch der Zuschlag, den das Bürgerwind-Projekt erhält, entsprechend verzögern: Anstelle der höheren Förderung aus dem Jahr 2023 könnte die Förderung aus dem Jahr 2022 gelten.\r\nDiese Planungsunsicherheit wird von Banken häufig nicht akzeptiert und untergräbt zudem den eigentlichen Zweck der Regelung: eine höhere Investitionssicherheit für Bürgerwind-Projekte gerade in der sehr risikoreichen Frühphase zu schaffen. Daher bedarf es eines klar definierten Zeitpunkts. Der BWE schlägt vor, diesen auf den Zeitpunkt der Anmeldung bei der BNetzA festzulegen.\r\n\r\n \r\n\r\n \r\n3.4.4\tKlarstellung zum Zahlungsanspruch bei mehreren BEG-Anlagen in § 24 EEG\r\n§ 24 EEG regelt die Festlegung des Zahlungsanspruchs bei mehreren Anlagen, wenn diese zusammenzufassen sind. Die Vorschrift durchbricht den Grundsatz „eine Anlage, eine Abrechnung“. Sie soll verhindern, dass über eine missbräuchliche Anlagensplittung eine höhere Vergütung erzielt wird.\r\nEine Ausnahme soll aber gemäß § 24 Absatz 2 Satz 2 für Anlagen von BEG mit einer installierten Leistung bis einschließlich 18 MW gelten, indem sie ausschließlich mit Anlagen anderer BEG zusammengerechnet werden können. Denn eine Missbrauchsgefahr ist in einem solchen Fall sehr gering, da eine\r\n„Restanlage“ in der Regel ohnehin an den Ausschreibungen teilnehmen muss. Allerdings wird in der Ausnahme nach § 24 Absatz 2 Satz 2 EEG nur auf Satz 1 von Absatz 2 verwiesen. Dass Absatz 1 nicht anzuwenden ist, ergibt sich zwar aus der Gesetzesbegründung;31 um Rechtssicherheit zu schaffen, fordert der BWE hier jedoch eine entsprechende Klarstellung.\r\n\r\n3.5\tRealisierungs- und Pönalfrist den aktuellen Umständen anpassen, vorzeitige Rückgabe von Zuschlägen ermöglichen – § 36e und § 55 EEG\r\nBereits seit Jahren weist der BWE immer wieder auf Probleme im Rahmen der unflexiblen Realisierungs-und Pönalfristen gemäß § 36e und § 55 EEG hin: 32 Aufgrund von Verzögerungen in den Lieferketten, zunächst durch die Covid-19-Pandemie und anschließend durch den Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine, hat der BWE in der Vergangenheit bereits mehrfach Verbesserungsvorschläge gemacht.33\r\nGeförderte WEA müssen innerhalb festgelegter Fristen realisiert werden, andernfalls drohen Pönalzahlungen. Gemäß § 36e Absatz 1 EEG erlischt der Zuschlag bei Geboten für WEA an Land 36\r\n\r\n\r\n31 BT-Drucksache 20/11180 vom 24. April 2024, S. 133 f.\r\n32 Vgl. z. B. BWE-Positionspapier (2020): COVID-19-Krise und deren Auswirkungen auf die Windenergiebranche; BWE-Stellungnahme (2022): Regierungsentwurf eines Gesetzes zur Änderung des EEG und weiterer energierechtlicher Vorschriften; BWE-Stellungnahme (2022): Referentenentwurf des BMWK zum sog. Osterpaket; BWE (2023): Forderungskatalog: Aktuelle Positionen für den Windgipfel; zuletzt: BWE-Stellungnahme (2023): Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I.\r\n33 Wie zuvor und BWE-Positionspapier (2022): Verzögerungen und Preissteigerungen durch die Covid-19-Pandemie (höhere Gewalt) bei bereits bezuschlagten Windenergie-Projekten auffangen und den Ausbau sichern!; BWE-Stellungnahme(2022): RegE Erneuerbaren-Energien-Gesetz u.a.\r\n \r\n\r\nMonate nach der öffentlichen Bekanntgabe des Zuschlags, sofern die Anlagen bis dahin nicht in Betrieb genommen wurden. Rückmeldungen unserer Mitgliedsunternehmen zeigen jedoch, dass die derzeitige Realisierungsfrist von 36 Monaten unter den aktuellen Rahmenbedingungen regelmäßig nicht ausreicht. Der BWE hält daher eine Verlängerung der Realisierungsfrist auf 42 Monate für erforderlich. Ein großes Problem sind weiterhin die Lieferengpässe bei Anlagenteilen und Netztechnik sowie große Verzögerungen bei den Netzanschlüssen. Wesentliche projektrelevante Schritte – etwa die verbindliche Bestellung von Netztechnik – können regelmäßig erst nach Erhalt des Zuschlags und der damit verbundenen Finanzierungssicherheit erfolgen.\r\nZudem sollte die Pönalfrist zur Inbetriebnahme nach öffentlicher Bekanntgabe des Zuschlags nach § 55 Absatz 1 Nr. 2 EEG von 30 Monaten auf die gleiche Dauer der Realisierungsfrist angepasst werden, also ebenfalls auf 42 Monate (mindestens jedoch auf die aktuell festgelegten 36 Monate!).\r\nDass ein Projekt nach Teilnahme an der Ausschreibung nicht umgesetzt werden kann, bleibt trotzdem denkbar, etwa bei erfolgreicher Klage gegen die Genehmigung. In der Regel sind WEA nach der Genehmigung innerhalb von zwei bis drei Jahren zu errichten, bevor die Genehmigung verfällt. Sofern die Genehmigung verfällt, sollte eine Mitteilung an die BNetzA ausreichend sein, dass keine immissionsschutzrechtliche Genehmigung mehr vorliegt und der Zuschlag zurückgegeben wird. Das befreit die Fläche – gegebenenfalls schon vor Ablauf der Realisierungsfrist – und ermöglicht eine zeitige neue Projektierung. Davon unbenommen bleibt den Antragsstellerinnen die Möglichkeit, die Genehmigung nach § 36e Absatz 2 und 3 EEG zu verlängern und den Zuschlag zu behalten.\r\n\r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n3.6\tVerlängerungsoptionen der Realisierungsfrist in § 36e EEG ausreichend bemessen\r\n3.6.1\tVerlängerungsoption aufgrund von Rechtsbehelfen Dritter gegen die Genehmigung\r\nNach § 36e Absatz 2 Satz 2 EEG soll die Verlängerung der Realisierungsfrist höchstens für die Dauer der Gültigkeit der Genehmigung ausgesprochen werden, „wobei der Verlängerungszeitraum unbeschadet einer Verlängerung nach Absatz 3 eine Dauer von insgesamt 18 Monaten nicht überschreiten darf.“\r\nDie Höchstfrist der Verlängerung von 18 Monaten ist offensichtlich unzureichend. Auch wenn über das Investitionsbeschleunigungsgesetz die erstinstanzliche Zuständigkeit des Oberverwaltungsgerichts eingeführt wurde,34 ist damit zu rechnen, dass das erstinstanzliche Verfahren innerhalb des Zeitraums von 18 Monaten nur in Ausnahmefällen abgeschlossen sein wird. Daher sollte die Verlängerung für die Dauer der Gültigkeit der Genehmigung ausgesprochen werden. Sollte eine Höchstfrist vorgesehen werden, muss diese deutlich großzügiger ausfallen und mindestens fünf Jahre betragen.35\r\n\r\n\r\n3.6.2\tVerlängerungsoption auch bei Änderungen oder Neuerteilung\r\nDer BWE schlägt zudem die Aufnahme einer Verlängerungsoption in § 36e EEG vor, wenn eine Änderung /Neuerteilung der ursprünglichen Genehmigung gemäß § 36f Absatz 2 EEG erfolgt ist. Gemäß § 36f Absatz 2 EEG bleibt der Zuschlag auf die geänderte oder neu erteilte Genehmigung bezogen, sofern der Standort der Windenergieanlage höchstens um das Doppelte der Rotorblattlänge abweicht. Häufig ist jedoch gerade die Befristung des Zuschlags angesichts der behördlichen Verfahrensdauern für eine solche Änderung bzw. Neuerteilung ein Problem. Die BNetzA kann die Zuschlagsbefristung in diesem Fall bisher nicht verlängern, sodass die Betreiberin den Zuschlag ggf. verlieren würde, obwohl sie er nur behördlich veranlasste Verfahrensverzögerungen nicht kompensieren kann. Damit das Instrument nach § 36f Absatz 2 EEG effektiv genutzt werden kann,\r\n\r\n\r\n34 § 48 Absatz 1 Nummer 3a VwGO.\r\n35 Vgl. z. B. BWE-Stellungnahme (2023): Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 26 f..\r\n \r\n\r\nbraucht es auch in diesem Fall eine Verlängerungsoption. Damit hier nicht eingewandt werden kann, dass dann jede noch so kleine Änderung zur Verlängerung von Zuschlägen führen kann, könnte man aber auch eine gewisse Erheblichkeit der Änderungen dadurch einfordern, indem diese mindestens nach § 16 BImSchG beschieden worden sein müssen (also keine bloße Änderungsanzeige). 36\r\n\r\n3.6.3\tVerlängerungs- und Entwertungsoption bei Herstellerinsolvenz\r\nWir halten auch die bei Herstellerinsolvenz geltende Beschränkung der Fristverlängerung auf 18 Monate gem. § 36e Absatz 3 EEG nicht für interessengerecht. Gerade vor dem Hintergrund, dass bei einer Herstellerinsolvenz zumeist eine Neugenehmigung erfolgt und daher häufig – auch aufgrund der fortgeschrittenen Zeit – z. B. neue Begutachtungen erfolgen müssen, sind 18 Monate deutlich zu knapp. Wir regen daher an, die Beschränkung auf 18 Monate aufzuheben oder zumindest auf 24 Monate anzuheben.\r\nIn bestimmten Konstellationen ist alternativ zur Fristverlängerung jedoch eine Rückgabe des Zuschlages unumgänglich, da sich im Einzelfall durch die Umgenehmigung des Projektes so hohe Kosten ergeben können, dass der „alte“ Zuschlag nicht mehr ausreichend ist.\r\nInsbesondere vor dem Hintergrund, dass durch § 36f EEG Zuschläge auch bei Neugenehmigung bestehen bleiben, muss der betroffenen Planerin im Fall einer Insolvenz der Anlagenherstellerin die Möglichkeit eingeräumt werden, den Zuschlag zurückzugeben. Andernfalls bliebe ihr nur die Möglichkeit, den Zuschlag durch Zeitablauf verfallen zu lassen, die entsprechende Pönale zu zahlen und anschließend das Umgenehmigungsverfahren zu starten.37 Es ist nicht interessengerecht, ihr diese Nachteile aufzubürden, obwohl sie unverschuldet in diese Situation geraten ist.\r\nDer Bieterin sollte daher alternativ zur Verlängerung der Umsetzungsfrist eine Entwertungsoption bei Herstellerinsolvenz zur Verfügung stehen:\r\nOption 1: Fristverlängerung nach Erhalt des Zuschlags.\r\nOption 2: Zuschlag wird auf Antrag entwertet, ohne dass die Sicherheitsleistung einbehalten wird. Anschließend kann das Projekt erneut an einer Ausschreibung teilnehmen. 38\r\n\r\n\r\n36 Vgl. z. B. BWE-Stellungnahme (2023): Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 26 f.\r\n37 Vgl. auch Punkt … zur Forderung der erweiterten Kompetenz BNetzA, u.a. im Falle von Herstellerinneninsolvenz zur Verlängerung von § 36e Absatz 1.\r\n38 Vgl. z. B. BWE-Stellungnahme (2023): Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 27 f.\r\n \r\n\r\n \r\n3.6.4\tGesamten Förderzeitraum bei Fristverlängerungen wahren – § 36i EEG streichen\r\nFür die Wirtschaftlichkeit eines Projektes mit verlängerter Realisierungsfrist ist es darüber hinaus problematisch, dass die Vergütungsdauer von 20 Jahren trotz Verlängerung gemäß § 36i EEG nach Ablauf von 30 Monaten nach Bekanntgabe des Zuschlags an die Bieterin beginnt. Es kann daher dazu kommen, dass ein Projekt noch nicht realisiert ist und noch kein Strom eingespeist wird, die Vergütungsdauer jedoch bereits beginnt und sich dadurch praktisch verkürzt. Eine Fristverlängerung darf daher keine Verkürzung des Förderzeitraums nach sich ziehen. Andernfalls würde eine Teilentwertung des Zuschlags stattfinden und die Bieterin würde für die von ihr nicht zu verantwortende Fristverlängerung bestraft.\r\nDa die Vorhabenträgerin aber mit der gesetzlichen Vergütungsdauer die Wirtschaftlichkeitsberechnungen vorgenommen und darauf ihr Projekt ausgerichtet hat, sind diese wirtschaftlichen Einbußen projektgefährdend.\r\n§ 36i EEG sollte daher nach Ansicht des BWE gestrichen werden. 39\r\n\r\n3.7\tKrisenmanagement der BNetzA ermöglichen – § 85 Absatz 2a EEG einführen\r\nNach wie vor gefährden Lieferverzögerungen, u. a. durch von Störungen der globalen Lieferketten, die Einhaltung der Realisierungsfristen. Diese Verzögerungen belasten die Windbranche zusätzlich zu den bereits vorhandenen Verzögerungen in Genehmigungsverfahren und durch Klagen.40 In der Vergangenheit bestand das Risiko, dass Zuschläge aufgrund der damaligen 30-Monats-Frist des § 36e Absatz 1 EEG 2017 verfielen. Zunächst hatte die BNetzA Fristverlängerungen beschlossen.41 Anschließend verlängerte der Gesetzgeber die Frist gerade noch rechtzeitig pauschal um sechs Monate.42\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n39 Vgl. ebd. S. 30.\r\n40 vgl. BWE (2019): Aktionsplan für mehr Genehmigungen von Windenergieanlagen an Land.\r\n41 Pressemitteilung der BNetzA vom 23.03.2020.\r\n42 Sog. Kleine EEG-Novelle (2020): Bundestags-Drucksache 19/19208.\r\n \r\n\r\nAktuell ist damit zu rechnen, dass eine zunehmende Nachfrage nach WEAs für einen nicht unerheblichen Zeitraum dazu führen wird, dass WEAs „knapp“ werden und sich damit auch die Lieferzeiten signifikant verlängern werden. Darüber hinaus sind einige Herstellerinnen sehr stark von Zulieferkomponenten abhängig. Rohstoffmangel und mangelnde Transportkapazitäten verlängern die Lieferzeiten zusätzlich. Die zunehmenden Probleme aufgrund der langen Lieferzeiten von Umspannwerken, Anlagen und Anlagenkomponenten etc. sind bekannt. Entsprechende Komponenten vor einem Zuschlag zu bestellen, ist mangels Finanzierbarkeit keine Option. Daher müsste es die Möglichkeit geben, aufgrund von marktbedingten Projektverzögerungen (Lieferzeiten, Transportverzögerungen etc.) eine flexible und individuelle Verlängerung zu erreichen.\r\nWir halten es nicht für zielführend, dass der Gesetzgeber jedes Mal eingreifen muss, wenn unvorhergesehene Ereignisse eine Verlängerung der Realisierungsfrist erforderlich machen.\r\nVorgeschlagen wird, grundsätzlich die Kompetenzen der BNetzA auf eine Festlegung der Fristverlängerung für Sonderfälle zu erweitern. 43 Auch zukünftig kann es zu weiteren Ereignissen kommen, die eine Fristverlängerung erfordern, die zurzeit noch nicht absehbar sind. In diesen Fällen sollte nicht jedes Mal eine Gesetzesänderung erforderlich sein. Gibt es eine allgemeine Verlängerungsmöglichkeit, sind die spezifischen Verlängerungsvorschriften nicht mehr erforderlich. Um alle Fristverlängerungsmöglichkeiten dafür übersichtlich in einer Regelung zusammenzufassen, schlagen wir folgende Neuregelung vor.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n43 Vgl. BWE-Stellungnahme (2023): Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 28 ff.\r\n44 Hier sind auch Verlängerungsmöglichkeiten für Solaranlagen und Biomasseanlagen einbezogen, da auch diese in der Covid-19-Krise unter den Lieferengpässen und Installationsverzögerungen leiden.\r\n \r\n\r\nIn der Gesetzesbegründung sollte klargestellt werden, dass eine bestimmte Gruppe von Anlagen auch eine Anlagengruppe sein kann, die erfolgreich an einer oder mehreren Ausschreibungsrunden teilgenommen hat. Ebenso sollte aufgenommen werden, dass Ereignisse oder höhere Gewalt im Sinne der Vorschrift, insbesondere die Eröffnung eines Insolvenzverfahrens über das Vermögen einer Herstellerin von WEA oder eine Pandemie sind.\r\nEine Fristverlängerung hilft bei Rechtsbehelfen Dritter nur, wenn der Rechtsbehelf erfolglos bleibt. Für erfolgreiche Rechtsbehelfe Dritter wäre daher eine Übertragungsmöglichkeit der Zuschläge sinnvoll, so wie sie im oben ausgeführten Vorschlag zu § 85 Absatz 2a in Satz 6 enthalten ist.\r\n3.8\tTechnische Vorgaben für WEA anpassen\r\n§ 9 EEG regelt unter anderem die technischen Vorgaben für WEA. Die Betreiberinnen müssen sicherstellen, dass ihre Anlagen technisch so ausgerüstet sind, dass Messstellen- und Netzbetreiberinnen ihre gesetzlichen Aufgaben (Messen, Steuern, Regeln) erfüllen können. Zudem müssen die Betreiberinnen ihre Anlagen mit einer bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung ausstatten, damit die Hindernisbeleuchtung nur bei tatsächlichem Flugverkehr aktiviert wird.\r\n3.8.1\tFernsteuerungspflicht nach §§ 9 und 10b EEG praxistauglich ausgestalten\r\nGemäß § 9 Absatz 1 Nr. 2 EEG müssen Betreiberinnen sicherstellen, dass Netzbetreiberinnen oder andere Berechtigte die Ist-Einspeisung jederzeit abrufen und die Einspeiseleistung von Anlagen, die Strom in das Netz einspeisen, vollständig oder, sobald jeweils die technische Möglichkeit besteht, stufenweise oder stufenlos ferngesteuert regeln können.\r\nIn seiner Stellungnahme zum EEG 2021 hatte der BWE bereits kritisiert,45 dass die Regelung zur\r\n„stufenlosen“ Fernsteuerung in der Praxis schwierig ist. Technisch ist jede Regelung, auch eine dynamische, mit minimalen Stufen verbunden. Da die technischen Vorgaben bzw. Netzanschlussregeln, die im VDE/FNN46 erarbeitet werden, ohnehin die technisch bestmögliche Fernsteuerung erfordern, ist eine weitergehende Verpflichtung für Neuanlagen nicht erforderlich. Mindestens aber sollte klargestellt werden, dass der Begriff „stufenlos“ erfüllt ist und damit die Anforderungen nach dem EEG, wenn nach dem Stand der Technik bei Inbetriebnahme der Anlage die Leistung vorgegeben werden kann.\r\nDas gilt auch für die Regelung in § 10b Absatz 1 Nr. 1 a) EEG, wonach im Falle von Direktvermarktung des Stroms die Betreiberin sicherstellen muss, dass das Direktvermarktungsunternehmen die Einspeisung (ggf. stufenlos) ferngesteuert regeln kann. Viele WEA wurden bereits für die Teilnahme an der Direktvermarktung nachgerüstet, so dass diese nun stufenweise – aber eben nicht „stufenlos“ – regelbar sind. Bei Anlagen mit Teilumrichter, Stall-Anlagen sowie bei direkt an das Netz gekoppelten Anlagen ist aufgrund der Anlagentechnologie eine stufenlose Regelung i. d. Regel technisch nicht umsetzbar.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n45 Vgl. BWE-Stellungnahme (2020): zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des EEG und weiterer energierechtlicher Vorschriften, S. 13.\r\n46 Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb (FNN) im Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik (VDE) erarbeitet technische Regeln und Standards für den sicheren Netzbetrieb und den Anschluss von Erzeugungsanlagen.\r\n \r\n\r\nAus Gründen des Bestands- und Vertrauensschutzes sollten hier keine unnötigen zusätzlichen Anforderungen erhoben werden.\r\nAus Sicht des BWE sollte die Forderung nach einer „stufenlosen Fernsteuerung“ deshalb nicht direkt im\r\nEEG aufgenommen  werden.  Vielmehr sollte entsprechend der  Gesetzesbegründung  nur die\r\n„ferngesteuerte Regelung der Einspeiseleistung“ und keine stufenlose Regelung gefordert werden.\r\nAußerdem fehlt in Bezug auf § 10b EEG eine Übergangsvorschrift in § 100 EEG hinsichtlich der Fernsteuerbarkeit von Anlagen, die unter vorigen Fassungen installiert wurden, wie sie für § 9 EEG hingegen aufgenommen wurde. Dadurch besteht die Gefahr, dass Bestandsanlagen, deren Förderanspruch ausgelaufen ist, allein deshalb nicht mehr betrieben werden können, weil sie die Anforderungen nach § 9 in Verbindung mit der Übergangsregelung zwar erfüllen können, nicht jedoch die strengeren Anforderungen nach § 10b (ohne Übergangsregelung). In der Folge wird marktfinanziertes Strompotential nicht ausgeschöpft.\r\n\r\n\r\nAnderenfalls sollte aber die „technische Möglichkeit [zur stufenlosen Fernsteuerung]“ konkretisiert\r\nwerden. Die Formulierung „sobald die technische Möglichkeit besteht“ suggeriert, dass immer wieder\r\n \r\n\r\neine Nachrüstpflicht für Anlagen entstehen kann, sobald eine neue technische Möglichkeit entsteht. Jedenfalls ist hier eine Verhältnismäßigkeitsprüfung entsprechend dem früheren § 20 Absatz 3 EEG 2017 („gegen angemessenes Entgelt am Markt verfügbar“) einzufügen. Dies gilt gleichermaßen für die gleichlautende Formulierung in § 10b EEG.\r\n3.8.2\tPflicht zur Ausstattung mit „intelligenten Messsystemen“ nicht für ältere Anlagen im Weiterbetrieb\r\nÄltere Anlagen im Weiterbetrieb können teilweise auch nicht oder nur mit sehr hohem Aufwand mit einem „intelligenten Messsystem“ (iMS) verbunden werden. In diesem Fall käme die Pflicht zur Verwendung eines iMS nach § 9 EEG ebenfalls einem praktischen „Betriebsverbot“ gleich. Auch hier sollten „ausgeförderte“ Anlagen von der Pflicht zur Verwendung des iMS über eine entsprechende Übergangsregelung ausgenommen werden. 47\r\n3.8.3\tInbetriebnahme und BNK-Ausstattung: Schutz vor unverschuldeter Pönalisierung48\r\nWEA, die ab dem 1. Januar 2025 in Betrieb gehen, dürfen dies nur, wenn sie mit einem System zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung (BNK) ausgestattet sind, vgl. § 9 Absatz 1 Satz 1 i. V. m. Satz 3 EEG. Die Inbetriebnahme eines solchen Systems erfordert wiederum in vielen Fällen die vorherige Inbetriebnahme der WEA. Hier ergibt sich häufig ein nicht aufzulösender Zirkelschluss, der rechtlich und regulatorisch absehbar und vermeidbar war.\r\nIm Allgemeinen liefern und verbauen WEA-Herstellerinnen das notwendige BNK-System nicht bei der Errichtung der WEA. Ist die WEA vollständig errichtet, erfolgt ein Testbetrieb, in dem notwendige Systemeinstellungen vorgenommen und Tests absolviert werden. Während dieses Testbetriebs liefert die WEA bereits ersten Strom.\r\nObwohl noch kein Eigentumsübergang stattgefunden hat und unter Umständen weitere Arbeiten an der Anlage durch die Herstellerin stattfinden, wird dieser Moment vonseiten der Netzbetreiberin\r\ni. d. R. als \"Inbetriebnahme\" im Sinne des § 3 Nr. 30 EEG angesehen.\r\nDieser Sachverhalt ist insofern problematisch, als die Anlagenbetreiberinnen in diesem Moment noch keinen Zugriff auf die WEA haben und somit nicht in der Lage sind, ein BNK-System zu installieren. Ein Regelbetrieb der Anlage, in dem diese Strom liefert, findet hier noch gar nicht statt. Nach erfolgtem Eigentumsübergang kann schließlich die Installation der BNK-Technik erfolgen.\r\nSelbst in den Fällen, in denen die BNK-Ausstattung und die Inbetriebnahme der Anlage zeitlich zusammenfallen, weil die Anlagenherstellerin das System mit verbaut, besteht die Problematik:\r\nDie AVV-Kennzeichnung sieht seit dem 1. Januar 2025 nach der BNK-Installation die zwingende Beteiligung der Baumusterprüfstelle (BMPSt) zur sogenannten standortbezogenen Prüfung vor. Erst im Anschluss erfolgt die abschließende behördliche Genehmigung. Beide Prozesse stellen einen Flaschenhals dar und sorgen für eine weitere Verzögerung der Aktivierung des BNK-Systems. Lange Prüf-und Genehmigungszeiten, etwa aufgrund von Personalmangel, sind eher die Regel als die Ausnahme. Insbesondere die nun zwingend einzubindende BMPSt stellt eine weitere Komponente dar, die zu\r\n\r\n\r\n47 Vgl. BWE-Stellungnahme (2023): Referentenentwurf des BMWK zum sog. PV-Paket I, S. 28.\r\n48 Vgl. bereits BWE-(2025): Positionspapier zu Neuanlagen-BNK.\r\n \r\n\r\nVerzögerungen führt und auf die die Anlagenbetreiberinnen keinen Einfluss haben. Grund hierfür sind die notwendige Befahrung und in Einzelfällen gar Befliegung der Windparks.\r\nGeht eine WEA ohne BNK-Ausstattung in Betrieb, drohen den Betreiberinnen Strafzahlungen nach § 52 EEG. Die anfallenden 10.000 Euro pro Megawatt installierter Leistung und Monat machen den wirtschaftlichen Betrieb betroffener Anlagen unmöglich. Die Strafzahlungen müssen dabei an die Netzbetreiberin entrichtet werden, können jedoch rückwirkend auf 2.000 € pro MW installierter Leistung und Kalendermonat reduziert werden, sobald die entsprechende Pflicht erfüllt wird. Nicht nur droht hier also den Betreiberinnen von WEA potenziell eine unverschuldete Pönalisierung. Den Netzbetreiberinnen entsteht damit ein kaum zu bewältigender Abrechnungs- und Verwaltungsaufwand.\r\nDer Beschluss BK6-19-142 der Beschlusskammer 6 der BNetzA aus dem Jahr 2019, wonach WEA auch ohne BNK-System in Betrieb genommen werden dürfen, wenn sie unverzüglich alle nötigen Schritte einleiten, um dies zu tun, weist bereits in die richtige Richtung. Im Beschluss heißt es wörtlich:\r\n„Die Ausstattungsverpflichtung des § 9 Absatz 8 EEG 2017 umfasst alle Schritte, die erforderlich sind, um die Einrichtung zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung von Luftfahrthindernissen unter Beachtung aller rechtlichen Voraussetzungen zulässigerweise in Betrieb zu nehmen. Soweit allerdings die Durchführung der Schritte die vorherige Inbetriebnahme der WEA erfordert, können sie bei neuen WEA unverzüglich nach Inbetriebnahme durchgeführt werden, ohne die Ausstattungsverpflichtung zu verletzen.“\r\nDie Aussage der BNetzA steht im Einklang mit dem Gesetzeswortlaut, der lediglich den Begriff\r\n„ausstatten“ verwendet und damit nicht zwingend vorsieht, dass schon ab Inbetriebnahme der WEA zwingend eine BNK aktiviert sein muss. Sie ist jedoch leider insoweit auslegungsbedürftig und damit nicht in jedem Einzelfall eindeutig, als sie den Begriff „unverzüglich“ beinhaltet, der in § 121 Absatz 1 BGB als „ohne schuldhaftes Zögern“ definiert ist. Um Unsicherheiten in der Auslegung dieses Begriffs möglichst auszuschließen, fordert der BWE die Einführung einer eindeutigen Übergangsfrist, die einerseits Betreiberinnen vor ungerechtfertigten und unverschuldeten Pönalen schützt und gleichzeitig Netzbetreiberinnen vor unnötigen bürokratischen Prozessen bewahrt.\r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\nZudem ist zu prüfen, ob ergänzend zur vorgeschlagenen Anpassung des § 9 Absatz 8 EEG auch den regelmäßig auftretenden Verzögerungen bei den zuständigen Genehmigungsbehörden Rechnung getragen werden müsste. In Betracht käme eine Regelung, nach der die Pönale nach § 52 Absatz 1 Nr.\r\n3 EEG in den Fällen nicht anfällt, in denen die Inbetriebnahme der bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung ausschließlich deshalb unterbleibt, weil die hierfür erforderliche luftfahrtrechtliche Genehmigung zwar beantragt, jedoch noch nicht erteilt wurde. Gegebenenfalls wäre dabei auch die vorgelagerte, häufig langwierigere standortbezogene Prüfung durch die BMPSt zu berücksichtigen.\r\n3.8.4\tGemeinsame Messung geförderter und nicht geförderter Strommengen in § 20 EEG ausdrücklich zulassen\r\nNach der aktuellen Rechtslage besteht Unsicherheit darüber, ob das Betreiben unterschiedlich vermarkteter Anlagen über eine gemeinsame Messeinrichtung möglich ist. § 20 Nr. 3 EEG regelt, dass der Strom für die Marktprämie in einem eigenen Bilanz- oder Unterbilanzkreis bilanziert wird. Nach herrschender Meinung bedeutet dies, dass hier lediglich Strom aus geförderter Direktvermarktung bilanziert wird (sortenreiner Bilanzkreis).49\r\nJedoch sollte das gemeinsame Einspeisen von Marktprämienanlagen und Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung auch ohne Zuhilfenahme der getrennten Messung rechtssicher erfolgen können, wenn gemeinsam am Netzverknüpfungspunkt gemessen wird und die Mengen entsprechend aufgeteilt werden. Dies kann bspw. ebenso durch die Tranchierung der messtechnisch erfassten Strommengen erfolgen, um die Tranchen in sortenreine Bilanzkreise aufteilen zu können. Damit die Regelung nach § 20 Nummer 3 nicht zur sinnlosen Sanktionierung von Marktprämien-Anlagen führt, wenn mit diesen weitere EE-Anlagen ohne Anspruch auf Marktprämie am selben Netzverknüpfungspunkt betrieben werden, empfehlen wir eine Anpassung in § 20 Nr. 3 EEG. Demnach sollte eine gemeinsame Messung von geförderten und nicht geförderten Anlagen unter entsprechender Anwendung von § 24 Absatz 3 EEG (die eine Gleichartigkeit der EE-Anlagen voraussetzt)50 für die Zuordnung zu den verschiedenen Bilanzkreisen unproblematisch sein.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n49 Vgl. BeckOK EEG/Sösemann EEG 2023 § 20 Rn. 9-15.\r\n50 Gleichartigkeit setzt daher in der Regel voraus, dass die eingesetzten Energieträger einer identischen Vergütungsvorschrift zugeordnet werden können (vgl. Gerstner/Lünenbürger Erneuerbaren Energien-HdB, Kap. 5 Rn. 90; → 5. Ed. 1.4.2016, § 32 Rn. BECKOKEEG 5 2016 EEG § 32 Randnummer 26)\r\n \r\n\r\n3.8.5\tFrühzeitige Meldung eines technischen Defekts durch Netzbetreiberin und Beweislast angemessen in § 52 EEG verteilen\r\nDie zu leistende Zahlung bei Pflichtverstößen gemäß § 52 Absatz 1 EEG beträgt 10 Euro pro Kilowatt installierter Leistung der Anlage und Kalendermonat, in dem ganz oder zeitweise ein Pflichtverstoß nach Absatz 1 vorliegt oder andauert, vgl. § 52 Absatz 2 EEG.\r\nMehrere BWE-Mitglieder berichten von erheblichen Problemen aufgrund verzögerter Meldungen von Defekten nach § 9 Absatz 1 Nr. 2 EEG in Bezug auf die Pflicht zur Fernsteuerbarkeit der Anlagen durch die Netzbetreiberin. Nur die Netzbetreiberin kann feststellen und mitteilen, ob eine Anlage nicht angesteuert werden kann, also ob ein möglicher Defekt vorliegt. Es kommt vor, dass die Netzbetreiberin beispielsweise im April die Ansteuerung versucht, dieser Versuch jedoch fehlschlägt, die Anlagenbetreiberin aber erst im September ein Schreiben über den Defekt erhält, mit der Mitteilung, dass die Anlage in den vergangenen Monaten nicht funktionsfähig war und hierfür Strafzahlungen für die letzten Monate zu entrichten seien.\r\nIn solchen Fällen hatte die Anlagenbetreiberin keine Möglichkeit, frühzeitig einzuschreiten und den Fehler zu beheben. Strafzahlungen, die aufgrund verspäteter Meldungen der Netzbetreiberin entstehen, sollten nach Auffassung des BWE nicht zulässig sein.\r\nDer BWE setzt sich daher dafür ein, in § 53 Absatz 2 EEG klarzustellen, dass im Falle eines Verstoßes gegen § 9 Absatz 1 die Zahlungspflicht erst zu dem Zeitpunkt beginnt, in dem die Betreiberin durch die Netzbetreiberin schriftlich über den Pflichtverstoß unterrichtet wurde.\r\nIm Jahr 2024 wurde in § 52 Absatz 3 Satz 2 EEG eine sinnvolle Abmilderung des Sanktionierungsmechanismus aufgenommen: Bei Pflichtverstößen aufgrund technischer Defekte51 entfällt die zu leistende Zahlung für den Kalendermonat, in dem der Pflichtverstoß eintritt, sowie für den darauffolgenden Kalendermonat. Die in § 52 Absatz 3 vorgesehene Darlegungs- und Beweislast für das Vorliegen eines entsprechenden Defekts auf Seiten der Betreiberinnen, sehen wir kritisch. Mitunter können Betreiberinnen je nach Art des Defekts nicht unmittelbar Kenntnis hiervon erlangen. Für die Fälle einer fehlenden Fernsteuerbarkeit zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme – hier hat nur die Herstellerin den Zugriff – ist die bisherige Regelung weiterhin nicht ausreichend. Nach Ansicht des BWE wäre es daher besser, auf ein Wissen bzw. Wissen-müssen abzustellen.\r\n\r\n\r\n\r\n51 Im Falle von Pflichtverstößen u. a. gegen § 9 Absatz 1, 2 oder 8, § 10b und § 21b Absatz 3 EEG.\r\n \r\n\r\n \r\n3.9\tPachtbegrenzung\r\nDie Bundesregierung hat beschlossen, die zulässige Höhe der Flächenpachten für nach dem EEG geförderte Anlagen zu begrenzen (Koalitionsvertrag, Zeile 1044). Der BWE begrüßt diese Maßnahme, da stark steigende Flächenpachten in den vergangenen Jahren zu erheblichen Kostensteigerungen bei der Umsetzung der Energiewende geführt haben.\r\nÜberhöhte Pachtforderungen erhöhen die Projektkosten und wirken sich unmittelbar auf die Wirtschaftlichkeit von EE-Anlagen aus. Dies kann zu höheren Förderbedarfen, geringerer Investitionsbereitschaft und letztlich zu einer Verteuerung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien führen.\r\nDer BWE spricht sich daher für eine einheitliche und verbindliche Regelung aus, die für alle Verpächterinnen und Verpächter gilt, unabhängig davon, ob es sich um öffentliche oder private Eigentümer und Eigentümerinnen handelt. Nur eine solche umfassende Regelung kann Wettbewerbsverzerrungen vermeiden, Kostendämpfungseffekte wirksam entfalten und einen fairen sowie planbaren Rahmen für die Energieversorgung aus Erneuerbaren Energien schaffen.\r\n3.10\tRecht zur Verlegung von Leitungen nach § 11a EEG nachbessern und private Grundstücke einbeziehen\r\nDie Duldungspflicht zur Verlegung von Leitungen gemäß § 11a EEG ist ein wichtiger Hebel, um die Inbetriebnahme von EE-Anlagen zu beschleunigen und den personellen Aufwand bei den Projektiererinnen zu reduzieren. Ohne die Duldungspflicht kommt es oft zu langwierigen Verhandlungen mit Grundstückseigentümer*innen, die dazu führen, dass teilweise enorme Umwege zum Netzverknüpfungspunkt und sehr hohe Entschädigungszahlungen in Kauf genommen werden müssen, um EE-Anlagen mit dem Netzverknüpfungspunkt zu verbinden. Bisher gilt die Regelung jedoch nur für Grundstücke im Eigentum der öffentlichen Hand und sollte unbedingt auch auf private Grundstücke ausgeweitet werden. Private Flächen machen einen erheblichen Anteil der in Deutschland verfügbaren Fläche aus. Solange diese von der Regelung nicht umfasst sind, können einzelne private Grundstückseigentümer*innen durch ihre Weigerung Projekte gefährden, verzögern oder verteuern. Technisch sinnvolle Leitungsverlegungen können blockiert werden. Leitungsverläufe müssen – wenn möglich – umgeplant werden. Dies ist teilweise mit erheblichen Mehrkosten verbunden. Im Extremfall können Projekte verhindert werden. Dies erhöht nicht nur Kosten und Bauzeiten, sondern\r\n \r\n\r\nbremst den EE-Ausbau insgesamt. Eine einheitliche Duldungspflicht für öffentliche und private Grundstücke würde Planungssicherheit schaffen, Genehmigungsprozesse beschleunigen und die volkswirtschaftlich kosteneffizienteste Leitungsführung ermöglichen. Zugleich gewährleistet die Entschädigungszahlung, dass die Akzeptanz vor Ort nicht leidet.\r\nUnklar bleibt zudem, was unter dem Begriff der „öffentlichen Hand“ konkret zu verstehen ist. Im Energierecht findet sich bislang lediglich in § 2 Absatz 2 Nummer 6 EEWärmeG eine Definition dieses Begriffs. Ob der Begriff der „öffentlichen Hand“ in den §§ 11a und 11b EEG inhaltsgleich verwendet werden soll, ist derzeit nicht eindeutig ersichtlich.\r\nZudem sollte die Duldungspflicht auf den Anschluss von Batteriespeichern als zentraler Bestandteil des Energiesystems sowie auf die notwendigen Beseitigungsarbeiten der Leitungen aller EE-Anlagen ausgeweitet werden.\r\nDie in Absatz 2 von § 11a EEG ist die von der Betreiberin an die Grundstückseigentümer*innen zu zahlende Entschädigung von einmalig fünf Prozent des Verkehrswertes geregelt. Zur einfachen Handhabbarkeit sollte anstelle des Verkehrswertes die Höhe der Entschädigung anhand der Bodenrichtwerte ermittelt werden.\r\nGemäß § 11a Absatz 3 kann der Grundstückseigentümer eine Umverlegung der Leitung verlangen, wenn die Lage an der bisherigen Stelle für ihn nicht mehr zumutbar ist. Die Kosten der Umverlegung trägt die Betreiberin. Wir halten eine Kostenteilung für interessensgerechter.\r\nGemäß § 11a Absatz 6 ist die Duldungspflicht auch für öffentliche Verkehrswege anzuwenden. Hierfür müssen die Modalitäten der zu duldenden Nutzung unter Beachtung der Absätze 1 bis 5 vertraglich oder in Form von Nebenbestimmungen zu einer Sondernutzungserlaubnis geregelt werden. Die Regelung sehen wir kritisch. Es bleibt offen, welche die in einem Vertrag zu regelnden „Modalitäten“ sind. Es könnte ein Einfallstor für die Gemeinden sein, ihre Forderungen durchzusetzen, seien es finanzielle Nachforderungen, Rückbaubürgschaften oder Haftungsfragen etc.\r\nZumindest sollte der Begriff der „Modalitäten“ eingeschränkt werden und sich nur auf Nutzungsbedingungen beziehen, die zur Gewährleistung der Sicherheit oder Leichtigkeit des Verkehrs, bestehender Ausbauabsichten oder der Straßenbaugestaltung erforderlich sind. Damit würde man ergänzende Forderungen bei öffentlichen Verkehrswegen auf wege- bzw. straßenspezifische Themen beschränken. Die Formulierung ist angelehnt an § 9 Absatz 3 FStrG.\r\n\r\n \r\n\r\nAbsatz 1 des Bürgerlichen Gesetzbuches.\r\n(2)\tHat der Grundstückseigentümer die Nutzung des Grundstücks nach Absatz 1 zu dulden, zahlt der Betreiber dem Grundstückseigentümer bei Inbetriebnahme der Leitung einmalig 5 Prozent des Verkehrswertes Bodenrichtwerts der in Anspruch genommenen Schutzstreifenfläche. (…)“\r\n(3)\tDer Grundstückseigentümer und sonstige Nutzungsberechtigte sind verpflichtet, alle Maßnahmen zu unterlassen, die den Bestand oder den Betrieb der Leitungen oder sonstigen Einrichtungen gefährden oder beeinträchtigen. Der Grundstückseigentümer kann, die Umverlegung der Leitung verlangen, wenn die Lage an der bisherigen Stelle für ihn nicht mehr zumutbar ist. [alternative Neuformulierung des Satzes: Wird die Nutzung der Grundstücke durch die Lage der Leitungen zu einem späteren Zeitpunkt unzumutbar beeinträchtigt, so können der Eigentümer oder der Nutzungsberechtigte die Umverlegung der Leitungen verlangen.] Der Betreiber und der Grundstückseigentümer tragen trägt die Kosten der Umverlegung hälftig.\r\n(4)\t– (5) (…)\r\n(6) Die Absätze 1 bis 5 sind auf öffentliche Verkehrswege entsprechend anzuwenden mit der Maßgabe, dass die Modalitäten der zu duldenden Nutzung unter Beachtung der Absätze 1 bis 5 vertraglich oder in Form von Nebenbestimmungen zu einer Sondernutzungserlaubnis zu regeln sind. Die nach Satz 1 zu treffenden vertraglichen Vereinbarungen oder Nebenbestimmungen dürfen nur solche Nutzungsbedingungen enthalten, die zur Gewährleistung der Sicherheit oder Leichtigkeit des Verkehrs, zur Berücksichtigung bestehender Ausbauabsichten oder erforderlicher straßenbaulicher Gestaltungen notwendig sind. Auf Leitungen zum Anschluss von Anlagen zur Herstellung oder Speicherung von Grünem Wasserstoff und sonstigen Stromspeichern sind Satz 1 und die Absätze 1 bis 5 entsprechend anzuwenden.“\r\n\r\n3.11\tRecht zur Überfahrt nach § 11b EEG modernisieren\r\n§ 11b EEG regelt die Duldungspflicht für Eigentümer*innen und sonstigen Nutzungsberechtigten eines Grundstücks im Eigentum der öffentlichen Hand für die Überfahrt und die Überschwenkung des Grundstücks zur Errichtung und zum Rückbau von WEA. Auch hier sollte die Duldungspflicht entsprechend den obigen Ausführungen auf private Grundstücke ausgeweitet werden.\r\nDie Duldungspflicht sollte sich nicht nur auf die Überfahrt „zur Errichtung und zum Rückbau von Windenergieanlagen“ beschränken, sondern sich auch auf die Überfahrt zur Instandsetzung und - haltung der WEA umfassen. Dies entspricht § 11a für die Duldungspflicht zur Leitungsverlegung.\r\nZudem sollte nicht nur die Betreiberin der WEA der Berechtigte sein, sondern zumindest auch die Betreiberin der Zuwegung, analog zu der Regelung in § 11a EEG. Es gibt Fälle, in denen veranlasst nicht die Betreiberin der Windenergieanlage, sondern eine Infrastrukturgesellschaft die Überfahrt zwecks Zuwegungserrichtung. Auch die Erstreckung auf Beauftragte hilft hier nicht weiter, weil die Betreiberinnen der WEA nicht zwingend die Infrastrukturgesellschaft beauftragen. Auch die Regelung in Absatz 1 Satz 4 („Der Betreiber hat nach der letzten Überfahrt einen dem ursprünglichen Zustand im Wesentlichen gleichartigen Zustand herzustellen.“) spricht dafür, dass die Wiederherstellungspflicht die Betreiberin der Zuwegung treffen muss, wenn sie gleichzeitig für die Errichtung von WEA verschiedener Betreiberinnen genutzt wird.\r\n \r\n\r\nGemäß § 11b Absatz 1 Satz 2 dürfen die Betreiberin und von ihr Beauftragte nur die Grundstücke nutzen, die für den Transport benötigt werden. Das Wort „benötigt“ halten wir hier für zu unbestimmt. Der Gesetzgeber sollte hierzu Kriterien festlegen. Aus Sicht des BWE sollten die Belange der Betreiberin maßgeblich sein.\r\nIn § 11b Absatz 2 EEG wird geregelt, dass die Betreiberin den Nutzungsberechtigten ggf. eine Entschädigung zahlt, die nach Errichtung (oder Rückbau) der WEA fällig wird. Da zwischen Errichtung und der Inbetriebnahme ggf. noch weitere Überfahrten erforderlich sein können, sollte hier auf die Inbetriebnahme abgestellt werden. Zudem sollte unter Berücksichtigung von Fällen, in denen die Überfahrt für die Errichtung mehrerer WEA erfolgt, auf die Inbetriebnahme der letzten WEA abgestellt werden, sodass ein einheitlicher Zahlungszeitpunkt gilt und eine gestückelte Zahlung vermieden wird. Freiflächensolaranlagen sind entsprechend zu berücksichtigen.\r\nZu prüfen wäre überdies, ob die Duldungspflicht nicht auch auf Baulasten erweitert werden kann, da diese den Vorhaben teilweise genauso entgegenstehen wie Transport und Leitungen.\r\n\r\n\r\n3.12\tHürden für Direktbelieferung der Industrie abbauen\r\nUm die Vorteile von Stromdirektlieferungen effektiv nutzen zu können, bedarf es Anpassungen an den derzeitigen gesetzlichen Vorgaben. Im Folgenden werden die konkreten Anpassungsvorschläge vorgestellt. Insbesondere darf die geplante Einführung von Industriestrompreisen nicht zum Ausbremsen der Direktbelieferung über Direktleitungen führen. Denn beide stellen effiziente Möglichkeiten dar, den Netzausbau aufgrund des industrie- und abnahmeseitig getriebenen Ausbaus vor Ort zu entlasten und Kosten der öffentlichen Netze zu reduzieren.\r\n \r\n\r\n3.12.1\tStreichung der unmittelbaren räumlichen Nähe in § 3 Nr. 16 und § 21b EEG\r\nDirektbelieferung bezeichnet im Kontext des EEG die direkte physikalische Lieferung von Strom aus Erneuerbaren Energieanlagen über eine Direktleitung an Verbrauchende, ohne dass der Strom zunächst über das öffentliche Netz eingespeist wird und es sich um Eigenversorgung handelt.\r\nWesentliches Kriterium der Direktlieferung ist bislang, dass der Strom in „unmittelbarer räumlicher Nähe“ zur Anlage verbraucht wird. Dieses Kriterium ist aber weder gesetzlich noch durch Rechtsprechung klar definiert, sodass die Anforderungen im konkreten Einzelfall immer wieder streitig sind. In der Praxis hindert das rechtliche Risiko, das durch den unbestimmten Rechtsbegriff besteht, regelmäßig substanzielle Investitionen.\r\nHintergrund der Einschränkung von Direktbelieferung über die unmittelbar räumliche Nähe ist die Befürchtung eines volkswirtschaftlich unsinnigen Privatnetzausbaus. Dieser ist entgegenzuhalten, dass ein Bau von langen Direktleitungen unattraktiv ist. Eine direkte Leitung wird bereits aus Kostengründen eine gewisse Länge und damit auch einen räumlichen Zusammenhang nicht überschreiten. Schließlich ist die Verlegung von unterirdischen Anschlussleitungen mit hohen Kosten verbunden. Je länger die Leitung, desto mehr Grundstücke muss sie queren. Das steigert die Kosten durch erhöhten Planungs- und Verhandlungsaufwand mit den Grundstückseigentümer*innen, die für die Nutzung ihrer Grundstücke Nutzungsentgelte erhalten.52 Außerdem steigen mit der Entfernung auch die Leitungsverluste. Zum anderen kann der Ausbau des öffentlichen Stromnetzes mit dem Ausbaubedarf an Erneuerbarer Energien nicht Schritt halten, sodass Direktleitungen zunehmend erforderlich werden, um die erzeugte Energie effizient zu den Verbrauchenden zu bringen. Sie tragen dazu bei, Netzengpässe zu vermeiden, den Bedarf an teurem Netzausbau zu reduzieren und den wachsenden Energiebedarf vor Ort zuverlässig zu decken.\r\nZudem würde auch die unbegründete Diskriminierung von WEA beendet werden, die (anders als bspw. PV-Dachanlagen) regelmäßig nicht in unmittelbarer räumlicher Nähe zum Verbrauch stehen können, sondern zwangsläufig einige Kilometer weit entfernt.\r\nDes Weiteren gibt es viele WEA, die zur Direktbelieferung an Elektrolyseure oder industrielle Verbraucherinnen typischerweise gar nicht unmittelbar an der verbrauchenden Industrieanlage errichtet werden können.\r\nDie Voraussetzung der unmittelbar räumlichen Nähe als unbestimmter Rechtsbegriff ist daher für eine Direktbelieferung nicht nötig, sondern vielmehr hinderlich. Der Begriff taucht an unterschiedlichen Stellen im EEG auf und sollte gänzlich gestrichen werden.\r\nIn § 3 Nr. 16 EEG wird der Begriff „Direktvermarktung“ definiert und von der Direktbelieferung abgegrenzt. Letztere schreibt eine unmittelbare räumliche Nähe vor, die nicht weiter definiert ist. Diese Einschränkung sollte daher entfallen. Stattdessen sollte sachgerecht die Nutzung direkter Leitungen ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes zur Beschreibung einer Direktbelieferung hinreichend sein. Auch in § 21b EEG müsste das Kriterium gestrichen werden.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n52 Das Beispiel eines Projektes in einem Flächenland wie Brandenburg zeigt, dass für eine 25 km Direktleitung bis zu 150 Grundstücke überquert werden müssen.\r\n \r\n\r\n\r\n \r\n3.12.2\tDefinition der Direktleitung an EU-Vorgaben angepasst und Klarstellung zum Netzanschluss weiter erforderlich\r\nDer BWE begrüßt die kürzlich beschlossene Anpassung in § 3 Nr. 27 EnWG,53 durch welche die Definition der Direktleitung an die entsprechenden unionsrechtlichen Vorgaben54 angepasst werden soll. Mit der Anpassung, die der BWE zuvor gefordert hatte,55 wird klargestellt, dass mit der Direktleitung nicht nur einzelne, sondern mehrere Kund*innen versorgt werden dürfen.\r\nBisher wurde gesetzlich noch nicht klargestellt, dass EE-Anlagen, die Kund*innen mit EE-Strom versorgen, auch einen Netzanschluss über die Direktleitung zum öffentlichen Netz haben dürfen, mithin mit dem öffentlichen Versorgungsnetz verbunden sein können. Diesbezüglich wiederkehrend auftretende Zweifel bezüglich der Verbindung zum öffentlichen Netz sollten ausgeräumt werden. Aufgrund der hohen energiewirtschaftlichen Bedeutung sollten auch Energiespeicher in die Klarstellung einbezogen werden. Dass dies gesetzgeberisch gewollt ist, zeigt die Formulierung des kürzlich vom Bundestag beschlossenen § 118 Absatz 7 EnWG n. F., wonach Kundenanlagen übergangsweise bis Januar 2029 weiter von den Verpflichtungen der Elektrizitätsversorgungsunternehmen ausgenommen werden sollen, sofern sie bis zum Inkrafttreten des Gesetzes an ein Energieversorgungsnetz angeschlossen wurden. Der Gesetzgeber geht also selbst unproblematisch von einem Netzanschluss aus und macht ihn sogar zur Voraussetzung für die Nutzung der Übergangsregelung.\r\n\r\n\r\n\r\n53 Vgl. BT-Drucksache 21/2793 vom 12. November 2025; Vor dem Wort „Kunden“ wird „ihren“ ergänzt..\r\n54 Vgl. Artikel 2 Nummer 41 der Richtlinie (EU) 2019/944.\r\n55 BWE-Positionspapier (2025): Stromdirektbelieferung für Unternehmen stärken.\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n3.12.3\tErgänzung zum Netzbegriff – § 11 Absatz 2 EEG\r\n§ 11 Absatz 2 EEG soll sicherstellen, dass Strom aus Erneuerbaren Energien, der physisch nicht direkt in ein öffentliches Netz eingespeist wird, sondern erst über eine kaufmännisch-bilanzielle Weitergabe, rechtlich genauso behandelt wird wie eine Einspeisung ins öffentliche Netz, insbesondere hinsichtlich Abnahmevorrang und Förderansprüchen. Dies betrifft insbesondere die Fälle vorangestellter Direktleitung. Zugleich bedarf es hierfür aber einer Präzisierung des Begriffs „Netz“ in Absatz 2 zweiter Halbsatz: Ohne diese Klarstellung könnte formalistisch argumentiert werden, dass damit ausschließlich die klassischen öffentlichen Stromnetze im Sinne von § 3 Nr. 16 und 17 EnWG oder § 3 Nr. 35 EEG gemeint seien. Dadurch würden Direktleitungen oder private Anschlussnetze, über die Strom zu einem Verbrauchenden geleitet wird, gerade nicht von der Regelung erfasst. Dies widerspricht jedoch der ursprünglichen Intention des Gesetzgebers und dem Sinn der §§ 8, 9 und 11 EEG, die sicherstellen sollen, dass Strom aus Erneuerbaren Energien oder Grubengas auch über nicht-öffentliche Leitungen genutzt oder bilanziell weitergegeben werden kann, ohne dass Förderansprüche oder der Abnahmevorrang verloren gehen.\r\n\r\n3.12.4\tKundenanlage neugestalten und auf EU-Ebene sinnvolle Lösung durchsetzen\r\n3.12.4.1\tÜbergangsvorschrift des § 118 Absatz 7 EnWG n. F. anpassen\r\nZunächst muss der Wortlaut der Übergangsregelung in § 118 Absatz 7 EnWG n. F., wie er am 13. November 2025 vom Bundestag beschlossen wurde, angepasst werden.\r\n \r\n\r\nDieser lautet:\r\n„Auf Energieanlagen nach § 3 Nummer 65 und 66, die bis zum [einsetzen: Tag des Inkrafttretens des Gesetzes nach Artikel 28] an ein Energieversorgungsnetz angeschlossen wurden, sind Vorgaben in Bezug auf die Regulierung von Energieversorgungsnetzen im Sinne des § 3 Nummer 37 erst ab dem 1. Januar 2029 anzuwenden.“\r\nNach der Gesetzesbegründung soll diese Übergangsregelung zum einen ermöglichen, die nach EuGH-und BGH-Entscheidung „notwendigen Anpassungen des nationalen Rechtsrahmens unter Beteiligung aller betroffenen Akteure sowie ggf. der EU-KOM zu erarbeiten. Zum anderen soll Modellen, für die eine Anpassung an die regulatorischen Anforderungen eines Netzbetreibers möglich erscheint, ausreichend Zeit eingeräumt werden, um sich auf die neue Rechtslage einzustellen und notwendige strukturelle Anpassungen zu veranlassen.“\r\nZiel ist es, mit der Übergangsregelung die bisherige Rechtslage für Bestandsanlagen für drei Jahre zu konservieren und Betreiberinnen bisheriger Kundenanlagen nicht als Netzbetreiberinnen zu behandeln.56\r\nIn ihrer aktuellen Formulierung verfehlt die Regelung dieses Ziel.\r\nDenn sie klärt nicht den Rechtsstreit, was eine Energieanlage nach § 3 Nummer 65 und 66 EnWG n. F. (Kundenanlage) ist. Bei der jetzigen Formulierung bleibt die Streitfrage offen, da unklar ist, welche Voraussetzungen eine angeschlossene Energieanlage im Sinne einer Kundenanlage erfüllen muss. Für einen effizienten Bestandsschutz muss festgeschrieben werden, dass die Energieanlagen, die bisher als Kundenanlagen betrieben wurden, unabhängig von ihrer Art, geschützt werden. Andernfalls wird der Streit in keiner Weise aufgelöst.\r\nUm den Zweck der Übergangsregelung zu erreichen, muss also auf das Betreiben als Kundenanlage und nicht den Anschluss einer Energieanlage abgestellt werden.\r\n\r\n\r\n3.12.4.2\tKundenanlage neugestalten und auf EU-Ebene Lösung anstreben\r\nEntsprechend des Entschließungsantrages in der Bundestags-Drucksache 21/2793 (zu EnWG n. F. vom 13. November 2025) sollte die Bundesregierung möglichst schnell, jedenfalls innerhalb der Frist des neuen § 118 Abs. 7 (1. Januar 2029) eine Lösung für die Kundenanlage finden. Diese sollte sie möglichst alle EU-rechtlichen Spielräume zur Entbürokratisierung für den Betrieb der bisherigen Kundenanlagen\r\n\r\n\r\n\r\n56 Drucksache 21/2793, S. 187 f.\r\n \r\n\r\nausschöpfen. Insbesondere sollte die Entfernung von maximal 5.000 m gestrichen werden, wie es der BWE bereits mehrfach gefordert hat.\r\nGleichzeitig soll sich die Bundesregierung auf EU-Ebene dafür einsetzen, die Spielräume für solche Konstellationen zu erweitern, um eine zukunftsfähige Lösung zu schaffen.\r\nDie mit der Übergangsregelung geschaffene Schonfrist von drei Jahren muss im Sinne der Energiewende und der dezentralen Nutzung von EE-Strom genutzt und eine Lösung geschaffen werden. Der BWE wird sich mit weiteren Vorschlägen – auch zur europarechtlichen Neugestaltung – in die Diskussion einbringen.\r\n3.13\tAbschluss von PPAs ermöglichen und fördern\r\n3.13.1\tKeine Benachteiligung von PPAs durch Einführung eines Industriestrompreises\r\nAm 19. November hat das BMWE sein Eckpunktepapier zum Industriestrompreis vorgelegt.57 Das Konzept sieht vor, ausgewählte energieintensive Industriebranchen beihilfefähig zu machen und ihnen einen deutlich reduzierten, staatlich gestützten Strompreis anzubieten. Der vorgesehene Zielpreis soll bei 5 ct/kWh liegen und ist nach aktueller Planung für den Zeitraum von 2026 bis 2028 vorgesehen.\r\nDer BWE weist ausdrücklich darauf hin, dass ein staatlich reduzierter Industriestrompreis nicht dazu führen darf, dass marktwirtschaftliche Beschaffungsmodelle wie die Direktbelieferung durch Erneuerbare Energien oder Power-Purchase-Agreements (PPAs)58 ausgebremst werden. Zwingende Voraussetzung zur Einführung eines Industriestrompreises ist also die Sicherstellung, dass PPAs nicht benachteiligt werden.\r\n3.13.2\tStaatliche Absicherung für PPAs einführen\r\nPPAs sind ein zentraler Treiber für den EE-Ausbau und bilden eine tragende Säule der industriellen Transformation. Sie ermöglichen Unternehmen u. a. langfristige Planungssicherheit und den Aufbau zusätzlicher, marktbasierter Investitionssignale. Ein staatlich verbilligter Industriestrompreis könnte diesen Markt jedoch verzerren. Die Differenz zwischen Marktpreisen und dem subventionierten Industriestrompreis kann dazu führen, dass Abnehmerinnen sich für den günstigeren subventionierten Strom entscheiden, statt PPAs abzuschließen.\r\nEs ist längst überfällig, PPAs staatlich abzusichern. Nur so lässt sich sicherstellen, dass sie ihre wichtige Rolle bei der Finanzierung neuer EE-Anlagen erfüllen können und der EE-Ausbau nicht verzögert wird. Dies gilt umso mehr angesichts der geplanten Einführung eines Industriestrompreises.\r\nPPAs bieten zwar Preissicherheit, sind jedoch aktuell zu komplex, um sie für jeden Einzelfall auszuhandeln. Daher eignen sie sich vor allem für große Portfolien. Für eine breite Markttauglichkeit sind Standardisierungen und effiziente Absicherungsinstrumente erforderlich.\r\nEine staatliche Absicherung für den seltenen Fall des Ausfalls des PPA-Offtakers (wie zum Beispiel in Norwegen) würde für entsprechende Sicherheit und Planbarkeit sorgen. Hierüber würden vor allem\r\n\r\n\r\n57 BMWE (2025): Konzept des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie: Industriestrompreis.\r\n58 Ein PPA ist ein privatrechtlicher Stromliefervertrag zwischen einer Erneuerbaren-Energie-Erzeugerin und einer Abnehmerin, bei dem der Preis marktbasiert frei verhandelt wird (keine EEG-Förderung).\r\n \r\n\r\nlangfristige PPAs (ab z. B. sieben Jahren Laufzeit) abgesichert. Über einen so langen Zeitraum ist es ansonsten schwierig, die Bonität des Offtakers zuverlässig zu bewerten. Gleichzeitig brauchen EE-Erzeuger möglichst lange PPA-Laufzeiten, wenn sie eine rein marktliche Finanzierung ihrer Assets darauf gründen wollen. Durch eine staatliche Absicherung dieses Risikos könnten Verträge deutlich standardisiert werden und neue PPA-Segmente erschlossen werden. Die Mehrkosten für den Staat ließen sich durch verschiedene Optionen auf einem sehr geringen Niveau halten (Absicherung von nur 80 Prozent des Preisniveaus, Zahlung einer Absicherungsprämie).\r\nUm auch das Segment kurzfristiger PPAs zu erhalten, muss die einmalige Wechselmöglichkeit zwischen gefördertem EEG- und marktlichem (PPA-)Segment beibehalten werden.\r\n3.14\tKommunale Beteiligung stärken\r\n3.14.1\tKein Flickenteppich – Rahmenvorgabe durch den Bund\r\n§ 6 EEG erlaubt Betreiberinnen, den Kommunen aktuell eine Beteiligung von 0,2 Cent/kWh zukommen zu lassen. Viele Länder halten dies jedoch für unzureichend und haben auf Grundlage der Öffnungsklausel in § 22b Absatz 6 EEG eigene Regelungen geschaffen oder planen dies.\r\nDer BWE unterstützt ein breites Spektrum an Beteiligungsformaten, sowohl direkte Bürgerbeteiligung als auch indirekte Modelle. Als BWE haben wir bereits vor längerer Zeit einen § 6a EEG vorgeschlagen, der verschiedene Formen der Bürgerbeteiligung ermöglichen würde.59 Während aktive, unmittelbare Beteiligungsmöglichkeiten die Teilhabe vor Ort stärken können, ergänzen indirekte, eher passive Beteiligungsmodelle das Spektrum. Entscheidend ist, dass beide Ansätze nebeneinander bestehen und flexibel kombiniert werden können, um den unterschiedlichen kommunalen Anforderungen gerecht zu werden.\r\nAndererseits jedoch sehen wir die Vielfalt an Regelungen in den Ländern an der Stelle kritisch, wo sie zu Wettbewerbsverzerrung führen, weil die Bedingungen in den einzelnen Ländern zu stark voneinander abweichen. Die Länder schaffen zum Teil neue, aufwendige bürokratische Verfahren, obwohl gerade jetzt klare und eindeutige Regelungen nötig sind, damit der Zubau schnell gelingen kann. Statt in akzeptanzfördernde Zahlungen an Bürgerinnen und Bürger fließen finanzielle Mittel in Bürokratie, die Zeit und Arbeitskraft bindet, die dann in der Projektrealisierung fehlen. Insgesamt stehen zusätzliche bürokratische Vorgaben und Berichtspflichten dem erklärten politischen Ziel der Planungsbeschleunigung entgegen.\r\nBei länderübergreifenden Projekten kann eine paradoxe Situation entstehen, weil hier und dort komplett andere Bedingungen gelten. Unterschiedliche Standortbedingungen können dazu führen, dass Projektiererinnen sich auf Bundesländer mit vorteilhafteren Regelungen fokussieren. Dies kann zu einer Ungleichverteilung führen und letztlich den Windenergieausbau insgesamt abbremsen.\r\nEs muss auch gewährleistet bleiben, dass die Wirtschaftlichkeit der Projekte nicht gefährdet wird. Vermeidbare Bürokratiekosten und praxisferne Benchmarks für die wirtschaftliche Angemessenheit der finanziellen Beteiligung verteuern die Energiewende und verhindern die Realisierung einiger Projekte.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n59 Zuletzt in der BWE-Stellungnahme zum Kabinettsbeschluss zum PV-Paket I, S. 14ff.\r\n \r\n\r\nJe mehr Länder Gesetze erlassen, die erheblich über die 0,2ct hinausgehen, desto mehr landen die entstehenden Kosten in den Geboten – und damit im Bundeshaushalt.\r\nDie Öffnungsklausel darf nicht dazu genutzt werden können, Projekte – auch an grundsätzlich besonders wirtschaftlichen Standorten – faktisch zu verhindern. Das würde den Wettbewerb einschränken und die Kosten der Energiewende insgesamt erhöhen.\r\nMittlerweile haben acht Länder verpflichtende Teilhaberegelungen erlassen, die sich in ihren Voraussetzungen und Rechtsfolgen zum Teil erheblich unterscheiden. Die Stiftung Umweltenergierecht hat kürzlich festgestellt, dass diese Heterogenität zu ungleichen wirtschaftlichen Belastungen der Vorhabensträgerinnen in den Ländern führt und sich negativ auf den Wettbewerb auswirkt. Zudem sehen sich die Vorhabenträgerinnen in den Ländern in unterschiedlichem Ausmaß dem Risiko strafrechtlicher Ermittlungen ausgesetzt, da einige Länderregelungen erhebliche Spielräume bezüglich der Beteiligung belassen. Hierbei ist problematisch, dass allein das Risiko strafrechtlicher Ermittlungen den Zielen der Beteiligungsgesetze entgegenstehen kann. Bereits die Einleitung eines Ermittlungsverfahrens kann die Akzeptanz für das EE-Vorhaben in der Bevölkerung mindern. 60\r\nNur wenn die Anzahl erteilter Genehmigungen und die Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung weiterhin hoch bleibt, werden die Zuschlagswerte in den nächsten Ausschreibungsrunden weiter sinken. Damit werden Haushalte, Industrie, produzierendes Gewerbe und Dienstleistungen spürbar entlastet. Die Realisierungsperspektive kommender Projekte muss in diesem Marktumfeld sinkender Vergütungen und steigender Kosten und Investitionsrisiken daher weiterhin in allen Bundesländern bestehen bleiben, um regionale, landes- und bundesweite Wertschöpfung durch Arbeit, Beschäftigung, Investitionen und Steuereinnahmen vor Ort auszulösen.\r\nDer BWE befürwortet daher eine bundesrechtliche Steuerung der Länderregelungen, durch die sowohl Kommunen als auch Bürgerinnen und Bürger angemessen beteiligt werden, Bürokratie reduziert und den Windenergieausbau fördert wird. Der neue Rahmen muss sicherstellen, dass die Landesgesetze wirtschaftlich vergleichbar bleiben. Zudem sollte eine Anrechenbarkeit der kommunalen Abgabe nach § 6 EEG vorgesehen sein. Die Regelung sollte darauf abzielen, Rechtsunsicherheiten zu beseitigen und den Handlungsspielraum der Länder sowie die Interessen der Anlagenbetreiberinnen in Einklang zu bringen und damit Transparenz, Gleichbehandlung und Akzeptanz erhöhen.\r\n3.14.2\tBerechnungsgrundlage vereinfachen – fiktive Strommengen in § 6 EEG streichen\r\n§ 6 EEG regelt die finanzielle Beteiligung der Kommunen am Ausbau Erneuerbarer Energien. Hiernach darf die Anlagenbetreiberin der Gemeinde Beiträge von insgesamt 0,2 Cent pro Kilowattstunde sowohl für die tatsächlich eingespeiste Strommenge als auch für die fiktive Strommenge nach Nummer 7.2 der Anlage 2 anbieten. Die Anlagenbetreiberin kann sich diese Zahlungen von der Netzbetreiberin erstatten lassen.\r\nDie fiktive Strommenge ist die Strommenge, die nicht physisch ins öffentliche Netz eingespeist wird, beispielsweise aufgrund von Eigenverbrauch, Direktleitungen oder Abregelungen. Die Berechnung der fiktiven Strommenge ist aufwendig, fehleranfällig und liefert meist nur geringe zusätzliche Beträge für\r\n\r\n\r\n60 vgl. Stiftung Umweltenergierecht (2025): Die Landesgesetze zur finanziellen Beteiligung von Gemeinden und Einwohnern beim Ausbau erneuerbarer Energien, S. 34 f., 36.\r\n \r\n\r\ndie Kommune. Anders als die tatsächlich eingespeiste Strommenge, die mit standardisierten Zählern einfach gemessen wird und ohnehin für Abrechnungen, Marktprämien und Netzentgelte erfasst wird, müssen die fiktiven Strommengen modellhaft ermittelt werden. Dabei werden beispielsweise Anlagenleistung, technische Verfügbarkeiten, prognostizierte Laufzeiten und eventuelle Abregelungen durch die Netzbetreiberin berücksichtigt.\r\nDieser Prozess erfordert eine zusätzliche Datenaufbereitung, umfangreiche Prüfungen und Dokumentation, ohne dass ein anderer praktischer Nutzen entsteht. Eine Fokussierung auf die tatsächlich eingespeiste Strommenge würde daher nicht nur die Verwaltungs- und Dokumentationslast deutlich reduzieren, sondern auch eine praktische, nachvollziehbare Grundlage für die kommunale Beteiligung bieten.\r\nDaher fordert der BWE die Streichung der fiktiven Strommengen in § 6 EEG. Zum konkreten Gesetzesänderungsvorschlag siehe unten im nachfolgenden Punkt.\r\n3.14.3\tErstattung auf sonstige Direktvermarktung ausweiten – Gleichbehandlung aller Anlagen bei Zahlungen nach § 6 EEG\r\nAus Sicht des BWE erschließt sich nicht, warum zwar die Zahlung an die Kommunen auch durch Betreiberinnen von Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung vorgenommen werden darf, die Erstattung der gezahlten Beteiligung aber gemäß § 6 Absatz 5 EEG lediglich auf EEG-geförderte Strommengen und damit auch Anlagen begrenzt ist. Anlagenbetreiberinnen, die zeitweise keine Förderung erhalten und diejenigen ohne (jeglichen) Förderanspruch können also keine Erstattung für ihre Zahlungen erhalten.\r\nZiel von § 6 ist es, dass möglichst viele Anlagenbetreiberinnen die Möglichkeit der Zahlungen zur Akzeptanzsteigerung nutzen und Zahlungsvereinbarungen mit den Gemeinden schließen – unabhängig von der aktuellen Lage am Strommarkt oder der Förderung nach EEG.\r\nUngeförderte Anlagen finanzieren sich ausschließlich über den Markt und sind damit höheren Risiken ausgesetzt. Die Ungleichbehandlung gegenüber ungeförderten Anlagen steht auch im direkten Widerspruch zu dem Ziel des EEG, einen marktfinanzierten Strommarkt zu erreichen. Denn durch die Begrenzung der Erstattung auf geförderte Anlagen wird ein starker Anreiz gesetzt, eine Förderung in Anspruch zu nehmen, selbst wenn eine sonstige Direktvermarktung bereits wirtschaftlich ist.\r\nZudem führt die Regelung zu folgendem Problem grundsätzlich geförderter Anlagen: Gemäß § 6 Absatz 5 EEG erfolgt eine Erstattung nur für Zeiträume, für die auch eine Förderung erfolgt, d. h. in denen der Marktwert unterhalb des anzulegenden Wertes liegt. Damit soll verhindert werden, dass in erlösreichen Zeiträumen mit hohen Marktprämien zusätzlich eine Förderung über die Erstattung der Beteiligungszahlung erfolgt – so wird Überkompensation verhindert. Wenn nun der Monatsmarktwert Wind dem anzulegenden Wert entspricht oder nur geringfügig (max. 0,19 ct/kWh) über diesem liegt, wird keine Förderung gezahlt. Dies kann dazu führen, dass die Betreibergesellschaft aufgrund der Regelung des § 6 Absatz 5 tatsächlich noch nicht einmal den anzulegenden Wert als Vergütung erhält. Die Zahlung nach § 6 EEG muss die Betreiberin dennoch an die Kommune leisten, sofern dies individualvertraglich nicht für solche Fälle ausgeschlossen wurde. Aufgrund der Regelung des § 6 Absatz 5 EEG erhält sie jedoch keine Erstattung durch die Netzbetreiberin.\r\n \r\n\r\nBeispiele:\r\nAnzulegender Wert = 7 ct/kWh61\r\nSzenario I: MW-Wind = 4 ct/kWh -> Erstattung der 0,2 ct/kWh -> Gesamtvergütung = 7 ct/kWh\r\nSzenario II: MW-Wind = 10 ct /kWh -> keine Erstattung der 0,2 ct/kWh -> Gesamtvergütung = 9,8 ct/kWh\r\nSzenario III: MW-Wind = 7-7,19 ct/kWh -> keine Erstattung der 0,2 ct/kWh -> Gesamtvergütung abzüglich der Zahlung an die Kommune = 6,8-6,99 ct/kWh, also kleiner als der anzulegende Wert!\r\nFolglich kann der Erlös bei einer Beteiligung der Kommunen zeitweise unter dem anzulegenden Wert liegen. Dies kann nicht gewollt sein. Daher plädieren wir dafür, die kommunale Beteiligung grundsätzlich zu erstatten – unabhängig vom Förderstatus der Anlage bzw. der Strommenge. So kann jeder Zahlungswillige die Erstattung erhalten. Zumindest sollte die Erstattungsfähigkeit jedoch auf geförderte Anlagen statt auf geförderte Strommengen abgestellt werden, um eine risikofreie Beteiligung der Kommunen zu ermöglichen.\r\n\r\n3.14.4\tTransparenz als Voraussetzung für Akzeptanz – § 6 EEG anpassen\r\nViele Gemeinden erhalten nach § 6 EEG finanzielle Beteiligungen an Wind- und PV-Projekten, um die Akzeptanz vor Ort zu fördern. Damit die Akzeptanzwirkung tatsächlich eintritt, müssen die Zahlungen öffentlich und transparent kommuniziert werden.\r\nDie finanzielle Beteiligung der Gemeinden gilt zurecht als politischer Erfolg. Derzeit besteht aber das Risiko, dass Zahlungen nicht offengelegt werden – insbesondere von politischen Kräften, die dem Ausbau Erneuerbarer Energien ablehnend gegenüberstehen. Wenn die Zahlungen von Anlagenbetreiberinnen nach § 6 EEG geleistet werden, ohne dass dies öffentlich gemacht wird, und sich\r\n\r\n\r\n61 Noch kritischer wird es für Anlagen beispielsweise aus 2017, deren anzulegende Werte aufgrund des damaligen Ausschreibungsniveaus z. B. nur um die 4 Cent liegen.\r\n \r\n\r\ngleichzeitig Gemeindevertretende aktiv gegen den Ausbau Erneuerbarer Energien einsetzen, kann die beabsichtigte Akzeptanzwirkung ins Gegenteil verkehrt werden.\r\nDa Anlagenbetreiberinnen derzeit keinen Anspruch auf Veröffentlichung haben, bleibt unklar, in welchem Umfang Gemeinden profitieren und wie die Mittel verwendet werden. Eigene Veröffentlichungen der Betreiberinnen sind weniger aussagekräftig, da sie die Gesamtunterstützung der Gemeinde durch Erneuerbare Energien nicht transparent machen und weniger glaubwürdig sind. Zudem haben die Anlagenbetreiberinnen auch keine Informationen über die konkrete Mittelverwendung.\r\nUm die beabsichtigte Akzeptanzwirkung von § 6 EEG sicherzustellen, wird vorgeschlagen, eine Transparenzregelung einzuführen, welche Gemeinden dazu verpflichtet, die erhaltenen Zahlungen nach § 6 EEG öffentlich zu machen. Dadurch würden die Bürger*innen transparent nachvollziehen können, in welchem Umfang ihre Gemeinde finanziell von der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie profitiert und wofür das Geld verwendet wird. Die Einführung einer solchen Transparenzregelung würde klare Verhältnisse schaffen, ohne dass bestehende Verträge geändert werden müssten. Gemeindevertretende, die den Ausbau Erneuerbarer Energien befürworten, könnten dann mit offiziellen Zahlen belegen, dass dieser für die Gemeinde vorteilhaft ist. Durch die Offenlegung würde das Vertrauen gestärkt und eine solide Grundlage für eine konstruktive Diskussion über die Zukunft der erneuerbaren Energien vor Ort geschaffen werden.\r\n\r\n3.15\tMonitoring und Berichtspflichten ausbauen\r\n3.15.1\tFrühzeitige Berichte, auch zu Hemmnissen, Bebaubarkeit und Repowering in § 98 EEG\r\nDer Bund-Länder-Kooperationsausschuss zum Stand des Ausbaus der Erneuerbaren Energien wurde mit dem EEG 2021 geschaffen, um Hemmnisse wie fehlende Flächen, Dauer der Genehmigungsverfahren oder Fragen des Natur- und Artenschutzrechts von Bund und Ländern aufzudecken und gemeinsam auflösen zu können.\r\nDer BWE regt weitere Veränderungen in der inhaltlichen Arbeit und den Berichtspflichten des Bund-Länder-Kooperationsausschusses an. Insbesondere sollten die Bundesländer zur Erfassung der geeigneten landeseigenen und kommunalen Flächen verpflichtet werden. Ebenfalls geregelt werden sollte der Bericht zum Umfang von festgesetzten und geplanten Flächen explizit für Repowering-Vorhaben. Außerdem sollten die Länder über Hinderungsgründe berichten, die eine Zielerreichung\r\n\r\n\r\n62 Als Regelungsvariante könnten die Länder für alle Gemeinden auf dem Landesgebiet die Informationen über Umfang und Verwendungszweck der jeweils nach § 6 EEG erhaltenen Zahlungen zentral bereitstellen. Die Länder würden die dafür erforderlichen Berichtspflichten der Gemeinden selbst regeln und es müsste die Weitergabe der Informationen an den Bund in den §§ 97 ff. EEG vorgegeben werden.\r\n \r\n \r\n\r\nnach § 1 Absatz 2 gefährden können, sowie über neu aufkommende oder sich verstärkende Planungs-und Genehmigungsbarrieren, u. a. in den Bereichen Denkmalschutz und seismologische Messstationen. So können Probleme bei der Umsetzung frühzeitig erkannt und Maßnahmen ergriffen werden, die Blockaden und unnötige Kosten verhindern.\r\nAnalog zu den Länderberichten sollte die Bundesregierung außerdem immer über Hemmnisse für den Ausbau der Windenergie an Land berichten. Damit können langfristig Problemfelder identifiziert werden und Maßnahmen ergriffen werden, bevor es zu einer Blockade kommt.\r\nGrundsätzlich begrüßt der BWE eine frühere Erstellung der Länderberichte zum 31. Mai. Diese sollten in der Folge aber zeitnah veröffentlicht werden. Mit der Veröffentlichung sollte nicht bis zum Bericht des Bund-Länder-Kooperationsausschusses an die Bundesregierung im Oktober eines Jahres gewartet werden. Auch die Bundesregierung sollte ihren Bericht früher vorlegen. Das würde mehr Zeit verschaffen, um erforderliche Maßnahmen zu planen und die entsprechenden Schritte auf den Weg zu bringen. Für die Windenergiebranche würde so schneller Planungssicherheit entstehen.\r\nDer Kooperationsausschuss sollte zudem auf eine einheitliche Erhebung der Länderdaten sowie auf einheitliche Standards der Bundesländer für die Angabe von Genehmigungszeiträumen hinwirken. Hier sollte das BMWE von seiner bereits bestehenden Kompetenz nach § 98 Absatz 1 Satz 7 EEG Gebrauch machen. Eine solche einheitliche Erhebung ist nicht automatisch durch die Beschaffung der Daten über externe Dienstleisterinnen gesichert, sofern der Bund-Länder-Kooperationsausschuss von dieser neuen Möglichkeit Gebrauch macht.\r\n\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n3.15.2\tMilitärische Belange in den Fortschrittsbericht der BReg nach § 99a EEG aufnehmen\r\nGemäß § 99a EEG berichtet die Bundesregierung zu den aktuellen Nutzungskonkurrenzen beim Ausbau der Windenergie, u. a. mit Funknavigationsanlagen. Der Bericht enthält Angaben zu einem Zeitplan sowie zum Stand möglicher Maßnahmen zur besseren Vereinbarkeit und weiteren Beschleunigungsmöglichkeiten. Der BWE sieht den Fortschrittsbericht als wichtiges Instrument, um Hemmnisse beim Windenergieausbau zu identifizieren und gezielte Maßnahmen zur Beschleunigung zu prüfen. Die Problematik rund um seismologische Stationen beispielsweise besteht weiter und hat sich in keiner Weise verringert.63\r\nAllerdings finden militärische Belange in dem Bericht bislang leider keine Berücksichtigung. Es zeigt sich jedoch verstärkt, dass Konflikte mit militärischen Belangen nicht zügig und im Sinne der Energiewende gelöst werden können. Eine Untersuchung des BWE hat erst jüngst ergeben, dass seit 2020 3,2 GW an Windenergieprojekten an militärischen Belangen gescheitert sind. Ein weiteres Gigawatt befindet sich gerade im Genehmigungsverfahren und wird durch militärische Belange verzögert.64 Die mit Abstand größten Probleme liegen dabei bei Hubschraubertiefflugstrecken und Radarführungsmindesthöhen (MRVA).\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n63 Ein Beispiel unter vielen ist die Kölner Bucht mit allein 30 seismologischen Stationen. In dieser Region sind etliche Windenergieprojekte am pauschalen Veto der Stationenbetreiberinnen gescheitert. Hintergrund ist der Umstand, dass in den jeweiligen Erlassen der Bundesländer nach wie vor pauschale Abstände für die verschiedensten seismologischen Stationen vorgesehen sind, obwohl sich diese in ihren technischen Gegebenheiten und Anforderungen deutlich unterscheiden. Anstelle der pauschalen Abstände ist hier vielmehr die Durchführung einer Einzelfallprüfung angezeigt.\r\n64 BWE (2024): Militärische Belange und Windenergie. Veröffentlichung am 25.09.2024.\r\n \r\n\r\nDas in der Gesetzesbegründung angesprochene Austauschformat der „AG Bundeswehr und Windenergie“ ist ein wichtiges Dialoginstrument. Es hat aber nach einhelliger Meinung von Branchenvertreter*innen und dem Bundesministerium der Verteidigung selbst die selbst gesteckten Ziele nicht erreicht.\r\nDie Kann-Regelung zur Darstellung von Nutzungskonkurrenzen mit militärischen Belangen in Satz 3 von § 99a wurde bisher nicht genutzt. Daher ist es aus Sicht des Verbandes besonders wichtig, Konflikte mit militärischen Belangen verbindlich zu erfassen. Die Bundesregierung sollte mit dem Bericht sicherstellen, dass nicht nur Hemmnisse benannt, sondern auch die entwickelten Zeitpläne zur besseren Vereinbarkeit eingehalten werden. Hier sind vor allem nachgeordnete Bundesbehörden durch die zuständigen Ministerien stärker in die Pflicht zu nehmen.\r\nDie Berichtspflicht der Bundesregierung nach § 99a EEG sollte also um die Darlegung von Nutzungskonkurrenzen beim Ausbau der Windenergie mit Hubschraubertiefflugstrecken, Radarführungsmindesthöhen sowie mit mobilen und stationären militärischen Einrichtungen zur Luftverteidigung ergänzt werden.\r\nÜber die gesetzliche Regelung hinaus könnte der Fortschrittsbericht um konkrete Fallstudien und Transparenzanforderungen erweitert werden und den Fokus auf folgende Fragestellungen legen:\r\n\r\n\r\n3.16\tWeiterentwicklung des Netzanschlusses: Reservierung, Überbauung und Digitalisierung\r\n3.16.1\tReservierung von Netzanschlusskapazität ermöglichen\r\nIm zweiten Referentenentwurf des BMWK zu einem Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung vom 23. Oktober 2024\r\n \r\n\r\n(fortan RefE-2) war ein Kapazitätsreservierungsmechanismus in § 8e EEG vorgesehen.65 Dieser sollte nun umgesetzt werden. Der Entwurf sah die Entwicklung eines bundeseinheitlichen Reservierungsmechanismus für Netzanschlusskapazität vor. Mit dem technologiespezifischen Nachweis der Planungsreife des Projekts soll die Anschlussleistung sechs bis 36 Monate (bzw. für den Zeitraum der Realisierungsfrist)66 reserviert und stufenweise durch die Erbringung weiterer Nachweise verlängert werden. In Kombination mit der unverbindlichen Netzanschlussauskunft nach § 17b EnWG, der netzbetreiberübergreifenden Standardisierung und Digitalisierung des gesamten Netzanschlussprozesses und weiteren Instrumenten kann der Mechanismus einen wesentlichen Beitrag zur Beschleunigung von Netzanschlüssen leisten. Netzbetreiberinnen werden durch den Fokus auf ernsthafte Projekte entlastet und Anschlusspetentinnen erhalten die notwendige Planungssicherheit. Wir begrüßen insbesondere die Beteiligung der betroffenen Verbände an der Entwicklung von gemeinsamen, objektiven, transparenten und diskriminierungsfreien Vorgaben für die Reservierung von Netzanschlusskapazität. Gemeinsam mit den Verteilnetzbetreiberinnen kann so sichergestellt werden, dass der Reservierungsmechanismus alle Akteurinnen im Netzanschlussprozess entlastet und der Fokus auf ernsthaften Projekten liegt.67 Angesichts der derzeit außergewöhnlich hohen Zahl an Netzanschlussbegehren für Batteriespeicher sollten die Kriterien so gestaltet werden, dass insbesondere systemdienliche Speicher (Co-Location) gezielt gefördert werden.\r\nZu ergänzen ist hierbei allerdings, dass der Reservierungsmechanismus mit einer Verbesserung der Netztransparenz, also den Informationen über verfügbare Netzanschlusskapazitäten sowie mit verbindlichen Fristen im Netzanschlussverfahren, einhergehen muss, vgl. Punkt 3.16.3.\r\n\r\n\r\n\r\n65 Die Fassung des § 8e EEG-Entwurf aus dem 2. Referentenentwurf des BMWK ist gegenüber der 1. Fassung und dem Regierungsentwurf nach Ansicht des BWE vorzugswürdig. Allerdings ist 2. Referentenentwurf nicht öffentlich einsehbar. Vgl. BWE-Stellungnahme (2024): Novellierung EnWG/EEG (Teil 2).\r\n66 Vgl. oben Punkt Verlängerung Realisierungsfrist.\r\n67 Vgl. bereits BWE-Stellungnahme (2024): Novellierung EnWG/EEG (Teil 2), S. 6.\r\n68 Vgl. BT-Drucksache 20/14199 vom 13. Dezember 2024, S. 93 f.\r\n \r\n\r\nVorgaben für die Reservierung von Netzanschlusskapazität nach Absatz 1 zu entwickeln. Hierbei sind, differenziert nach Art der Anlage, insbesondere Vorgaben zu treffen:\r\n1.\tzur Dauer der Reservierungsabschnitte, wobei ein Abschnitt jeweils auf eine Dauer zwischen sechs Monaten und drei Jahren zu befristen ist\r\n2.\tzu den geeigneten Nachweisen des Netzanschlussbegehrenden zum Projektfort-schritt in Bezug auf seine Anlage, die beim Netzbetreiber einzureichen sind\r\na)\tfür die Erlangung einer Reservierung sowie\r\nb)\tfür Verlängerungen der Reservierung in weiteren Reservierungsabschnitten,\r\n3.\tzu den Besonderheiten für Anlagen, die zur Ermittlung des anzulegenden Wertes an Ausschreibungen teilnehmen müssen, und\r\n4.\tzur Erneuerung von Reservierungen, die bereits nach individuellen Bedingungen der Netzbetreiber bestehen, wobei der jeweilige Projektfortschritt in Bezug auf die Anlage zu berücksichtigen ist.\r\nVerbände, deren satzungsmäßiger Aufgabenbereich von den Vorgaben im Sinne von Satz 1 betroffen ist, sind angemessen an der Entwicklung der Vorgaben nach Satz 1 zu beteiligen.\r\n(3)\tDie von den Netzbetreibern nach Absatz 2 Satz 2 erarbeiteten Vorgaben sind der Bundesnetzagentur bis spätestens zum Ablauf des … [einsetzen: Datum desjenigen Tages des neunten auf den Monat des Inkrafttretens nach Artikel 35 Absatz 1 dieses Gesetzes folgenden Kalendermonats, dessen Zahl mit der des Tages des Inkrafttretens übereinstimmt, oder, wenn es einen solchen Kalendertag nicht gibt, Datum des ersten Tages des darauffolgenden Kalendermonats] zur Bestätigung vorzulegen. Die Bundesnetzagentur bestätigt die Vorgaben oder verlangt Änderungen. Verlangt die Bundesnetzagentur Änderungen, so haben die Netzbetreiber diese innerhalb von bis zu zwei Monaten umzusetzen und die Vorgaben der Bundesnetzagentur erneut zur Bestätigung vorzulegen. Die Bundesnetzagentur kann Vorgaben zu Form und Frist für das Verfahren nach den Sätzen 1 bis Satz 3 machen. Die Bestätigung der Vorgaben durch die Bundesnetzagentur hat jedoch bis spätestens zum … [einsetzen: Datum desjenigen Tages des achtzehnten auf den Monat des Inkrafttretens nach Artikel 35 Ab-satz 1 dieses Gesetzes folgenden Kalendermonats, dessen Zahl mit der des Tages des Inkrafttretens übereinstimmt, oder, wenn es einen solchen Kalendertag nicht gibt, Datum des ersten Tages des darauffolgenden Kalendermonats] zu erfolgen.\r\n(4)\tDer Netzanschlussbegehrende hat die Nachweise nach Absatz 2 Satz 2 Nummer 2 zum Projektfortschritt für die Reservierung des ersten Reservierungsabschnitts bereits dem Netzanschlussbegehren als Informationen nach § 8a Absatz 4 Nummer 2 beizufügen. Die Reservierung für den ersten Reservierungsabschnitt hat durch den Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes mit Mitteilung des ermittelten Verknüpfungspunkts nach § 8a Absatz 6 Satz 1 zu erfolgen. Soweit der Netzanschlussbegehrende die Errichtung und den Netzanschluss der Anlage, für die eine Reservierung erfolgt ist, nicht weiterverfolgt, hat er dies dem Netzbetreiber unverzüglich mitzuteilen.\r\n(5)\tNetzbetreiber sind verpflichtet, spätestens ab dem … [einsetzen: Angabe des Tages und\r\nMonates des Inkrafttretens nach Artikel 35 Absatz 1 dieses Gesetzes sowie die Jahreszahl des\r\n \r\n\r\n \r\n\r\n3.16.2\tRecht auf NVP-Überbauung einführen\r\nDie in der letzten Novelle erfolgte Einführung von § 8a EEG zu „flexiblen Netzanschlussvereinbarungen“ ist ein wichtiger Schritt zur Umsetzung des Instruments eines flexiblen Anschluss- und Eispeiseregimes. Damit kann die bestehende Infrastruktur besser ausgenutzt und zusätzliche Erzeugungskapazitäten integriert werden. Dieses Instrument sollte durch ein grundsätzliches Wahlrecht der Anlagenbetreibenden zur Überbauung weiterentwickelt werden.\r\nDie komplementären Energieerzeugungsprofile von Wind- und PV-Anlagen ermöglichen eine technisch sichere Überbauung, bei der die installierte Anlagenleistung die Einspeiseleistung des Netzverknüpfungspunkts (NVP) übersteigt. Die Umsetzung dieser Überbauungsprojekte kann die Energiewende beschleunigen und Netzausbaukosten sparen. Allerdings führt die derzeitige „Kann“-Formulierung in § 8a Absatz 1 EEG dazu, dass viele Netzbetreiberinnen Überbauungsprojekte weiterhin unbegründet ablehnen können. Auch in Netzgebieten, in denen die Ungleichzeitigkeiten von Wind und PV bereits im Netz berücksichtigt sind, ist die Überbauung der NVP gesamtwirtschaftlich kosteneffizienter als der Neubau. Hierdurch werden wertvolle Effizienzpotenziale und volkswirtschaftliche Vorteile verschenkt.\r\nDer schleppende Netzausbau bremst die Energiewende zunehmend aus. Deshalb gilt es, den Netzausbau voranzutreiben und die bestehende Infrastruktur durch die Überbauung von NVP und Cable Pooling kosteneffizienter auszunutzen.\r\nDie Novelle des EEG kann ihr volles Potenzial zur Entlastung des Netzausbaus und zur Dämpfung der Netzentgelte nur dann entfalten, wenn aus der Option, flexible Netzanschlussverträge zu schließen, ein grundsätzliches Recht der Anlagenbetreiberinnen wird, NVP zu überbauen. Dies ist technisch sicher und sollte daher nur in begründeten Ausnahmefällen abgelehnt werden können. So stellt der Gesetzgeber sicher, dass Überbauungsprojekte nicht am fehlenden Willen einiger Netzbetreiberinnen scheitern und die bestehende Netzinfrastruktur kosteneffizient genutzt werden kann. Die Kombination mit Energiespeicheranlagen und die Sektorenkopplung bietet weiter Potenziale zur kosteneffizienten Bewältigung der Energiewende.\r\nDer BWE beteiligt sich in der Arbeitsgruppe der Fachagentur Wind und Solar an der Erarbeitung von Musterverträgen für flexible Netzanschlussvereinbarungen nach § 8a EEG. Diese sollen die Überbauung\r\n \r\n\r\nvon Netzverknüpfungspunkten ermöglichen und eine flächendeckende, möglichst unbürokratische Umsetzung dieses wertvollen Instruments zu unterstützen.69\r\n3.16.3\tNetzanschluss standardisieren, digitalisieren und automatisieren\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich die Aufforderung des Bundestages an die Bundesregierung, im ersten Quartal 2026 einen Regelungsentwurf für ein grundlegend verbessertes und digitalisiertes Netzanschlussverfahren für Erzeugungsanlagen, Verbrauchende und Speicher vorzulegen. Ziel ist es, die Transparenz und Planungssicherheit zu erhöhen, den Stau bei Anschlussbegehren insbesondere von Großbatteriespeichern, Industriekundinnen und Rechenzentren zu lösen sowie den Netzbetreiberinnen einen gesamtwirtschaftlich sinnvollen Umgang mit der akuten Situation immer knapper werdender Netzanschlusskapazitäten zu ermöglichen.70\r\nDer BWE skizziert hierzu nachfolgend Verbesserungsvorschläge.\r\n\r\n3.16.3.1\tNetztransparenz erhöhen, unverbindliche Netzanschlussauskunft einführen\r\nDer durch das BMWK im Branchendialog zur Beschleunigung von Netzanschlüssen (BraBeNa) eingebrachte Vorschlag einer unverbindlichen Netzanschlussauskunft sollte im zweiten Referentenentwurf zur EEG/EnWG-Novelle vom 23. Oktober 2024 über einen neuen § 17b EnWG und\r\n§ 14e Absatz 2a EnWG realisiert werden. Demnach wären Verteilnetzbetreiberinnen (VNB) mit Inkrafttreten des Gesetzes dazu verpflichtet gewesen, Online-Tools bereitzustellen, die eine schnelle und rechtlich unverbindliche Auskunft zu NVP ermöglichen. Der Wirkungsbeginn war zwei Jahre nach Inkrafttreten des Gesetzes geplant. Weiter sollte über eine gemeinsame Internetplattform der VNB auf die Internetseite des jeweils zuständigen Netzbetreiberinnen geleitet werden.\r\nDie bisherige Praxis sieht i. d. R. ein vollständiges Netzanschlussbegehren vor, um mögliche NVP sowie die mit dem Anschluss einhergehenden Kosten zu ermitteln. Jedoch stehen gerade bei Vorhabenbeginn entscheidende Parameter wie eine wirtschaftlich optimale Anlagengröße oder der Standort noch nicht fest. Die rechtlich unverbindliche Auskunft gibt den VNB mehr Raum für transparente Netzdaten, die Netzanschlussprozesse insgesamt beschleunigen können. Eine Verbesserung der Netztransparenz kann außerdem bürokratischen Steuerungsinstrumenten wie dem Redispatch-Vorbehalt oder hochdifferenzierten Instrumenten aus dem Baukasten der Netzentgeltsystematik vorgreifen, da der Realisierungszeitraum und die Länge der Kabeltrasse zum NVP entscheidende Paramater für EE-Projekte darstellen.\r\nDer BWE hat die damals vorgeschlagene Möglichkeit einer standardisierten unverbindlichen Voran-frage begrüßt71 und schätzt das Verfahren grundsätzlich als sachgerecht ein. Notwendig sind hier aber erneut eine frühzeitige Umsetzung sowie eine netzbetreiberübergreifende Standardisierung der Art und Weise, wie die Netzanschlussbegehren bei den Netzbetreiberinnen gestellt werden können, um insbesondere das bundesweite Projektgeschäft zu vereinfachen. Die unverbindliche Voranfrage sollte Anschlusspetenten binnen 18 Monaten nach Inkrafttreten des Gesetzes zur Verfügung stehen.\r\n\r\n\r\n69 LINK, S.11\r\n70 Vgl. Entschließung II des Bundestags in BT-Drucksache 21/2793, S. 5.\r\n71 Vgl. bereits BWE-Stellungnahme (2024): zur Novellierung EnWG/EEG, Punkt 3.1.2, S. 5 ff.\r\n \r\n\r\nDie in § 17b Absatz 1 EnWG des zweiten Referentenentwurfs (RefE-2) vorgesehene digitale Veröffentlichung von verfügbaren und reservierten Netzanschlusskapazitäten durch die VNB und ÜNB kann die Transparenz über bestehende Netzanschlussmöglichkeiten erhöhen und insbesondere in Kombination mit dem neu eingeführten einheitlichen Mechanismus zur Kapazitätsreservierung die Planungsprozesse von EE-Anlagen erleichtern. Der BWE begrüßt das Vorhaben, betont jedoch die Notwendigkeit einer einheitlichen standardisierten Programmierschnittstelle (API) – nicht nur für die unverbindliche Netzauskunft nach Absatz 2, sondern auch für die Veröffentlichung der Kapazitäten nach Absatz 1. Der BWE empfiehlt außerdem, zur Klarstellung nicht nur die Umspannebenen, sondern auch die Hochspannungsebene und Mittelspannungsebene explizit in Absatz 1 aufzuführen.\r\nDie Einführung schneller und juristisch unverbindlicher Netzanschlussauskünfte – wie es § 17b Absatz\r\n2 EnWG (RefE-2) vorsah –, sieht der BWE sehr positiv, betont jedoch die Notwendigkeit einer frühzeitigen Umsetzung und einer netzbetreiberübergreifenden Standardisierung der Netzanschlussanfragen, um das bundesweite Projektgeschäft zu erleichtern. Weiterhin wird als positiv bewertet, von den Netzbetreiberinnen Informationen über nahe gelegene und weiter entfernte NVP einer geeigneten Spannungsebene zu erhalten. Der BWE merkt an, dass neben der „geeigneten Spannungsebene“, in der Praxis meist die Mittelspannungsebene, auch Auskünfte über die nächsthöheren Spannungsebenen sinnvoll sind. Im Sinne transparenter Netzdaten erlaubt dies den Anschlusspetentinnen eine präzise Einschätzung des gesamtwirtschaftlich günstigsten NVP und trägt so zu der effizienten Nutzung der Stromverteilnetze und zum beschleunigten Netzanschluss von EE-Anlagen bei. Weiterhin begrüßen wir, dass durch den § 17b EnWG (RefE-2) auch geregelt wird, dass Netzbetreiberinnen die voraussichtlichen Kosten für die jeweilige Anbindungsleitung schätzen und die Daten im Online-Tool monatlich aktualisiert werden müssen.\r\nDer BWE würde eine Implementierung einer API zur Übermittlung der in Absatz 2 definierten Angaben wie in § 17b Absatz 3 bis 5 EnWG (RefE-2) vorgesehen unterstützen. Insbesondere für bundesweit tätige Anschlussbegehrende bringt die nahtlose Integration der Daten in ihre IT-Infrastruktur eine beträchtliche Zeit- und Kostenersparnis. In diesem Zusammenhang begrüßt der BWE die Einführung eines zentralen Online-Tools, um den Prozess von Beginn an zu vereinheitlichen, vgl. nachfolgender Punkt unter 3.16.3.3. Im Hinblick auf die Entwicklung von einheitlichen Inhalten und Formaten der Prognose, der Kostenschätzung sowie der Programmierschnittstellen empfiehlt der BWE, Branchenverbände der Erneuerbaren Energien miteinzubeziehen.\r\n\r\n \r\n\r\nbereitzustellen. Für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen besteht die Verpflichtung nach den Sätzen 1 bis 4 nur so lange, bis ein elektronisches Verfahren nach Absatz 2 und 3 zur Verfügung gestellt wird.\r\n(2)\tBetreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben bis zum [einsetzen: achtzehn Monate nach Inkrafttreten dieses Gesetzes] jedermann zu ermöglichen, in einem über ihre jeweilige Internetseite erreichbaren elektronischen Verfahren eine unverbindliche Netzanschlussauskunft für den Netzanschluss eines Letztverbrauchers, eines Ladepunktes für Elektromobile, einer Erzeugungsanlage oder einer Energiespeicheranlage, jeweils mit einer Nennleistung von mindestens 135 Kilowatt, einzuholen. Die Netzanschlussauskunft nach Satz 1 hat für den Netzanschluss in der Mittelspannungsebene einschließlich der Umspannebene von Höchst- zu Hochspannung bis zur Mittelspannung inklusive der dazwischenliegenden Umspannebenen und der Umspannebene von Mittelspannung zu Niederspannung zu erfolgen. Dabei hat die Person, die eine Netzanschlussauskunft einholt, die Art des Vorhabens, die Nennleistung und den Standort anzugeben. Auf dieser Grundlage hat der Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes eine unverbindliche Netzanschlussauskunft zu erteilen, insbesondere über\r\n1.\tden in der Luftlinie am kürzesten entfernt liegenden Netzverknüpfungspunkt, der auch im Hinblick auf die Spannungsebene geeignet ist,\r\n2.\tmindestens einen weiter entfernt liegenden Netzverknüpfungspunkt, der im Hinblick auf die Spannungsebene geeignet ist und über ausreichend Netzanschlusskapazität für die angegebene Nennleistung verfügt.\r\nVerfügt der nach Satz 4 Nummer 1 anzuzeigende Netzverknüpfungspunkt nicht über ausreichend Netzanschlusskapazität für die angegebene Nennleistung, so ist hierauf hinzuweisen und anzuzeigen, ob die Möglichkeit zum Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach § 17 Absatz 2b dieses Gesetzes oder § 8f des Erneuerbare-Energien-Gesetzes besteht. Auf die tatsächliche Verfügbarkeit der im Rahmender Netzanschlussauskunft ermittelten Netzverknüpfungspunkte besteht kein Rechtsanspruch. Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben auf ihrer jeweiligen Internetseite allgemeine Informationen zu den für die Berechnung der Netzanschlusskapazität verwendeten Kriterien bereitzustellen.\r\n(3)\tDie Person, die eine Netzanschlussauskunft einholt, muss die Möglichkeit haben, die Angaben nach Absatz 1 und 2 Satz 3 sowohl über eine geografische Karte als auch über eine Programmierschnittstelle, die die gleichzeitige Abfrage mehrerer Anlagenstandorte und Nennleistungen erlaubt, zu machen. Werden die Angaben über eine Programmierschnittstelle gemacht, so hat auch der Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes die Netzanschlussauskunft über eine Programmierschnittstelle zu erteilen. Die der Netzanschlussauskunft zugrundeliegenden Daten sind regelmäßig, mindestens jedoch monatlich, zu aktualisieren. Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben dem Stand der Technik entsprechende Vorkehrungen zu treffen, die Rückschlüsse auf sensible Informationen oder eine Rekonstruktion solcher Informationen erschweren, insbesondere durch Anwendungen der Informationstechnologie, die missbräuchliche Anfragen verhindern.\r\n \r\n\r\n \r\n3.16.3.2\tVerbindliche Fristen im Netzanschlussverfahren\r\nUm das Netzanschlussverfahren zu vereinheitlichen und zu vereinfachen, ist auch die Einführung universeller und verbindlicher Fristen im Netzanschlussverfahren erforderlich. Bisher gibt es nur partiell gesetzliche Fristen zur Übermittlung von Netzanschlusszusagen. So zum Beispiel für EE-Anlagen in § 8 EEG, die durch die starke Zunahme der Anschlussbegehren oftmals nicht von die zuständige VNB eingehalten werden können. Fehlende Rückmeldungen der VNB und redundante Kommunikationsschleifen verzögern die Netzanschlussprozesse von EE-Anlagen unnötigerweise. Sie sind ein deutliches Symptom mangelnder Standardisierung und Verbindlichkeit. Außerdem bleibt das Nichteinhalten von Fristen ein zentrales Problem beim Netzanschlussprozess, da es für die Netzbetreiberinnen meist folgenlos bleibt und zulasten der Anschlusspetentinnen geht.72 Zudem sollte der Fristbeginn klargestellt werden, um Differenzen zwischen Netzbetreiberin und Anschlusspetentinnen zu vermeiden. Die Überlastung der Netzbetreiberinnen im aktuellen Netzanschlussregime und gängigen Mehrfachanfragen ist nachvollziehbar. Der in Punkt 3.16.1 geforderte einheitliche Reservierungsmechanismus wird die Netzbetreiberinnen durch die Nachweispflicht von Projektfortschritten ebenso entlasten wie eine Verbesserung der Netztransparenz (siehe Punkt 3.16.3.1).\r\nZudem sollten Möglichkeiten geschaffen werden, die Nichteinhaltung von Prozessen und Fristen zu sanktionieren.\r\n3.16.3.3\tZentrale Internetplattform für Datenaustausch beim Netzanschluss\r\nDie am 13. November 2025 vom Bundestag beschlossene Regelung einer zentralen bundesweit einheitlichen Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs gemäß eines neuen § 20b EnWG begrüßt der BWE ausdrücklich,73 da sie im Sinne von Standardisierung, Digitalisierung und Automatisierung zur notwendigen Beschleunigung von Netzanschlussprozessen beiträgt. Einige Aspekte aus der Gesetzesbegründung sind besonders zu begrüßen. So soll die Internetplattform auch eine automatisierbare Zugangsmöglichkeit, beispielsweise über eine standardisierte Programmierschnittstelle (API), bieten. Außerdem wird eine Schnittstelle in den Raum gestellt, die die gemeinsame Nutzung der Internetplattform „mit den Plattformen der Netzbetreiber zur Übermittlung von Netzanschlussbegehren (Netzanschlussportalen) ermöglicht“. Diese Initiative begrüßt der BWE sehr, da so Doppelstrukturen vermieden werden. Zudem trägt sie dazu bei, die Vereinheitlichung und\r\n\r\n\r\n72 Vgl. BWE-Stellungnahme (2024): zur Novellierung EnWG/EEG, S. 6 ff.\r\n73 Vgl. BT-Drucksache 21/2793 vom 12. November 2025, S. 48 f.\r\n \r\n\r\nDigitalisierung des Netzanschlussprozesses insgesamt deutlich zu beschleunigen und führt zu einer langfristigen Entlastung der VNB und der Anschlussbegehrenden. An dieser Stelle empfiehlt der BWE, Netzanschlussbegehren in die (bisher exemplarischen) Anwendungsbeispiele nach Absatz 2 explizit aufzunehmen.74\r\n3.17\tSynchronisation von EE- und Netzausbau ohne Redispatch-Vorbehalt\r\nDer schleppende Netzausbau und das steigende Tempo des EE-Ausbaus führen vermehrt zu knappen Netzanschlusskapazitäten. Zuletzt werden deshalb intensive Diskussionen über die Synchronisation von EE- und Netzausbau geführt – unter anderem durch die Einführung des sogenannten Redispatch-Vorbehalts. Das Instrument soll den EE-Ausbau in überlasteten Netzgebieten ausbremsen und Redispatch-Kosten senken. Die Landesregierung Mecklenburg-Vorpommern brachte einen entsprechenden Gesetzesentwurf am 4. Juli 2025 in den Bundesrat ein. Der BWE lehnt den Vorschlag entschieden ab. Aus Sicht des BWE gefährdet der Vorschlag die Finanzierung von EE-Projekten und damit die gesamte Energiewende. Ein breites Maßnahmenpaket aus flexiblen Netzanschlussvereinbarungen, digitalisierten Netzen und Genehmigungserleichterungen für die Verteilernetze adressiert die Herausforderungen knapper Netzkapazitäten, ohne die Energiewende zu gefährden.\r\nDer Entwurf sieht vor, Leitungsabschnitte des Hochspannungsnetzes (110kV) für vier Jahre als kapazitätslimitiert auszuweisen, wenn das Abregelungsvolumen im Vorjahr drei Prozent überschreitet. In diesen Gebieten wird das bestehende Recht auf unverzüglichen und vorrangigen Netzanschluss nach\r\n§ 8 EEG und die vollständige, unverzügliche und vorrangig physikalische Abnahme des EE-Stroms nach\r\n§ 11 EEG durch das Recht auf unverzüglichen und vorrangigen Netzanschluss unter Redispatch-Vorbehalt ersetzt. Dieser sieht vor, vier Jahre lang auf den finanziellen Ausgleich von Redispatch Maßnahmen zu verzichten. Für den Anlagenbetreiber besteht in diesen Leitungsabschnitten kein Wahlrecht.\r\nAngesichts der Tragweite des Gesetzesantrags stellt sich die Frage des vermeintlichen Handlungsdrucks. Die jährliche Prognose zu Engpassmanagementkosten der vier Übertragungsnetzbetreiber zeigt, dass die Kosten für Redispatch-Maßnahmen kurz- und mittelfristig sinken werden, auch wenn die Strommengen leicht steigen werden. Die Bundesnetzagentur will durch den NEST-Prozess einen finanziellen Anreiz für Verteilernetzbetreiber zur effizienten Beseitigung von Netzengpässen setzen. Konkret sollen die Engpassmanagementkosten (inklusive Redispatch 2.0) in den Effizienzvergleich der Verteilernetzbetreiber aufgenommen werden. Der BWE fordert an dieser Stelle, den historischen Zustand der Netzgebiete, die Netzausbaumaßnahmen und die EE-Anschlusszahlen angemessen zu berücksichtigen, um Netzbetreiber mit hoher EE-Anschlussleistung in den letzten Jahren nicht zu pönalisieren. Unter dieser Bedingung und angesichts der sinkenden Redispatch-Kosten erscheint die Einführung des Redispatch-Vorbehalts nicht sachgemäß. Europarechtlich sind nicht marktbasierte Redispatch-Maßnahmen dem Anlagenbetreiber finanziell auszugleichen, „außer wenn der Erzeuger einen Netzanschlussvertrag akzeptiert hat, der keine Garantie für eine verbindliche Lieferung von Energie enthält“ (Art. 13 Abs. 7 VO (EU) 2019/943). Der Gesetzesantrag sieht den entsprechenden Verzicht auf die vollständige, unverzügliche und vorrangig physikalische Abnahme des EE-Stroms nach\r\n\r\n\r\n74 Vgl. ebd. Gesetzesbegründung: „Absatz 2 greift exemplarisch und nicht abschließend drei erste Anwendungsfälle für die Plattform auf. [...]\" und BWE-Stellungnahme (2024): zur Novellierung EnWG/EEG, S. 8.;\r\n \r\n\r\n§ 11 EEG vor. Für den Anlagenbetreiber besteht jedoch explizit kein Wahlrecht, diesen Verzicht durch einen entsprechenden Netzanschlussvertrag zu akzeptieren. Der Gesetzesantrag widerspricht damit den klaren Vorgaben des EU-Rechts.\r\nDarüber hinaus verursacht der Verzicht auf Redispatch-Entschädigungen eine enorme Finanzierungsunsicherheit für EE-Projekte, da nicht abzusehen ist, wie die einzelne Anlage in den nächsten Jahren abgeregelt wird. Dazu bräuchte es – faktisch unmöglich – gesicherte Erkenntnisse zum Netz-, Last- und EE-Ausbau sowie Flexibilitäten und Wetterprognosen. Diese Unsicherheit müssen die Fremdkapitalgeber einpreisen bzw. in schlechteren Finanzierungskonditionen abbilden, was wiederum den Förderbedarf der Erneuerbaren erhöht und den Bundeshaushalt unnötig belastet. Der BWE lehnt die Einführung des Redispatch-Vorbehalts daher aus fachlichen und juristischen Gründen ab.\r\nDie Windbranche setzt sich jedoch für eine lösungsorientierte Politik ein und erkennt das Problem knapper Netzanschlusskapazitäten und des hinterherhinkenden Netzausbaus an. Daher sollte ein Recht des Anlagenbetreibers auf Überbauung eingeführt werden (siehe Punkt 3.16.2). So wird die bestehende Infrastruktur besser ausgenutzt und die – im Falle von dynamischen Verträgen – vorab definierten Einspeisezeitfenster sind für Projektierer und Finanzierer planbarer als der Redispatch-Vorbehalt. Durch Genehmigungserleichterungen für die Ertüchtigung von Verteilernetzen kann der Netzausbau beschleunigt und Netzausbau- aber auch Redispatch-Kosten gesenkt werden.75 Diese Maßnahmen werden durch transparente Netzkapazitäten, standardisierte Prozesse und den Abbau von Flexibilitätshemmnissen komplettiert (siehe Punkt 3.16 und 3.18). Den Netzbetreibern stehen weitere Optimierungspotenziale zur Verfügung, unter anderem durch die Digitalisierung der Netze, den Einsatz von Hochtemperatur-Leiterseilen und den Wechsel vom präventiven zu einem kurativen n-1-Prinzip.\r\n3.18\tMehr Flexibilitäten im Stromsystem\r\n„Hemmnisse bei der Flexibilisierung des Stromsystems müssen abgebaut werden, um die flexible Nutzung von Erneuerbaren Energien sektorübergreifend zu verbessern“76, schreibt die Bundesregierung in ihrem Koalitionsvertrag. Dieses Bekenntnis kommt zur richtigen Zeit: Damit die Energiewende konsequent fortgesetzt werden kann, sind systemische Umstellungen wichtiger denn je. Nicht nur werden die entsprechenden Maßnahmen zur Erreichung der Klimaziele benötigt. Flexibilisierungen führen auch zu Kostensenkungen für Unternehmen und Privatpersonen und erhöhen die Sicherheit des Stromsystems. Der Ausbau von Flexibilitätstechnologien ist eine No-Regret-Maßnahme.77\r\nDie kürzlich vom Bundestag beschlossene Privilegierung von Batteriespeichern und der untertägigen Speicherung von Wärme und Wasserstoff im Außenbereich in § 35 BauGB ist hierbei ein wichtiger Schritt.78\r\nDer BWE hat bereits ein Positionspapier für mehr Flexibilitäten im Stromsystem veröffentlicht.79 Nachfolgend wird das Wichtigste in Kürze dargestellt.\r\n\r\n\r\n75 BWE & VKU (2025): Ertüchtigung von Verteilnetzen\r\n76 CDU, CSU, SPD: Koalitionsvertrag 2025, Zeile 1000-1001.\r\n77 Vgl. bereits BWE-Positionspapier (2025): BWE-Agenda für mehr Flexibilitäten im Stromsystem.\r\n78 Vgl. BT-Drucksache 21/2793 vom 12. November 2025, S. 108 f.\r\n79 BWE-Positionspapier (2025): BWE-Agenda für mehr Flexibilitäten im Stromsystem.\r\n \r\n\r\n3.18.1\tMaßnahmenpaket zum Hochlauf von Großbatteriespeichern (BESS)\r\nDer BWE begrüßt, dass die Bundesregierung mit der Anpassung des § 11c EnWG an den § 2 EEG bekräftigt, dass Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie im überragenden öffentlichen Interesse liegen.80 Vor diesem Hintergrund erachtet der BWE die nachfolgend dargestellten Änderungen und Novellierungen als notwendig, um diese Zielsetzung rechtlich und praktisch wirksam umzusetzen.81\r\n§ 19 EEG Absatz 3 – Förderanspruch von Betreiberinnen von Speichern – muss praxistauglich angewendet werden. Seit 2024 ermöglicht die Gesetzeslage eine Multimarkt-Optimierung von co-located BESS („Abgrenzungsoption“). Bezieht der BESS Grünstrom aus der Anlage und Graustrom aus dem Netz, so bleibt bei dieser Option der Grünstromanteil weiterhin förderfähig. Diese Novellierung ist durchweg positiv. Es sollte jedoch klargestellt werden, dass auch Speicher in der Innovationsausschreibung unter die Neuregelung fallen und folglich von der Aufhebung des Ausschließlichkeitsprinzips profitieren können. Andernfalls läge eine nicht nachvollziehbare Ungleichbehandlung vor. Zur Umsetzung des Gesetzes hat die BNetzA mittlerweile einen Festlegungsprozess zum Messkonzept (MiSpel) angestoßen, was der BWE sehr begrüßt.\r\nDarüber hinaus benötigt die Branche eine Anschlussregelung zu § 118 EnWG, der Speicher von Netzentgelten befreit. Die Befreiung gilt aktuell nur für Projekte, die bis 2029 in Betrieb genommen werden, und muss verlängert werden, damit Investitionen in Speicher möglichst attraktiv bleiben.82 Die Befreiung sollte an das Kriterium der Systemdienlichkeit geknüpft sein. Dieses Kriterium sollte nicht auf reine Netzdienlichkeit (im Sinne der Senkung von Redispatch- und Netzausbaukosten) reduziert werden, um dem Potenzial von BESS als „Schweizer Taschenmesser“ der Energiewende gerecht zu werden. Stattdessen empfiehlt der BWE, bei der Definition von Systemdienlichkeit verschiedene Ziele wie Dekarbonisierung, Kosteneffizienz, system- und sektorenübergreifende Netzdienlichkeit (Standortauswahl, Betriebsweise), Beitrag zur Systemstabilität (z. B. durch die Bereitstellung von Systemdienstleistungen) und Marktintegration zu berücksichtigen. Die Festlegung und praktische Ausgestaltung dieser zukünftigen Befreiung von Netzentgelten für BESS sollte gesetzgeberisch sowie im Rahmen des AgNes-Prozesses erfolgen.\r\nÄhnlich wie bei Windenergieprojekten sind die Flächensicherung und der Netzanschluss weiterhin die größten Hürden bei der Realisierung von BESS. Für den weiteren Hochlauf des Speicherausbaus braucht es deswegen dringend Erleichterungen beim Netzanschluss. Die Schaffung einer bundesweit einheitlichen Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs ist ein erster Schritt.83 Hinzukommen müssen verbindliche Rückmeldefristen einschließlich der Pönalisierung bei Nichteinhaltung sowie die Einführung eines standardisierten Kapazitätsreservierungsmechanismus, wie im vorangegangenen Abschnitt dargestellt. Die Umsetzung flexibler Netzanschlusslösungen sollte außerdem durch die Einführung standardisierter Messkonzepte erleichtert werden.\r\n\r\n\r\n80 Vgl. CDU, CSU, SPD: Koalitionsvertrag 2025, Zeile 1005–1007. Vgl. aktuelles Gesetzgebungsverfahren zur Privilegierung von Energiespeichern in § 35 BauGB-Entwurf.\r\n81 Vgl. bereits BWE-Positionspapier (2025): BWE-Agenda für mehr Flexibilitäten im Stromsystem, S. 8 f.\r\n82 Die am 12. November 2025 vom Bundestag beschlossene Anpassung des § 118 Absatz 6 Satz 3 EnWG sieht eine zeitliche Ausweitung der Netzentgeltbefreiung leider nicht vor, vgl. BT-Drucksache 21/2793 vom 12. November 2025, S. 106 und 187.\r\n83 Vgl. Punkt 3.16.3.3\r\n \r\n\r\nWichtig ist auch die Anpassung des § 21b Absatz 4 Nr. 2 EEG sowie des § 3 Nr. 27 EEG (und weiteren folgerichtigen gesetzlichen Anpassungen im EEG und EnWG) durch Streichung des Kriteriums der unmittelbaren räumlichen Nähe zwischen Erzeugungsanlage und Verbrauchsort. Das Ziel besteht darin, Stromlieferungen an Dritte ohne Nutzung des öffentlichen Netzes auch außerhalb der unmittelbaren räumlichen Nähe zu ermöglichen und zu fördern (vgl. bereits die Vorschläge unter Punkt 3.10.). Die bisherige Regelung bremst insbesondere Industrieunternehmen unnötig aus. Diese müssen möglichst unbürokratisch Maßnahmen zur Elektrifizierung umsetzen können (u. a. in den Bereichen Prozess- und Heizwärme sowie Elektromobilität). Die Möglichkeit, Strom aus Großbatteriespeichern zu beziehen, muss uneingeschränkt gegeben sein.\r\nDerzeit läuft die in 2024 reformierte Regelung zu „Nutzen statt Abregeln“ gemäß § 13 k EnWG ins Leere und erzielt somit nicht die erhoffte Wirkung in Netzengpassregionen den lokalen Verbrauch von Überschussstrom zu fördern. Grund dafür sind restriktive Teilnahmekriterien, die einen bedeutenden Anteil von Entlastungsanlagen von der Teilnahme ausschließen. Zudem ist eine Teilnahme derzeit für Entlastungsanlagen nicht wirtschaftlich attraktiv. Deshalb schlagen wir vor § 13k zeitnah zu reformieren: Batteriespeichern sollte als zentrale Flexibilitätsquelle eine uneingeschränkte Teilnahme ermöglicht werden. Wie auch im Gesetzestext vorgesehen, braucht es zudem eine zeitnahe Umstellung auf ein Auktionsverfahren anstelle der zweijährigen Probezeit. Hierzu empfiehlt sich ein Pay-as-bid-Verfahren. Mindestens sollte aber der § 13k-Preis auf ein Mindestmaß abgesenkt werden.\r\nDie Innovationsausschreibungsverordnung nach § 39n Absatz 3 EEG ist zukunftsfähig auszurichten. Die Innovationsausschreibungen wurden mit dem Ziel eingeführt, technischen Innovationen und Anlagenkombinationen auszuprobieren. Dieser Ansatz war für die Kombination von PV-Freiflächenanlagen mit Batteriespeichern erfolgreich. Jedoch ist die gegenwärtige Regelung aus zwei Gründen nicht praxistauglich. Erstens dürfen die Batteriespeicher rechtlich nur Strom aus der eigenen Erzeugungsanlage zwischenspeichern. Eine marktliche Fahrweise der Speicher ist weiterhin und auch trotz der Einführung der Abgrenzungsoption für Batteriespeicher („Multi-Use“-Option) außerhalb der Innovationsausschreibung rechtlich nicht zulässig. Hier benötigt die Branche eine Klarstellung, die eine Ungleichbehandlung von verschiedenen Speichern verhindert (siehe auch 3.16.1). Zweitens konnten bislang nahezu keine Wind-Speicher-Projekte einen Zuschlag erhalten.\r\nUm auch Wind-Speicher-Kombinationen zu fördern, schlägt der BWE eine Trennung der Ausschreibungen für PV- und Wind-Speicher-Kombinationen nach Technologien mit jeweils angepassten Höchstwerten vor. Im Teilsegment Wind sollten dabei die NZIA-Vorgaben umgesetzt werden, sofern sich die Bundesregierung auf das Kriterium „Beitrag zur Nachhaltigkeit: Innovation“ festlegt.\r\nVorrang von Speichern gegenüber anderen Netzanschlusspetentinnen: Gemäß § 8 Absatz 1 EEG müssen Netzbetreiberinnen EE-Erzeugungsanlagen „unverzüglich vorrangig“ anschließen. Bei Energiespeichern wiederum konnte bis vor kurzem nach drei verschiedenen Regularien angeschlossen werden: Nach § 8 EEG („Grünstromspeicher“), nach §§ 3,4 KraftNAV oder nach § 17 EnWG. Der BWE erkennt an, dass das Anschlussverfahren nach dem „first come, first served“-Prinzip überarbeitet werden muss. Es ist jedoch bedauerlich, dass der Gesetzgeber Großbatteriespeicher bereits vor der Einführung eines sachgerechten neuen Prozesses von der Nutzung der KraftNAV ausgeschlossen hat. Ein solcher Schnellschuss wird das Gegenteil des Gewünschten bewirken und zu weniger Transparenz, geringerer Planbarkeit und höheren Investitionsrisiken führen. Um dem überragenden öffentlichen Interesse in § 11c EnWG in der Praxis gerecht zu werden, braucht es stattdessen die Umsetzung einer\r\n \r\n\r\nNetzanschlussrangfolge bei den Netzanschlüssen nach EnWG.84 Hierbei empfiehlt der BWE, ein Priorisierungsregime für Batteriespeicher zu entwickeln, das Projekte nach ihrem Beitrag zur System-und Netzdienlichkeit sowie nach ihrem Reifegrad und Projektfortschritt bewertet.85\r\n3.18.2\tWasserstoff: Investitionen anstoßen\r\nWasserstoff ist ein unverzichtbarer Baustein für ein dekarbonisiertes Stromsystem. Er kann flexibel gespeichert, in Gasleitungen eingespeist oder zur Rückverstromung genutzt werden und so dazu beiträgt, auch andere Sektoren zu defossilisieren. Er ermöglicht eine bedarfsgerechte, steuerbare Einspeisung von Grünstrom und trägt zur Versorgungssicherheit in Zeiten geringer Wind- oder Solarstromproduktion bei. Gleichzeitig besteht beim Ausbau von Elektrolyseuren weiterhin hohe Investitionsunsicherheit, die dringend adressiert werden muss, damit der Wasserstoff-Hochlauf nicht verpasst wird.\r\nMit der Einführung des § 249a BauGB – der Sonderregelung für die Privilegierung bestimmter Wasserstoff-Anlagen im Außenbereich – im Jahr 2023 wurde eine bundesgesetzliche Grundlage geschaffen, um den Wasserstoffhochlauf städtebaulich zu unterstützen. Dieser Einstieg allein reicht jedoch noch nicht aus, um Investitionssicherheit sowie einen systemdienlichen Betrieb zu gewährleisten. Insbesondere im Netz- und Förderrecht bestehen weiterhin erhebliche Hemmnisse.\r\nDer BWE weist auf die Forderungen des BEE zum systemdienlichen Einsatz von Wasserstoff86 hin, insbesondere:\r\nNachfolgeregelung zu § 118 Absatz 6 EnWG: Die aktuelle Rechtslage sieht eine Netzentgeltbefreiung bis zum Jahr 2027 vor, jedoch ohne diese an klare Systemdienlichkeitskriterien zu knüpfen. Der BWE fordert eine Entfristung der Befreiung für Elektrolyseure, die nach den oben genannten Kriterien systemdienlich sind.\r\nNovelle des § 21b Absatz 4 Nr. 2 EEG sowie des § 3 Nr. 27 EEG (und weiteren folgerichtigen gesetzlichen Anpassungen im EEG und EnWG): Systemdienlich betriebene Elektrolyseure, welche erzeugungsnah vor demselben Netzverknüpfungspunkt, also ohne Netznutzung, mit Strom direkt beliefert werden, müssen auch tatsächlich flexibel gefahren werden können. Vergleich bereits unter 3.18.1.\r\nNovelle des § 13k EnWG: Eine zielgerichtete Ausgestaltung des § 13k EnWG kann dazu beitragen, die Wettbewerbsfähigkeit von Elektrolyseuren im Markt zu verbessern. Deswegen empfehlen wir die unter\r\n3.18.1 beschriebene Novelle. Um die Regelung bestmöglich nutzen zu können, müssen zudem alle Elektrolyseure einbezogen werden und nicht nur solche, die nach dem 29. Dezember 2023 erstmals in Betrieb genommen wurden.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n84 Vgl. BWE und BVES (2025): Gemeinsam Verantwortung übernehmen, Das Kombinationspotenzial von Windenergie und Energiespeichersystemen endlich nutzen, S. 11 f.\r\n85 Vgl. BEE (2025): BEE-Stellungnahme zur Kraftwerks-Netzanschlussverordnung.\r\n86 Vgl. BEE (2024): Positionspapier: Potentiale des Wasserstoffs optimal nutzen.\r\n \r\n\r\n3.18.3\tEinspeiseinfrastruktur vereinfachen – Ergänzung von § 3 Nr. 37 und Nr. 108 EnWG\r\nBereits heute verbinden gemeinsam genutzte Leitungsinfrastrukturen Erzeugungsanlagen von Erneuerbaren Energien verschiedener Betreiberinnen mit ihrem Netzverknüpfungspunkt. Diese Leitungen und Umspannwerke fungieren bisher überwiegend als Stromeinspeisende. Der in vielerlei Hinsicht erforderliche Aufbau einer belastbaren Wasserstoffwirtschaft, die Sektorziele des Klimaplans, welche eine Dekarbonisierung auch von Gebäuden, Industrie, Landwirtschaft und Verkehr erfordern und das Bedürfnis der Glättung der Erzeugungskurve Erneuerbarer Energien führen zu dem Bedürfnis, vermehrt Energiespeicher im Sinne des EnWG87 (Batteriespeicher, Elektrolyseure, Power-to-X-Anlagen), sowie Ladepunkte an das Netz anzuschließen.\r\nGleichzeitig verläuft der Netzausbau schleppend und die Netzbetreiberinnen sind mit einer Flut aus Anschlussbegehren überfordert, so dass lange Wartezeiten entstehen und weit entfernte Netzverknüpfungspunkte zugewiesen werden, die aufwendig angesteuert werden müssen. Netzengpässe zwischen Orten der Stromerzeugung und des -verbrauchs verursachen netzbedingte Interventionen (An- und Abregelung von Anlagen), die die Kosten für die Allgemeinheit erheblich steigern.\r\nEin Schritt zur Lösung dieses Problems besteht darin, Energiespeicher an die Leitungsinfrastrukturen von EE-Anlagen anzuschließen. So werden auf systemdienliche Weise Stromverbrauchende in der Nähe von Erzeugungsanlagen angesiedelt. Hierdurch können die Netzbelastung minimiert und lokale Erzeugungsüberschüsse volkswirtschaftlich sinnvoll genutzt werden. Durch den Anschluss noch vor den Netzverknüpfungspunkt der EE-Anlagen können dessen bestehende Kapazitäten besser ausgenutzt werden. Insbesondere wurde die Überbauung des Netzverknüpfungspunktes durch die neue Möglichkeit flexibler Netzanschlussvereinbarungen gemäß § 8a EEG, § 17 Absatz 2b EnWG deutlich erleichtert, so dass ein erhebliches Optimierungspotenzial für die Auslastung der bestehenden Netzverknüpfungen gegeben ist, welches sich insbesondere durch die Überbauung und die Einbeziehung von Energiespeichern und Ladepunkten verwirklichen lässt.\r\nProblematisch ist jedoch, dass der Begriff des Energieversorgungsnetzes in EnWG sehr weit gefasst ist. Bis auf wenige Ausnahmen kann zunächst nahezu jegliche Leitungsinfrastruktur, über die Strom an Dritte verteilt wird als Energieversorgungsnetz eingestuft werden – selbst dann, wenn diese Dritten die Energie nicht selbst verbrauchen, sondern als Betreiberin von Energiespeichern im Sinne des § 3 Nr. 36 EnWG (n. F.) oder Ladepunkten für Elektromobilität speichern, umwandeln und weiterleiten. Die Einstufung als Netzbetreiberin bringt jedoch einen prohibitiven regulatorischen Aufwand mit sich. Bereits die Gefahr, durch die leitungsmäßige Verbindung von Erzeugungsanlagen mit Energiespeichern unfreiwillig als Netzbetreiberin eingestuft zu werden, hemmt heute Investitionen in Energiespeicher und Ladepunkte vor dem Netzverknüpfungspunkt.\r\nEs ist daher wichtig, zeitnah Rechtssicherheit zu schaffen und Investitionen zu ermöglichen. Hier ist der Gesetzgeber in der Pflicht, einen einheitlichen und klaren Rahmen zu schaffen, an dem sich Projektiererinnen ebenso wie Gerichte und Regulierungsbehörden orientieren können. Der BWE schlägt daher eine einfache und konkrete Neuregelung vor, die bestehende und zukünftige Flexibilitätspotenziale erschließt, ohne die Betreiberinnen der Leitungsinfrastruktur unnötig mit den regulatorischen Pflichten einer Verteilernetzbetreiberin zu belasten. Die vorgeschlagene Lösung\r\n\r\n\r\n87 § 3 Nr. 36 EnWG\r\n \r\n\r\nverbindet somit Bürokratieabbau mit einer Entlastung der Netze und trägt so zur Senkung der Netzausbaukosten und der Beschleunigung und Vergünstigung des Ausbaus Erneuerbarer Energien bei.\r\n3.18.3.1\tStatus Quo\r\nAnlagen zur Erzeugung Erneuerbarer Energie müssen für die Einspeisung mittels Leitungen und ggfs. Umspannwerken an einen Netzverknüpfungspunkt mit dem Energieversorgungsnetz verbunden werden. Diese Einspeiseinfrastruktur kann auch die Anlagen unterschiedlicher Betreiberinnen vor dem Netzverknüpfungspunkt miteinander verbinden und ist nicht als Verteilernetz zu klassifizieren.\r\nFraglich ist, ob sich durch den Anschluss von Energiespeicheranlagen im Sinne des § 3 Nr. 36 EnWG (n. F.) hieran etwas ändert. Hierzu wird im Folgenden kurz dargestellt, wer nach der aktuellen Rechtslage Netzbetreiberin ist und in welchem Rahmen Deutschland dies selbst festlegen kann. Schon heute entspricht die verstärkte Nutzung von Flexibilität bereitstellenden Anlagen den Grundlagen des Energiewirtschaftsrechts gem. § 1a Abs. 3 EnWG. Viel spricht daher für ein Verständnis der bestehenden Netzregulierung, das die Chance dieses Ausbaus nicht durch überzogene bürokratische Anforderungen größtenteils wieder entwertet. Für Investitionen braucht es aber Rechtssicherheit. Die bestehenden unionsrechtlichen Spielräume zur Abgrenzung der Verteilernetze vom unregulierten vorgelagerten Netzbereich sollten daher für die Schaffung eines rechtssicheren Investitionsrahmens ausgeschöpft werden.\r\n3.18.3.2\tWer ist Netzbetreiberin?\r\nIm deutschen Recht besonders relevant für die Frage, wer Netzbetreiberin ist, ist die Definition des Energieversorgungsnetzes in § 3 Nr. 16 EnWG. Sie lautet „Elektrizitätsversorgungsnetze […] über eine oder mehrere Spannungsebenen […] mit Ausnahme von Kundenanlagen im Sinne der Nummern 24a und 24b sowie im Rahmen von Teil 5 dieses Gesetzes Wasserstoffnetze“.\r\nDie Definitionen sind also allgemein gehalten. Eine strikte Trennung zwischen der bilanziellen Seite des Energiehandels und -verkaufs im Sinne der Energieversorgung und der physikalischen Seite der Stromweiterleitung durch geeignete Netze, Umspannwerke und den Betrieb der hierfür erforderlichen Hardware wird sprachlich nicht durchgehalten. Dies erschwert es potenziellen Investorinnen, rechtssicher abzuschätzen, wie sie einer Einordnung als Netzbetreiberin entgehen können.\r\nGleichzeitig sind die mit dem Netzbetrieb verbundenen Pflichten erheblich und stehen dem gleichzeitigen Betrieb von EE-Anlagen zum Teil gänzlich entgegen.\r\nDie Pflichten umfassen unter anderem: Die Genehmigung der Tätigkeit gem. § 4 EnWG, die Entflechtung von Netzbetrieb und übrigen Tätigkeiten (buchhalterisch, informatorisch) gem. §§ 6 ff. EnWG, eine Vielzahl einzelner Betreiberpflichten, § 11 EnWG, Systemverantwortung und Redispatch gem. §§ 13 f., 14 EnWG, die Netzausbaupflicht gem. § 14d EnWG, die Netzanschlusspflicht gem. § 17 EnWG, § 8 EEG;\r\n§ 3 KWKG, die Bereitstellungspflicht von netzzugangs- bzw. bilanzierungsrelevanten (Unter-)Zählern gem. § 20 Abs. 1d EnWG, etc. pp.\r\nAn diesen mit einem regulierten Netzbetrieb einhergehenden Pflichten wird deutlich, dass die gemeinsame Nutzung von Leitungsinfrastruktur durch Stromerzeugungsanlagen, Energiespeicher und Ladepunkte, die allesamt keine Letztverbraucher der verarbeiteten Energie sind, bei der Konzeption des Netzbegriffes noch keine Rolle gespielt hat. Bei einer wirtschaftlichen Betrachtungsweise steht hier – im Gegensatz zur Tätigkeit von Netzbetreiberinnen – nicht die allgemeine Versorgung von\r\n \r\n\r\nLetztverbrauchenden im Vordergrund, sondern die vertraglich abgesicherte Kooperation gewerblicher Teilnehmerinnen des Energiemarktes, die sich mit der Erzeugung und Umwandlung von Energie befassen und hierfür selbst bzw. gegenseitig mit der erforderlichen Infrastruktur ausstatten müssen.\r\n3.18.3.3\tEU-rechtlicher Rahmen\r\nInsbesondere die jüngsten Entscheidungen des EuGH88 und des BGH89 zur Kundenanlage haben erhebliche Zweifel aufgeworfen, inwiefern nationalrechtliche Spielräume zur Ausgestaltung der Eigenschaft als (Verteiler-)Netzbetreiberin bestehen.\r\nDie Antwort findet sich im Urteil des EuGH selbst, welcher den Nationalstaaten ausdrücklich die Kompetenz zur Abgrenzung des Verteilernetzes zuweist,90 solange sich die hierzu verwendeten Kriterien auf jene der Spannungsebene und der Kundeneigenschaft aus Art. 2 Rn. 28 der Elektrizitätsbinnenmarkt-Richtlinie91 beschränken.92 Dies lässt weiterhin die Möglichkeit zu, insbesondere die Kundeneigenschaft nationalstaatlich näher zu definieren, solange der unstrittige Kernanwendungsbereich des Begriffs nicht unterlaufen wird.93\r\nDer Vorschlag des BWE für eine regulatorische Erleichterung knüpft hier an und differenziert die Kundeneigenschaft verschiedener Anlagen nach ihrer Eigenschaft als Letztverbraucherinnen von Energie. So soll der Betrieb von Infrastrukturleitungen soll auf rechtssichere Weise außerhalb des regulierten Netzbetriebs möglich sein – wie bisher bei Einspeisung und nun ausdrücklich auch dann, wenn es um für die physikalische Strombelieferung von Anlagen geht, die die ihnen zugeleitete Energie nicht als Letztverbraucherinnen nutzen, sondern (ggf. zu anderer Zeit oder in anderer Form) in das Energiesystem zurückgeben. Solche Anlagen lassen sich als vermittelnder, nicht verbrauchender Teil des Energiesystems beschreiben, so dass sie nicht in unstrittiger Weise „Kunde“ sind und die für ihre Belieferung mit Strom erforderliche Infrastruktur europarechtskonform von der Definition eines Energieversorgungsnetzes ausgenommen werden kann.\r\nSowohl im Hinblick auf die nach Ansicht des BWE maßgebliche physikalische Betrachtungsweise als auch für die bilanzielle Betrachtungsweisen sind Energiespeicheranlagen gemäß § 36 EnWG n. F. und Ladepunkte nicht vom unstreitigen Anwendungsbereich des Begriffs „Kunde“ erfasst, da sie keine Letztverbrauchende der eingespeisten Energiemengen sind. Die rechtliche Gleichstellung von Ladepunkten mit Letztverbrauchenden in § 3 Nr. 70, 2. HS EnWG (n. F.) dient nach Ansicht des BWE regulatorischen Gründen und steht einer Berücksichtigung ihrer Funktion als Weiterleiter, nicht Endverbraucher von Energie bei der Auslegung dieses unionsrechtlichen Begriffs nicht entgegen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n88 EuGH, Urt. v. 28.11.2024, C-293/93, ECLI:EU:C:2024:992 – ENGIE Deutschland; BGH, Urt. v. 13.05.2025, EnVR 83/20,\r\n89 BGH, Beschluss vom 09.11.2025, EnVR 83/20\r\n90 EuGH, ebd. Rn. 56\r\n91 Richtline (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU., „EltRL“\r\n92 EuGH ebd. Rn. 60\r\n93 Vgl. EuGH, ebd. Rn. 62\r\n \r\n\r\n3.18.3.4\tLösungsvorschlag: Energiespeicher und Ladepunkte als Nicht-Kunden\r\nEs erscheint unstrittig, dass eine netz- und systemdienliche Ansiedlung von Anlagen zur Flexibilisierung und Sektorkopplung wirtschaftlich und politisch erwünscht und im Hinblick auf die Sektorziele des Klimaplans und unionsrechtlicher Vorgaben auch erforderlich ist. Die bestehende Rechtsunsicherheit bezüglich der Einstufung der Leitungsinfrastruktur als Verteilernetz stellt jedoch ein erhebliches Investitionshindernis dar, und verhindert somit die Nutzung vorhandener Ressourcen. Um Investitionen zu ermöglichen, muss ein rechtssicherer Raum außerhalb (aus Erzeugersicht: „vor“) dem regulierten Energieversorgungsnetzes geschaffen werden.\r\nAufgrund der Thematik der allgemeinen netzmäßigen Einstufung der Infrastruktur erscheint es systemgerecht, die Lösung im EnWG anzusiedeln, auch wenn Flexibilitäten und Sektorkopplung praktisch ausschließlich für – günstig und sauber produzierende, dezentral verortete – EEG-Anlagen erschlossen werden müssen.\r\nIm Unionsrecht befindet sich die Definition der Verteilernetze innerhalb des Begriffs der „Verteilung“ in Art. 2 Rn.28 EBM-RL, dieser wird in § 3 Nr. 108 EnWG (n. F.) für das deutsche Recht gespiegelt. Da nach dem hier unterbreiteten Vorschlag innerhalb des hier verankerten Kundenbegriffs die maßgebliche Inanspruchnahme unionsrechtlicher Spielräume erfolgt, wird vorgeschlagen, die Belieferung von Speichern und Ladepunkten vor dem Netzverknüpfungspunkt bereits in § 3 Nr. 108 EnWG ausdrücklich vom Verteilungsbegriff auszunehmen.\r\nZur Einfachheit und Klarheit der Rechtsanwendung sollte dies durch eine Änderung der EnWG-Definition des Energieversorgungsnetzes in § 3 Nr. 37 EnWG (n. F.) erfolgen. Dieser Begriff stellt den nationalrechtlichen Anknüpfungspunkt der Verteilernetzregulierung dar.\r\nEs erscheint systematisch vorzugswürdig, die Lösung an die vorhandene Definition von Energiespeichern in § 3 Nr. 36 EnWG (n. F.) anzuknüpfen.\r\nHier werden Anlagen zur direkten Verbindung von Einrichtungen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien mit Energiespeichern gem. § 36 EnWG (diese beinhalten nach der Definition auch Power-to-X-Anlagen) und Ladepunkten vor dem jeweiligen Netzverknüpfungspunkt der Anlagen (letzteres dient der Abgrenzung zu allgemeinen Verteilernetzen und zur Klarstellung, dass die Anlagen mit dem Netz verknüpft sein dürfen) von der Definition von Energieversorgungsnetzen ausgenommen.\r\nGleichzeitig wird die Definition der Verteilung in § 3 Nr. 108 EnWG angepasst, um auch bei dieser Norm zur Umsetzung des Unionsrechts die in Anspruch genommenen Spielräume bei der Definition von\r\n„Kunden“ zu verdeutlichen und die Rechtsanwendung zu vereinfachen.\r\n\r\n \r\n\r\n \r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nAdobeStock, Martin Mecnarowski\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechperson\r\nLilien Böhl | Justiziarin | l.boehl@wind-energie.de\r\n\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge:\r\nLilien Böhl | Justiziarin\r\nPhiline Derouiche | Leiterin Justiziariat\r\n\r\nMit Unterstützung durch (in alphabethischer Reihenfolge):\r\nTillman Gollan | Rechtsreferendar\r\nChristina Hasse | Fachreferentin Planung und Projektierung\r\nDr. Janna Hilger | Fachreferentin Planung/Genehmigung/Länderkoordination Luca Liebe | Senior Referent Europapolitik\r\nHannes Moser | Justiziar\r\nDr. Andreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb Tristan Stengel | Fachreferent Netze\r\nWolf Stötzel | Teamleiter Technik\r\nCornelia Uschtrin | Senior Referentin Politik und Strategie\r\n \r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nAK Beteiligung AK Energiepolitik Betreiberbeirat Bürgerwindbeirat Finanziererbeirat Gesamtvorstand\r\nJuristischer Beirat Planerbeirat\r\n\r\nDatum\r\n19. Dezember 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-12-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022174","regulatoryProjectTitle":"RED III Neuerungen über EU Grid Package","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d6/39/686804/Stellungnahme-Gutachten-SG2601280008.pdf","pdfPageCount":46,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n\r\n\r\n\r\nAuswertung EU Proposals zum EU Grids Package und Umwelt-Omnibus\r\nÄnderungen der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED) Verordnung zur Beschleunigung von Umweltprüfungen\r\n\r\nBewertung und Forderungen des BWE\tJanuar 2026\r\n \r\n\r\n\r\nInhalt\r\n1\tEinleitung\t3\r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\t3\r\n2.1\tVorschlag für Änderungen der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED) – EU Grids Package\t3\r\n2.2\tVorschlag für eine Verordnung zur Beschleunigung von Umweltprüfungen – EU Umwelt-Omnibus\r\n.\t5\r\n3\tVorschlag für eine Änderung der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED) – EU Grids Package\t7\r\n4\tVorschlag für eine Verordnung zur Beschleunigung von Umweltprüfungen – EU Umwelt-Omnibus\t26\r\nImpressum\t46\r\n \r\n\r\n\r\n1\tEinleitung\r\nMit dem European Grids Package veröffentlichte die Europäische Kommission am 10. Dezember 2025 einen Vorschlag um die Netzinfrastruktur an die Erfordernisse eines erneuerbaren, dezentralen und zu-nehmend elektrifizierten Energiesystems anzupassen. Eine leistungsfähige Netzinfrastruktur ist wesent-licher Bestandteil für den Ausbau der Erneuerbaren Energien sowie Batterie- und Energiespeichersys-temen. Im Rahmen dieses Pakets sind unter anderem auch Anpassungen der EE-Richtlinie (RED) (Richt-linie (EU) 2018/2001) geplant. Diese betreffen Gebietsausweisungen, Genehmigungsverfahren und de-ren Digitalisierung, Bürgerbeteiligung und das Repowering.\r\nMit dem EU Umwelt Omnibus (Environmental Omnibus) hat die Europäische Kommission am 10. De-zember 2025 ein Vereinfachungspaket vorgelegt, um unnötige administrative Verpflichtungen abzu-schaffen und die Bereiche Industrieemissionen, Kreislaufwirtschaft, Umweltprüfungen und Geodaten weniger komplex zu gestalten. Teil dieses Paket ist eine Verordnung zur Beschleunigung von Umwelt-prüfungen. Betroffen sind die Strategischen Umweltprüfung (SUP), die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP), die Natura2000-Prüfung (FFH und Vogelschutz) und wasserrechtliche Prüfung. Diese soll den Verwaltungsaufwand reduzieren, indem kombinierte Prüfungen und zügige Verfahren mit festen, knap-peren Fristen vorgesehen sind. Durch Digitalisierung und Errichtung einer Umweltdatenbank sollen Ge-nehmigungsprozesse weiter beschleunigt werden.\r\n\r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\r\n2.1\tVorschlag für Änderungen der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED) – EU Grids Package\r\nWir begrüßen:\r\n•\tdie Klarstellung in Art. 15c (6), dass Mitgliedstaaten sich bemühen keine Gebiete auszuweisen, in denen sich faktisch keine EE-Vorhaben realisieren lassen.\r\n•\tdie vollständige Digitalisierung des Genehmigungsprozesses in einem single digital portal. Der BWE fordert bereits die Einrichtung einer bundesweiten digitalen Umweltdatenbank (siehe Vorschlag Art. 10 (3) Regulation on speeding-up environmental assessments (COM(2025) 984)), welche dann mit dem Portal verknüpft werden kann.\r\n•\tdie Löschung von Art. 16b (2) Satz 3 unter der Bedingung, dass zugleich die Regelung des Art. 8\r\nder Verordnung … (COM(2025 894 final) eingeführt wird.\r\n•\tdie Beschleunigung von Genehmigungsverfahren außerhalb von Beschleunigungsgebieten (Art. 16b (3) Richtlinie (EU) 2018/2001), insbesondere die Genehmigungsfiktion bei Nichteinhaltung der 2-Jahres bzw. 12 Monatsfrist bei Repowering-Projekten.\r\n•\tdie Änderungen in Art. 16c (2) zum Repowering und insbesondere die Deltaprüfung der Umweltauswirkungen in Art. 16c (4). Wir begrüßen die Klarstellung, dass funktional und technisch  zwingend  mit  dem  Repowering  verbundene  Flächenanpassungen  vom\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nAnwendungsbereich der Ausnahme umfasst sind und nicht zur Auslösung zusätzlicher Prüfpflichten führen.\r\n•\tdie Streichung der Beschränkungsmöglichkeit der Mitgliedstaaten auf bestimmte Technologien und Teile ihres Gebiets (Löschung von Art. 16f) und die Ergänzung des überragenden öffentlichen Interesses um die Priorisierung in Abwägungsentscheidung und die Durchsetzung gegenüber anderen Belangen. Damit wird der nationalen Umsetzung, die kein überragendes öffentliches Interesse für WEA nach Erreichen der Flächenziele vorsieht, ausdrücklich entgegengewirkt. Zudem kann dies einen positiven Einfluss auf verbundene Anlagen wie Speicher und Ladeinfrastruktur sowie die Netze haben, die untrennbar mit der Windenergieerzeugung verbunden sind.\r\n•\tdie Klarstellung der zumutbaren Alternativstandorte und Umsetzung von Kohärenzsicherungsmaßnahmen in Art. 16g.\r\n•\tdie klaren Fristen für die Genehmigung bei Stand-Alone-Speichern.\r\n•\tdie Deltaprüfung bei der Umweltverträglichkeit von Hybridprojekten.\r\n•\tdie Bestimmung der Verfahrensdauer für Netzanschlüsse bei Repowering auf 3 Monate sowie grundsätzlich auch die Regelungen zur Annahme eines Netzanschlussbegehrens und der Netzanschlussvereinbarung.\r\n•\tWir begrüßen die Verpflichtung zur Annahme der Netzanschlussanfrage mit den begrenzten Ausnahmen und die Einschränkungen beim Abschluss einer Netzanschlussvereinbarung.\r\n\r\n\r\nWir kritisieren:\r\n•\tEinrichtung des independent facilitator als zwingende Verpflichtung für die Bürgerbeteiligung bei über 10 MW Projekten. In Deutschland bestehen bereits etablierte Beteiligungsformen und\r\n-vorgaben. Diese Regelung birgt die Gefahr einer unnötigen Überregulierung mit der Folge von zu unnötigem bürokratischen und finanziellem Aufwand, der letztlich Projekte verzögern könnte.\r\n•\tIn Art. 16f die Möglichkeit der Mitgliedstaaten, die Vermutung des überragend öffentlichen Interesses aus Denkmalschutzgründen auszuschließen, da dies den Abwägungsvorrang der Erneuerbaren Energien unterlaufen und Windenergievorhaben erneut erheblich blockieren würde.\r\n•\tdass der Netzanschlussbetreiber die Möglichkeit ein Netzanschlussbegehren abzulehnen (Art. 17 (3)). Dies sollte auf den Fall der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit beschränkt sein.\r\n•\tdass die Genehmigungsfiktion des Art. 17 (4) nicht für den Netzanschlussantrag bei Repowering Vorhaben von Wind iSv Art. 16c gilt.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nWir regen an:\r\n•\tin Art. 15c (6) explizit klarzustellen, dass über die Umweltgründe hinaus auf andere Gründe wie\r\nz.B. Luftverkehr, Militär, technische Infrastruktur etc. erweitert wird. Zudem die Klarstellung,\r\ndass es sich um mehr als eine „Bemühensklausel“ handeln sollte.\r\n•\tdie Genehmigungsfiktion in Art. 16b (3) auch auf naturschutzrechtliche Entscheidungen auszuweiten, da diese häufig außerhalb von Beschleunigungsgebieten die Verfahren verzögern.\r\n•\tden independent facilitator nicht verpflichtend auszugestalten und / oder den Mitgliedstaaten Spielraum einzuräumen, ob und wie sie die Durchführung der Bürgerbeteiligung gewährleisten und ausgestalten.\r\n•\tIn Art. 16c (2b) klarzustellen, dass sowohl tatsächliche als auch rechtliche Änderungen – einschließlich planerischer Änderungen – vom Anwendungsbereich der Regelung erfasst werden.\r\n•\tdie Kriterien in Art. 16g (1) (Zeit-Kriterium und signifikant höheren Kosten) zu konkretisieren und Empfehlungen zur Auslegung in den Erwägungsgründen aufzunehmen.\r\n•\tden Mitgliedstaaten bei den Entscheidungsmöglichkeiten des Netzbetreibers bei Netzanschlussanträgen mehr Spielraum zu belassen und zudem die Nichteinhaltung der Verfahrensdauer für den Netzanschluss zu sanktionieren (Art. 17).\r\n•\tdie Ablehnung des Netzanschlussbegehrens auf den Fall der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit zu beschränken und grundsätzlich einen Anspruch auf Netzanschluss zu verankern. Auch auf Unionsebene sollte – wie bereits auf nationaler Ebene – Pflichten für die Netzbetreiber ergänzt werden, dass ein Anschluss ermöglicht, z.B. durch Ausbau des Netzes oder Bau eines Umspannwerks, werden muss. (Art. 17 (3)).\r\n•\tdie Genehmigungsfiktion des Art. 17 (4) für den Netzanschlussantrag auf das Repowering von WEA iSv Art. 16c zu erweitern.\r\n2.2\tVorschlag für eine Verordnung zur Beschleunigung von Umwelt-prüfungen – EU Umwelt-Omnibus\r\nWir begrüßen:\r\n•\tden gesamten Vorschlag der EU Kommission, insbesondere\r\no\tdie Vermeidung von Doppelprüfungen (Art. 4);\r\no\tden\tZugriff\tfür\tPlanungsträger*innen\tauf\tDaten\tbereits\tdurchgeführter Umweltprüfungen (Art. 4 Abs. 5);\r\no\tdie Beschränkung der UVP bei Änderungen, Erweiterungen oder Verlängerungen des Vorhabens (Art. 5);\r\no\tden „Paradigmen-Wechsel“ durch die Regelung, dass Tötungen oder Störungen von geschützten Arten (nach Vogelschutz- oder FFH-RL) nicht als vorsätzlich im Sinne dieser\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nRichtlinien gewertet werden, wenn angemessene und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen ergriffen wurden sowie das Abstellen auf die Auswirkungen auf die Population und nicht das Individuum (Art. 8).\r\no\tdie Digitalisierung des Genehmigungsprozesses und die Schaffung einer Umweltdatenbank (Art. 10).\r\nWir kritisieren:\r\n•\tdie 60-Tage-Frist für die UVP-Vorprüfung. Die stellt eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage mit der 6-Wochen-Frist (42 Tage) in § 7 Abs. 6 UVPG dar (Art. 7).\r\n\r\n\r\nWir regen an:\r\n•\tklarzustellen, auf welcher Ebene Umweltprüfungen zusammengefasst werden dürfen und dies auf die horizontale Ebene zu beschränken. Eine Zusammenfassung von Umweltprüfungen auf vertikaler Ebene, würde Planungs- und Zulassungsebene vermischen, wodurch die Gefahr bestünde, dass in der Planungsebene Anforderungen an die Umweltprüfung gestellt werden, die erst für die Zulassungsebene erforderlich sind. Dies könnte zu erheblichen Verzögerungen in der Planaufstellung führen (Art. 4).\r\n•\tdas  Kritierium  der  „likely  to  have  significant  effects“  im  Gesetzestext  oder  den\r\nErwägungsgründen weiter zu konkretisieren (Art. 5).\r\n•\tden Zeitpunkt der Geltendmachung von Einwänden im Verwaltungsverfahren näher zu definieren, z.B. durch Ablauf einer Einwendungsfrist. Andernfalls besteht die Gefahr, dass die Einwendungen erst kurz vor Erteilung der Genehmigung geltend gemacht werden. (Art. 6).\r\n•\tdie Begriffe „best available technologies“ und „occasional killing or disturbance“im Gesetzestext oder den Erwägungsgründen zu konkretisieren. Zudem sollten Bewertungsmaßstäbe ergänzt werden, auf welcher (Daten-)Grundlage die Behörde die Minderungsmaßnahmen bewerten soll, denn in der Praxis fehlen häufig genau die Datengrundlagen zur Größe einer Population. Zudem sollte klargestellt werden, dass Maßnahmen zum Schutz eines Individuums nach dem rechtlichen status quo als populationsschützende Maßnahmen gelten oder welchen alternativen Maßnahmen in Frage kommen. (Art. 8)\r\n \r\n\r\n\r\n3\tVorschlag für eine Änderung der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED) – EU Grids Package1\r\nRot = gelöschte Vorschriften\r\n\r\nGesetzestext\tWesentliche Inhalte (deutsch)\tBWE Einschätzung / Forderung\r\nArt. 2 Definitions\r\n(10b) ‘stand-alone energy storage’ means energy storage\r\nthat is not combined with an energy-producing facility\r\n(10e) ‘hybrid plant’ means a renewable energy plant that combines multiple renewable energy technologies, or that combines one or more renewable energy technologies with energy storage\r\n(10f) ‘procedure for a grid connection permit’ means the procedure from the project developer’s complete request for a connection to the grid up to the system\t\t\r\nArt. 15c (6)\r\nMember States shall endeavour not to designate large areas where the installation of renewable energy plants and their related infrastructure is legally or de facto restricted due to environmental reasons, including protection of landscape, unless they can demonstrate that those types of plants and their related infrastructure would result in irreversible damage in the area which\t\r\nArtikel 15c der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um eine Verpflichtung für die Mitgliedstaaten einzuführen, keine gro-ßen Gebiete auszuweisen, in denen die Er-richtung von Projekten im Bereich erneuer-bare Energien aus Umweltgründen, ein-schließlich des Landschaftsschutzes.\t\r\nDies stellt eine wichtige und begrüßenswerte Klarstel-lung gegenüber den Mitgliedstaaten dar, dass keine Gebiete ausgewiesen werden sollen, in denen sich Er-neuerbare-Energien-Technologien faktisch nicht reali-sieren lassen. In den Beschleunigungsgebieten für Windenergie muss sichergestellt sein, dass sich die Windenergie tatsächlich durchsetzt, da es nicht nur um\r\n\r\n1 Proposal for a Directive of the European Parliament and oft he Council amending Directives (EU) 2018/2001, (EU) 2019/944, (EU) 2024/1788 as regards acceleration of permit-granting proce-dures, Art. 1 - Amendments to Directive (EU) 2018/2001 (COM(2025) 1007 final).\r\n \r\n\r\n\r\n\r\ncannot be mitigated or compensated for during the environmental assessment pursuant to Directive 2011/92/EU and, where relevant, the appropriate assessment pursuant to Article 6(3) of Directive 92/43/EEC\t\tdie Schaffung von rechtlichen Rahmenbedingungen geht, sondern um praktische Auswirkungen auf den Ausbau von Erneuerbaren Energien. Das bedeutet, dass die Formulierung in Art. 15c (6) die Absicht der Richtlinie   unterstreicht,   dass   großflächige\r\n„Verbotsgebiete“ für Erneuerbare-Energien-Technologien grundsätzlich nicht festgelegt werden dürfen – es sei denn, es gibt unwiderlegbare Beweise dafür, dass die Umsetzung der Projekte irreparable Schäden verursachen würde.\r\nDer BWE fordert, dass die Klarstellung über die Umweltgründe hinaus auf andere Gründe wie z.B. Luftverkehr, Militär, technische Infrastruktur, Bodengrund,\tSteillagen\terweitert\twird. Dementsprechend müsste die Formulierung „due to environmental reasons, including protection of landscape” gestrichen werden.\r\nEs sollte zudem klargestellt werden, dass es sich hierbei um mehr als eine „Bemühensklausel“ handelt. Anstelle von „shall endeavour“ sollte eine verbindlichere Formulierung wie „must not endeavour“ verwendet werden, um eine klarere Verpflichtung für die Mitgliedstaaten zu formulieren. Diese Änderung würde nicht nur Neuausweisungen betreffen, sondern\r\nauch  die  Bestimmung  von  Tabukriterien.  Eine\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\tKlarstellung in diesem Zusammenhang wäre wichtig, um sicherzustellen, dass nicht nur neue Gebiete, sondern auch bestehende große Gebiete, die für den Ausbau erneuerbarer Energien geeignet sind, von pauschalen Einschränkungen betroffen werden (Konkret: „...designate new and existing large…“).\r\nDie beschleunigende Wirkung der RED III ergibt sich ge-rade aus der Einführung der Beschleunigungsgebiete, die einen wesentlichen Beitrag zur Erreichung der Aus-bauziele bis 2030 leisten sollen. Der BWE weist darauf hin, dass die Mitgliedstaaten gemäß Artikel 15c RED III verpflichtet sind, bis spätestens 21. Februar 2026 in ausreichendem Umfang Beschleunigungsgebiete für eine oder mehrere Erneuerbare-Energien-Technolo-gien auszuweisen. Zwar liegt die konkrete Ausgestal-tung und der Umfang dieser Gebiete im Ermessen der Mitgliedstaaten; Ziel muss es jedoch sein, eine erhebli-che Gesamtfläche sicherzustellen, die effektiv zur Ver-wirklichung der unionsweiten Ziele für erneuerbare Energien beiträgt (vgl. Artikel 15c Absatz 3 RED III).\r\nArt. 15d (3) und (4)\r\n(3) Member States shall adopt measures to ensure that a share of the benefits of renewable energy projects with an installed capacity above 10 MW is passed on, directly\t\r\nArtikel 15d der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um Maßnahmen für die Mitgliedstaaten einzuführen, mit denen sichergestellt  wird,  dass  ein  Teil  der\t\r\nDer BWE begrüßt grundsätzlich die Regelung zur Bürgerbeteiligung. Jedoch müssen verpflichtende Regelungen zur Bürgerbeteiligung verhältnismäßig sein und dürfen Projekte wirtschaftlich nicht unrentabel\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nor indirectly, to local citizens and communities in proximity to those projects.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n(4)\tMember States shall designate and finance an independent facilitator to promote dialogue between the project developer and the general public for renewable energy projects with an installed capacity above 10MW. The facilitator shall only intervene upon request by any of the relevant parties and shall:\r\n(a)\tfacilitate public consultations, as necessary, including early consultations during the phase prior to the permit application;\r\n(b)\tengage to find solutions to address potential concerns raised by local communities.\r\n(c)\tensure support and transparency in the choice of the type of benefit sharing measure, where relevant.\r\nMember States may set up a fee, paid by project developers, to finance the services of the facilitator.\tVorteile von Projekten im Bereich erneuerbare Energien an die lokalen Bürger und Gemeinden weitergegeben wird, sowie eine Verpflichtung zur Benennung und Finanzierung eines unabhängigen Vermittlers zur Förderung des\tDialogs\tzwischen\tdem Projektentwickler und der Öffentlichkeit.\tmachen. Um dies zu garantien sollte Abs. 3 noch um folgenden Satz ergänzt werden: „Those measures shall be proportionate and designed in a way that promotes public support for projects without endangering their economic feasability.“\r\n\r\n\r\nDer BWE kritisiert die verpflichtende Einbindung eines Vermittlers für die Beteiligung der Lokalbevölkerung bei mehr 10 MW Projekten. Die Ausgangslage ist in den Mitgliedstaaten sehr unterschiedlich und gerade in Deutschland sind lokale Beteiligungen bereits gänige Praxis und teilweise gesetzlich geregelt (§ 6 EEG oder Beteiligungsgesetze der Länder). Innerhalb des bestehenden\tRahmens\tkönnen Windenergieunternehmen bereits maßgeschneiderte, auf die Vor-Ort-Bedarfe abgestimmte Angebote umsetzen – denn die Branche möchte sich beteiligen. Der BWE warnt jedoch vor einer unnötigen Überregulierung. Wir sehen die Gefahr, dass der verpflichtende Einsatz eines Vermittlers zu unnötigem bürokratischen und finanziellem Aufwand führt, der letztlich (vor allem kleinere) Projekte noch verzögern könnte.\r\nDer BWE regt daher an den Einsatz eines Vermittlers nicht als Verpflichtung auszugestalten und / oder den\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\tMitgliedstaaten mehr Spielraum bei der Umsetzung einzuräumen, um auf die nationalen Gegebenheiten entsprechend einzugehen (z.B. Festlegung einer eigenen MW-Grenze oder Anhebung der Grenze auf 50MW). Bislang wurden im Rahmen der EU-Regulierung lediglich freiwillige Optionen (z.B. Energy Sharing oder Energy Communities) oder Toolboxen mit bewährten Verfahren als unverbindliche Leitlinien für die Mitgliedstaaten bereitgestellt. Dies bietet sich auch hier an.\r\nArt. 16 (3)\r\nDie Antragsteller dürfen die einschlägigen Unterlagen in digitaler Form einreichen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nArt. 16 (3a)\r\nMember States shall set up a single digital portal at national level for all the steps of the permit-granting\tArtikel 16 der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um die Mitgliedstaaten zu verpflichten, auf nationaler Ebene ein einziges digitales Portal für alle Schritte der Genehmigungsverfahren für Projekte im Bereich\terneuerbare\tEnergien, Speicherung und Netze einzurichten. Dieses Portal wird auch Zugang zu allen Daten über Artenbeobachtungen und anderen Umwelt- und Geodaten haben, die von den zuständigen Umweltbehörden gemäß Artikel 10 Absatz 3 der Verordnung [Regulation on speeding-up environmental assessments  (COM(2025  874),  siehe\tEs ist unklar, was mit der Pflicht ist, dass Mitgliedstaaten dafür sorgen bis zum 21. November 2025 alle Genehmigungsverfahren in elektronischer Form durchzuführen, passieren soll. Diese Regelung bleibt weiterhin bestehen und wurde von Mitgliedstaaten bereits umgesetzt. Unklar ist, ob diese Pflicht in einem widersprüchlichen Verhältnis zum einzuführenden single digital portal steht. Im Hinblick auf den von der Bundesregierung angestrebten Bürokratieabbau würde eine Löschung der Vorschrift eine hemmende Wirkung auf den Prozess der Digitalisierung der Genehmigungsverfahren nehmen.\r\n\r\nDer BWE begrüßt die dadurch entstehende Einheitlichkeit und Klarheit im Genehmigungsprozess.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nprocedures for renewable energy, storage and grid projects.\r\nApplicants shall submit permit applications and all relevant documents required for the permit-granting procedure only through the single digital portal. The single digital portal shall automatize the attribution of permit applications to the competent authorities, which shall process the relevant applications and documents in electronic form and interact with the applicants directly in the single digital portal.\r\nThe single digital portal shall include features allowing the applicant to be informed about all steps of the permit-granting procedure, the status of the procedure and of the decisions of the relevant authorities, and to check compliance with the permit-granting deadlines set in this Directive. The single digital portal shall ensure access to the relevant environmental and geological data and decisions available in the single digital geographic information system-based portal referred to in Article 10(3) of Regulation [xxxxx] of the European Parliament and of the Council.\r\nThe single digital portal shall publish annual statistical data regarding the duration of permit-granting procedures, clearly identifying the different steps of the\tunten] des Europäischen Parlaments und des Rates zur Verfügung gestellt werden.\tDie Digitalisierung der Prozesse ist dringend erforderlich und die Abbildung und Durchführung in einem Portal ist daher sehr begrüßenswert. Der BWE fordert bereits auf nationaler Ebene eine bundesweite digitale Umweltdatenbank, welche sich dann in das Portal integrieren lassen würde.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\npermit-granting procedure and their duration. This data shall be publicly available.\r\nThe single contact point or points referred to in paragraph 3 shall have access to all relevant data and information available in the portal, in order to perform its duties.\t\t\r\nArt. 16b Abs. 2 Satz 3\r\nWurden im Rahmen eines Projekts im Bereich der erneu-erbaren Energie die erforderlichen Minderungsmaßnah-men getroffen, so gelten Tötungen oder Störungen der gemäß Artikel 12 Absatz 1 der Richtlinie 92/43/EWG und Artikel 5 der Richtlinie 2009/147/EG geschützten Arten nicht als absichtlich.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nArt. 16b (3)\r\nIn the permit-granting procedure referred to in paragraph 1 and in paragraph 2, second subparagraph,\t\r\nArtikel 16b der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um den Verweis auf die vorsätzliche Tötung oder Störung der Arten zu streichen, wenn notwendige Minderungsmaßnahmen getroffen wurden und um eine stillschweigende Genehmigung\tfür\tdas Genehmigungsverfahren außerhalb von Gebieten zur Förderung erneuerbarer Energien einzuführen.\t\r\nDer BWE begrüßt die Löschung dieser Vorschrift unter der Bedingung, dass die Einführung von Art. 8 der Verordnung … (COM(2025) 984 final) erfolgt. Nur so bleibt die europarechtliche Klarstellung der Absichtlichkeit erhalten bzw. wird sinnvollerweise vom Indiviuenschutz zum Populationsschutz umgestellt. Wird dies nicht sichergestellt, so kommt es zu einer Verschlechterung der aktuelle Rechtslage. Da sich diese Änderung der RED im EU Grids Package befindet und die Einführung von Art. 8 der Verordnung … Teil des Umwelt-Omnibus ist, muss, selbst bei Einführung von Art. 8, sichergestellt werden, dass keine Zwischenphase existiert, in der diese Regelung wegen der Löschung von Art. 16b (2) 3 nicht mehr gilt.\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt grds. die Genehmigungsfiktion und die\tVerfahrensdauerbegrenzung\tbei\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nMember States shall ensure that the lack of reply by the relevant competent authorities or entities within the established deadline results in the specific steps to be considered as approved, except for environmental decisions and grid connection permits, or where the principle of administrative tacit approval does not exist in the national legal system of the Member State concerned. All decisions shall be made publicly available, including final decisions granted tacitly.\t\tGenehmigungsverfahren\t\taußerhalb\tvon Beschleunigungsgebieten. Allerdings werden sich die praktischen Auswirkungen für die Beschleunigung jedoch in Grenzen halten, da gerade die naturschutzrechtliche\tEntscheidung\t\tin Genehmigungsverfahren\t\taußerhalb\tvon Beschleunigungsgebieten häufig der Grund für die lange Verfahrensdauer ist. Da die Genehmigungsfiktion hierfür nicht greift, ist zu erwarten, dass die Wirkung in der Praxis begrenzt bleibt. Der BWE regt an die Genehmigungsfiktion auch auf naturschutzrechtliche Entscheidungen auszuweiten. Nur so kann verhindert werden, dass die Entscheidungsfindung durch die Umweltbehörden ohne Begrenzung herausgezögert wird.\r\nArt. 16c (1)\r\nFührt das Repowering von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie nicht zu einer Erhöhung der Kapazität einer Anlage zur Erzeugung von erneuerbarer Energie um mehr als 15 %, so stellen die Mitgliedstaaten sicher, dass Genehmigungsverfahren für Anschlüsse an das Übertragungs- oder Verteilernetz unbeschadet der Prüfung potenzieller Umweltauswirkungen gemäß Absatz  2  innerhalb  von  drei  Monaten  nach  der\r\nAntragstellung bei der betreffenden Stelle genehmigt\t\r\nArtikel 16c der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um spezifische Vorschriften aufzunehmen, die das Repowering trotz Änderungen der Landnutzung erleichtern und die Umweltanforderungen für das Repowering von Windenergieprojekten zu vereinfachen, wenn keine zusätzliche Landfläche genutzt wird.\t\r\nDer BWE begrüßt die Neuregelungen zum Netzanschluss bei Repowering in Art. 17 und unterstützt damit die Löschung dieser Regelung.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nwerden, sofern keine begründeten Sicherheitsbedenken bestehen und keine technische Inkompatibilität mit Netzkomponenten vorliegt.\r\nArt. 16c (2b)\r\nMember States shall ensure that a change in the status of the land where a renewable energy installation is placed does not prevent that installation from being repowered.\t\t\r\n\r\n\r\n\r\nDer BWE bewertet die vorgesehene Regelung als teilweise unklar, da nicht hinreichend deutlich wird, welche Arten von Statusänderungen der Richtliniengeber erfassen möchte. Aus Sicht des BWE sollte daher ausdrücklich klargestellt werden, dass sowohl tatsächliche als auch rechtliche Änderungen – einschließlich planerischer Änderungen – vom Anwendungsbereich der Regelung umfasst sind. Eine solche Klarstellung ist von zentraler Bedeutung. In der Praxis stellen nachträgliche Änderungen etwa in der Raumordnung,\tim\tNaturschutz-\toder Immissionsschutzrecht ein erhebliches Risiko für bestehende Standorte dar und können das Repowering von Altanlagen maßgeblich beeinträchtigen oder verhindern.\r\nDie Regelung sollte die Möglichkeit der Weiternutzung bzw.\tModernisierung\t\tvorhandener Windenergieanlagenstandortestärken und die dringend\t\tbenötigte\tInvestitions-\tund Planungssicherheit schaffen. Nur so leistet sie einen wesentlichen  Beitrag  zur  Ausschöpfung  des\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nArt. 16c (4)\r\nWhere the repowering of wind energy installations increases the total capacity of the installation without using additional land surface and complies with the applicable environmental mitigation measures established for the original wind energy installation, the project shall be exempt from any applicable requirements to carry out a screening process pursuant to Article 16a(4), to determine whether the project requires an environmental impact assessment pursuant to Article 4(2) of Directive 2011/92/EU or Article 5 of Regulation [xxxxx] of the European Parliament and of the Council, or to carry out an environmental impact assessment pursuant to Article 4(1) of Directive 2011/92/EU.\t\tRepowering-Potenzials als kosteneffizientem Hebel zur Erreichung der Ausbauziele.\r\n\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt grundsätzlich die vorgesehene Ausnahme\tvon\t\tScreening-\tund Umweltverträglichkeitsprüfungspflichten\t\tfür Repowering-Vorhaben, die ohne zusätzliche Flächeninanspruchnahme erfolgen und den für die bestehende Windenergieanlage festgelegten umweltrechtlichen Vorgaben entsprechen. Aus Sicht des BWE stellt dies einen zentralen Schritt zur wirksamen\t\tBeschleunigung\t von Genehmigungsverfahren dar.\r\nGleichzeitig erscheint unklar, wie das Erfordernis einer fehlenden zusätzlichen Flächeninanspruchnahme auszulegen ist. Es bleibt offen, ob der Richtliniengeber die Ausnahme ausschließlich auf absolut standortgleiche Repowering-Vorhaben beschränken will oder ob auch Standortverschiebungen in begrenztem Umfang erfasst sein sollen, sofern die Gesamtflächeninanspruchnahme nicht zunimmt. Sollte erstere Auslegung maßgeblich sein, hätte die Regelung nur einen sehr eingeschränkten Anwendungsbereich\r\nund würde insbesondere für zahlreiche Repowering-\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\tKonstellationen nach § 16b BImSchG nicht zur Anwendung kommen.\r\nZudem ist darauf hinzuweisen, dass Repowering-Vorhaben in der Praxis regelmäßig nicht vollständig ohne zusätzliche Flächeninanspruchnahme realisiert werden können. Moderne Anlagentypen erfordern häufig größere Kranstellflächen, temporäre Nebenanlagen sowie angepasste oder neu angelegte Zuwegungen. Insbesondere im Wald sind damit infrastrukturell bedingte Rodungen verbunden. Vor diesem Hintergrund bedarf es einer Klarstellung, dass funktional und technisch zwingend mit dem Repowering verbundene Flächenanpassungen vom Anwendungsbereich der Ausnahme umfasst sind und nicht zur Auslösung zusätzlicher Prüfpflichten führen.\r\nArt. 16f\r\nDie Mitgliedstaaten können in hinreichend begründeten Einzelfällen die Anwendung dieses Artikels im Einklang mit den Prioritäten ihrer gemäß den Artikeln 3 und 14 der Verordnung (EU) 2018/1999 vorgelegten integrierten nationalen Energie- und Klimapläne auf bestimmte Teile ihres Hoheitsgebiets sowie auf bestimmte Arten von Technologie oder Projekten mit bestimmten technischen Eigenschaften beschränken.\r\nDie Mitgliedstaaten unterrichten die Kommission über\t\r\nArtikel 16f der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um die Möglichkeit für Mit-gliedstaaten zu streichen, die Anwendung des überragenden öffentlichen Interesses einzuschränken, und um die Anwendung der Vermutung des überragenden öffentli-chen Interesses auf Konflikte auszuweiten,\t\r\nDer BWE begrüßt die Streichung dieser Vorschrift. Die Regelung, die den Mitgliedstaaten erlaubt hat, die An-wendung des Artikels in hinreichend begründeten Ein-zelfällen auf bestimmte Gebiete, Technologien oder Projekttypen zu beschränken. Dies stärkt die Verbind-lichkeit der Richtlinienvorgaben und schafft ein klare-res, einheitlicheres Regelungsniveau für alle Mitglied-staaten.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\ndiese angewandten Beschränkungen, wobei auch die Gründe für diese Beschränkungen anzugeben sind.\r\nArt. 16f\r\nUntil climate neutrality is achieved, Member States shall ensure that, in the permit-granting procedure, the planning, construction and operation of plants and installations for the production of energy from renewable sources, and their connection to the grid, the related grid itself, storage assets and recharging stations are presumed as being in the overriding public interest and, in such case, are given priority when balancing legal interests other than those referred to in the first paragraph. Member States may exclude the application of this presumption for the purpose of protecting culture heritage on the basis of legal criteria to ensure harmonized implementation.\tbei denen die widerstreitenden Interessen über Umweltbelange hinausgehen.\t\r\n\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt die Ergänzung des Art. 16f und die damit verbundene Klarstellung, dass Vorhaben im überragenden öffentlichen Interesse auch zu einer bestimmten Abwägungsentscheidung führen sollen. Damit wird der nationalen Umsetzung, die kein überragendes öffentliches Interesse für WEA nach Erreichen der Flächenziele vorsieht, ausdrücklich entgegengewirkt. Diese Klarstellung könnte positiven Einfluss auf die Behördenpraxis haben. Besonders positiv ist, dass neben der eigentlichen Stromerzeugung auch Netze, Speicher und Ladeinfrastruktur einbezogen werden, da der erfolgreiche Ausbau der Windenergie untrennbar mit einer leistungsfähigen Infrastruktur verbunden ist.\r\nKritisch sieht der BWE hingegen die vorgesehene Möglichkeit der Mitgliedstaaten, die Vermutung des überragenden öffentlichen Interesses aus Gründen des Denkmalschutzes\tauszuschließen.\tDer Abwägungsvorrang der erneuerbaren Energien gilt bislang grundsätzlich auch gegenüber Belangen des\r\nDenkmalschutzes. Eine solche Einschränkung birgt die\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\tGefahr, dass Windenergievorhaben erneut in erheblichem Umfang durch den Denkmalschutz blockiert werden und die intendierte Beschleunigungswirkung der Regelung unterlaufen wird.\r\nArt. 16g Absence of alternative or satisfactory solutions and implementation of compensatory measures for the purpose of Article 6(4) of Directive 92/43/EEC\r\n1.\tWhen assessing whether satisfactory alternative solutions to projects of renewable energy plants, the connection of such plants to the grid, the related grid itself and storage assets exist for the purposes of Articles 6(4) and 16(1) of Directive 92/43/EEC, Article 4(7), point (d), of Directive 2000/60/EC and Article 9(1) of Directive 2009/147/EC, the condition of having no satisfactory alternatives shall be fulfilled if there are no satisfactory alternative solutions capable of achieving the same objective of the project in question in terms of the development of the same renewable energy capacity through the same energy technology within the same or similar timeframe and without resulting in significantly higher costs.\r\n2.\tWhen implementing compensatory measures for projects of renewable energy plants, the connection of such plants to the grid, the related grid itself and storage\t\r\n\r\n\r\nArtikel 16g wird in die Richtlinie (EU) 2018/2001 aufgenommen, um den Umfang\tder\tBewertung zufriedenstellender Alternativlösungen und die Anforderung zur Anwendung von Ausgleichsmaßnahmen für die Zwecke des einschlägigen Umweltrechts der Union zu präzisieren.\t\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt die Klarstellung zu zumutbaren Alternativstandorten. Auf nationaler Ebene findet sich insbesondere für Wind bereits eine weitergehende Regelung in § 45b Abs. 8 BNatSchG, wann alternative Standorte zumutbar sind. Für Vorhaben außerhalb von Beschleunigungsgebieten sieht § 45b Abs. 8 Nr. 3 BNatSchG einen 20 km-Radius für den Alternativstandort vor. Dieser Radius ist nicht praxistauglich und muss deutlich geringer sein.\r\nDer BWE regt an, das Zeit-Kriterium und die signifikant höheren Kosten weitergehend zu konkretisieren und Empfehlungen zur Auslegung in den Erwägungsgründen aufzunehmen. Die Ausführungen hierzu im Erwägungsgrund 12 helfen der Auslegung nicht weiter. Über eine Konkretisierung des Zeitkriteriums könnte der Radius der Standortalternativenprüfung  konkretisiert  und  der\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nassets, for the purpose of Article 6(4) of Directive 92/43/EEC, Member States may, in justified cases and where it can be reasonably demonstrated that the plan or project would not irreversibly affect the ecological processes essential for maintaining the structure and functions of the site and compromise the overall coherence of the Natura 2000 network before compensatory measures are put into place, allow for such compensatory measures to be carried out in parallel with the implementation of the project . Member States shall allow for those compensatory measures to be adapted over time in accordance with the precautionary principle, depending on whether the significant negative effects are expected to arise in the short, medium or long term.\t\tbestehende 20 km-Radius idealerweise reduziert werden. Alternativ käme eine Ergänzung des Abs. 1 um ein konkretes räumliches Kriterium in Frage. Durch die Konkretisierung sollte idealerweise erreicht werden, dass vollständig andere Standorte gar nicht mehr in Betracht kommen können, sondern nur geringe örtliche Verschiebungen (Micro Siting) erfasst sind.\r\nDer BWE begrüßt die Möglichkeit und ausdrückliche Klarstellung, dass Kohärenzsicherungsmaßnahmen auch parallel zum Projekt umgesetzt werden können.\r\nArt. 16h Permit-granting procedure for stand-alone energy storage other than hydrogen storage\r\n1. The permit-granting procedure for stand-alone energy storage, other than hydrogen storage, shall cover all relevant administrative permits to build, repower and operate stand-alone storage, including grid connection permits and, where required, environmental assessments and permits. The permit-granting procedure shall comprise all administrative stages from\r\nthe acknowledgment of the completeness of the permit\t\r\n\r\n\r\nArtikel 16h wird in die Richtlinie (EU) 2018/2001 aufgenommen, um das Genehmigungsverfahren für eigenständige Energiespeicher, mit Ausnahme von Wasserstoffspeichern, zu regeln.\t\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt den Vorschlag. Klare und verbindliche Fristen verbessern die Planbarkeit von Projekten erheblich und tragen dazu bei, dringend benötigte Speicherprojekte zu beschleunigen. Regelungen, die verhindern, dass Anträge durch den Netzbetreiber abgelehnt werden, wären eine sinnvolle\r\n \r\n\r\n\r\n\r\napplication to the notification of the final decision on the outcome of the permit-granting procedure by the relevant competent authority or authorities. Within 30 days of receipt of an application for a permit, the competent authority shall acknowledge the completeness of the application or, if the applicant has not sent all the information required to process the application, request that the applicant submit a complete application without undue delay. The date of acknowledgement of the completeness of the application by the competent authority shall serve as the start of the permit-granting procedure.\r\n2. Member States shall not require any administrative permit, including environmental ones, with the exception of grid connection permits, for the installation of stand-alone storage, other than hydrogen storage, with a total installed capacity of 100 kW or less. By way of derogation from Article 2(1) of Directive 2011/92/EU, the installation of that storage shall be exempt from the requirement applicable pursuant to Article 2(1) of that Directive, to carry out a dedicated environmental impact assessment. Member States shall restrict the application of this subparagraph in Natura 2000 areas and other areas under national protection schemes and cultural or historical heritage protected areas.\t\tErgänzung (Verweis auf die Ausführungen zu Art. 17 Abs. 3).\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n3. Member States shall ensure that the permit-granting procedures, including grid connection permits and, where required, environmental assessments, shall not exceed six months for stand-alone energy storage, other than hydrogen storage, with a total installed capacity above 100 kW. However, in the case of pumped hydropower storage, the permit-granting procedure shall not exceed two years.\t\t\r\nArt. 16j Permit-granting procedure for the hybridisation of renewable energy plants\r\n1.\tWhere the hybridisation of a renewable energy power plant is subject to a screening process pursuant to Article 16a(4), to a determination whether the project requires an environmental impact assessment or to an environ-mental impact assessment pursuant to Article 4 of Di-rective 2011/92/EU, such a screening process, determi-nation or environmental impact assessment shall be lim-ited to the potential impact arising from the addition compared to the original project.\r\n2.\tIn cases of change of the use status of land on which renewable energy projects are installed, Member States shall ensure that the operation and hybridisation of those renewable energy projects can still occur.’;\t\r\n\r\n\r\nArtikel 16j wird in die Richtlinie (EU) 2018/2001 aufgenommen, um das Genehmigungsverfahren\tfür\tdie Hybridisierung von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien zu regeln.\t\r\nDer BWE begrüßt den Vorschlag, der die Bedeutung hybrider Projekte zu Recht unterstreicht. Die Genehmigung und Netzanbindung weiterer hybrider Erneuerbare-Energien-Anlagen ist ein entscheidender nächster Schritt in der Energiewende. Hybride Projekte ermöglichen eine sehr effiziente Nutzung der Netzkapazitäten und stabilisieren das Energiesystem, indem sie Schwankungen ausgleichen, bevor diese das öffentliche Netz erreichen. .\r\nArt. 17 Procedures for grid connection permits\t\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n1.\tMember States shall ensure that the procedures for the grid connection permit do not exceed:\r\n(a)\tone month for the solar energy equipment and co-located energy storage referred to in Articles 16d(2), the stand-alone energy storage referred to in Article 16h(2), and the recharging stations referred to in Article 16i(2);\r\n(b)\tthree months for the installation of the solar energy equipment and co-located energy storage referred to in Article 16d(1), and the repowering or hybridisation of existing renewable energy plants referred to in Articles 16c and 16j, unless there are justified safety concerns or there is technical incompatibility of the system components or, if due to the size of the capacity increase, more time is required to carry out the assessment.\r\n2.\tWithin the deadlines set out in Article 16a(1), Article 16b(1), and paragraph 1 of this Article, the system operator shall choose one of the following actions:\r\n(a)\twhere there is sufficient capacity and the requested connection does not affect grid stability, reliability and safety, accept the requested grid connection and grant the connection,\r\n(b)\twhere there is insufficient grid capacity, propose, where  technically  possible,  a  flexible  connection\tArtikel 17 der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um alle Bestimmungen zum Netzanschluss zu konsolidieren, ihren Anwendungsbereich zu erweitern und klare Regeln für die Verfahren zur Erteilung von\tNetzanschlussgenehmigungen einzuführen, einschließlich gezielter Fristen für den Anschluss bestimmter Projekte.\tDer BWE begrüßt die Begrenzung der Dauer von Netzanschlussverfahren und die Pflicht des Netzbetreibers den Antrag auch zwingend innerhalb der Frist anzunehmen, wenn genügend Netzkapazität besteht. In Deutschland dauert die Bearbeitung von Netzanschlussbegehren durch den Netzbetreiber deutlich länger. Aktuell hat er eine Frist von 8 Wochen, um überhaupt erst mal auf den Antrag zu antworten, die jedoch in den seltensten Fällen eingehalten wird. Das Überschreiten der Frist wird bisher auch nicht sanktioniert (BWE fordert das).\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt grds. die Regel, dass der Netzbetreibers die Anfrage an des Netzanschlussnehmers annehmen muss, wenn genügend Kapazität vorhanden ist. Die deutschen Regeln sehen hier aber noch weitergehende Pflichten und Möglichkeiten vor einen alternativen Netzanschlusspunkt und ggfs. sogar einen Netzausbau zu verlangen. Der BWE regt an diesen Spielraum den Mitgliedstaaten beizubelassen und dies in der Regelung\r\nklarzustellen. Die aktuelle Formulierung von Abs. 2\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nagreement in accordance with Article 6a of Directive (EU) 2019/944.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n3. Where a proposal for an agreement referred to in paragraph 2, point (b), is rejected by the project developer, the system operator shall, on justified grounds of safety concerns or technical incompatibility of the system components, propose an alternative grid connection point, an alternative provisional date for the grid connection, or, if not possible, reject the connection request.\t\tsuggeriert, dass diese Abweichungsmöglichkeit nicht mehr bestehen soll, was für die Praxis nachteilige Folgen hätte. Der BWE regt an bei Nichteinhaltung der Fristen Sanktionierungsmöglichkeiten für die Mitgliedstaaten vorzusehen.\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt grds. die Möglichkeit eine flexible Netzanschlussvereinbarung abzuschließen, wenn nicht ausreichend Kapazität vorhanden ist. Die klaren Folgen bei Ablehnung der Netzanschlussvereinbarung durch den Anschlussnehmer sowie die Begrenzung der Ablehnungsgründe des Netzbetreibers und seine Pflichten Alternativen bereitzustellen (Abs. 3) sind gut, könnten wir für den Netzbetreiber auch noch stärker eingeschränkt werden, um die Ablehnung oder die dadurch faktisch zwingende Annahme der flexiblen Netzanschlussvereinbarung zu verhindern.\r\nDer BWE kritisiert, dass der Netzanschlussbetreiber die Möglichkeit hat aus den genannten Gründen das Netzanschlussbegehren abzulehnen. Nach der aktuellen Rechtslage in Deutschland ist dies faktisch nicht möglich; ganz ausnahmsweise im Fall von wirtschaftlicher Unzumutbarkeit (vgl. § 8 EEG). In Deutschland besteht ein Anspruch auf Netzanschluss.\r\nDer Netzbetreiber muss im Zweifel sogar seine Leitung\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n4. The lack of reply by the distribution system operator within the deadline established in paragraph 1, point (a), shall result in the connection permit being considered as granted, provided that the capacity of the solar energy equipment, the energy storage or the recharging stations does not exceed the available existing capacity of the connection to the distribution grid.\t\tertüchtigen oder ein neues Umspannwerk bauen und die Kapazität entsprechend erweitern, um Anschlussmöglichkeiten zu schaffen. Diese Regelung würde aktuell bestehende Ansprüche auf Netzanschluss unterlaufen.\r\nDer BWE regt daher an, dass auch auf Unionsebene eine Pflicht zum Ausbau des Netzes für den Netzbetreiber, um einen Anschluss zu ermöglichen ergänzt wird. Die Ablehnung des Begehrens soll nur in engen und eindeutig definierten Ausnahmenfällen, wie wirtschaftliche Unzumutbarkeit, greifen.\r\n\r\n\r\nDer BWE kritisiert, dass die Genehmigungsfiktion der Netzanschlussanfrage nicht auch für das Repowering von WEA (Art. 17 Abs. 2 b)) gilt. Der BWE regt an diese auch für das Repowering von WEA zu gergänzen. Andernfalls ist die Möglichkeit der Sanktionierung bei Nichteinhaltung der Frist zwingend (s.o.).\r\n \r\n\r\n\r\n4\tVorschlag für eine Verordnung zur Beschleunigung von Umweltprüfungen – EU Umwelt-Omnibus2\r\n\r\nGesetzestext\tWesentliche Inhalte (deutsch)\tBWE Einschätzung / Forderung\r\nArticle 1 Scope\r\nThis Regulation applies to environmental assessments and screening of plans, programmes and projects falling within the scope of Directives 2000/60/EC, 2001/42/EC, 2009/147/EC, 2011/92/EU and 92/43/EEC.\t\r\nDie Verordnung gilt für Umweltprüfungen von Plä-nen, Programmen und Vorhaben, die unter die Was-serrahmenRL, die SUP-RL, die VogelschutzRL, die UVP-RL und die FFH-RL.\t\r\nDer BWE begrüßt die Rechtswahl der Verord-nung und den Anwendungsbereich mit der Er-fassung aller relevanten Richtlinien für Um-weltprüfungen.\r\nArticle 2 Definitions\r\n1.\tFor the purposes of this Regulation, the definitions in Directives 2001/42/EC and 2011/92/EU shall apply, except where a term defined in those Directives is defined otherwise in this Regulation.\r\n2.\tThe following definitions shall also apply:\r\n(a)\t‘reasoned conclusion’ means the opinion or decision of the competent authority finalizing its examination of the environmental effects of a project;\r\n(b)\t‘scoping’ means the procedure to be carried out by the competent authority determining the scope and level of detail of the environmental information to be\t\r\nDiese Bestimmung enthält Definitionen der in dem Vorschlag verwendeten Begriffe, wie z. B. „Scoping“ oder „Screening“, die in der Richtlinie über die Um-weltverträglichkeitsprüfung und der Richtlinie über die strategische Umweltprüfung noch nicht definiert sind, um Rechtssicherheit und Vorhersehbarkeit der Verfahren zu gewährleisten.\t\r\n\r\n2 Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council on speeding-up environmental assessments (COM(2025) 984 final).\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nprovided in the form of an environmental assessment report for the plan, programme or project;\r\n(c) ‘screening’ means the procedure to be carried out by the competent authority determining whether plans, programmes or projects are to be subject to an environmental assessment because of their likely significant effects on the environment.\t\t\r\nArticle 3 Environmental single point of contact\r\n1.\tBy [OP please insert – 6 months after the entry into force of this Regulation], Member States shall establish or designate environmental single points of contact at the relevant administrative level for environmental assessments. Each single point of contact shall be responsible for facilitating and coordinating all aspects of the environmental assessments under this Regulation, including for providing information on when an application is considered to be completed in accordance with Article 7 of this Regulation.\r\n2.\tWhere a single point of contact is required for an overall permit-granting process pursuant to other Union or national legislation, the environmental single point of contact referred to in paragraph 1 shall be the same as the one established for that overall permit-granting procedure.\t\r\nDiese Bestimmung regelt die Einrichtung von zentra-len Anlaufstellen für Umweltfragen.\r\nFrühere und laufende Initiativen zielten darauf ab, die Mitgliedstaaten zur Einrichtung einer „einzigen Anlaufstelle“ (SPOC) zu verpflichten, und einige Mit-gliedstaaten haben diese möglicherweise bereits auf eigene Initiative eingerichtet, um Projektentwicklern die Genehmigungsverfahren insgesamt zu erleich-tern und zu koordinieren. Soweit diese Initiativen noch keine solche SPOC für das gesamte Genehmi-gungsverfahren vorsehen, wird mit dem Vorschlag eine einzige Anlaufstelle für Umweltfragen für alle Umweltprüfungen im Zusammenhang mit einem Projekt eingerichtet.\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n3. Member States shall provide tools to help developers identify the appropriate established or designated contact point on the online portal set up in accordance with Article 10.\r\n4. The environmental single point of contact established or designated pursuant to paragraph 1 shall be the sole point of contact for the developer for the environmental assessments under this Regulation. It shall coordinate and facilitate the submission of all relevant documents and information and shall notify the project promoter of the outcome of the comprehensive decision.\t\t\r\nArticle 4 Streamlining of environmental assessment procedures\r\n1. In the case of plans, programmes, or projects for which the obligation to carry out assessments of the effects on the environment or screening arises simultaneously from any two or more of the Directives referred to in Article 1(1), Member States shall establish a coordinated or joint procedure fulfilling all the requirements of those Directives.\r\nUnder the coordinated procedure referred to in the first subparagraph, a competent authority shall coordinate the  various  individual  assessments  of  the\t\r\n\r\n\r\nDiese Bestimmung zielt darauf ab, die verschiedenen Umweltprüfungsverfahren zu straffen, die gemäß den EU-Rechtsvorschriften für ein und denselben Plan, dasselbe Programm oder dasselbe Projekt er-forderlich sein können.\r\nDiese Bestimmung stellt sicher, dass bei Plänen, Pro-grammen oder Projekten, für die eine Verpflichtung zur Durchführung von Umweltverträglichkeitsprü-fungen oder einer Vorprüfung gemäß der Richtlinie\r\n2001/42/EG, der Richtlinie 2011/92/EU, Richtlinie\t\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt diese Regelung. Eine koordinierte und zentrierte Prüfung der relevanten Umweltvorgaben kann unnötige Doppelprüfungen vermeiden und zu einer weitergehenden Beschleunigung der Genehmigungsverfahren, insbesondere auch außerhalb von Beschleunigungsgebieten führen.\r\nPositiv bewertet der BWE die Zusammenfassung\tmehrerer\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nenvironmental impact of a particular plan, programme or project required by the relevant Directives.\r\nUnder the joint procedure referred to in the first subparagraph, a competent authority shall provide for a single assessment of the environmental impact of a particular plan, programme or project required by the relevant Directives.\r\n2.\tMember States shall establish appropriate mechanisms for coordination and cooperation at strategic and project level among all their competent authorities involved in environmental assessments or screenings of plans, programmes or projects. Where a plan, programme or project is subject to a coordinated procedure for assessment under both Directives 2001/42/EC and 2011/92/EU, the procedural steps under those Directives shall be combined.\r\n3.\tIn the case of plans, programmes or projects for which the obligation to carry out assessments of the effects on the environment arises simultaneously from two or more of the Directives referred to in Article 1(1), Member States shall issue one single opinion on the scope and level of detail of the information to be included in the environmental assessment report.\t92/43/EWG des Rates, Richtlinie 2009/147/EG und Richtlinie 2000/60/EG erfolgt. Die Mitgliedstaaten wenden koordinierte oder gemeinsame Verfahren an, die alle Anforderungen dieser Rechtsakte der Union erfüllen.\r\nDamit wird den Bedenken der Interessengruppen Rechnung getragen, dass die Dauer der Genehmi-gungsverfahren zwischen den Mitgliedstaaten sehr unterschiedlich ist, da einige Mitgliedstaaten die Umweltprüfungsverfahren so weit wie möglich kom-binieren, während andere verlangen, dass ein Prü-fungsverfahren abgeschlossen sein muss, bevor das nächste durchgeführt werden kann.\tUmweltprüfungen in einer einzigen Prüfung sowie die Festlegung eines einheitlichen Prüfungsmaßstabs.\tDies\tvermeidete Doppelprüfungen (Abs. 3).\r\nGleichzeitig ist aus Sicht des BWE klarzustellen, dass die Zusammenfassung nur innerhalb der jeweiligen horizontalen Ebene gilt. Andernfalls bestünde die Gefahr, dass Anforderungen der Zulassungsebene bereits auf die Planungsebene (z. B. Bauleitplanung oder Landesplanung) übertragen werden. Dies könnte dazu führen, dass wegen der umfangreichen Umweltprüfungen auf Planungsebene die Planaufstellung eher verzögert als beschleunigt wird. Planungsverfahren könnten sich über Jahre ziehen, wodurch die 5-Jahres-Frist für die Aktualität der Umweltdaten wiederum gerissen würde und dann auf Zulassungsebene doch erneut Datenerhebungen und Prüfungen notwendig würden.\r\nDer BWE begrüßt, dass Behörden und die Öffentlichkeit parallel beteiligt werden, sofern sichergestellt ist, dass die Öffentlichkeit alle\r\nrelevanten Informationen hat (Abs. 4). Durch\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n4.\tCompetent authorities shall consult the public concerned by the environmental decision-making procedure relating to a plan, programme or project subject to an assessment in accordance with paragraph 1 at the same time as they consult the authorities likely to be concerned by that plan, programme or project by reason of their specific environmental responsibilities or local and regional competences referred to in Article 6(2) of Directive 2001/42/EC and Article 6(1) of Directive 2011/92/EU.\r\n5.\tMember States shall ensure that the results of other relevant environmental assessments under Union or national legislation are made available to developers for their preparation of the environmental reports referred to in Article 5 of Directive 2011/92/EU within reasonable timelines, respecting the limitations with regard to commercial and industrial confidentiality, including intellectual property, data protection and the safeguarding of the public interest. When preparing an environmental assessment report, the developer of a project shall be allowed to use data or information as old as five years, provided that the data into the report take into account the site-specific conservation objectives of Natura 2000 sites where relevant, more\r\nrecent data is not available, and the environmental\t\tden parallelen Ablauf von Verfahrensschritten wird der gesamte Prozess beschleunigt.\r\nDer BWE begrüßt die Regelung in Abs. 5, dass Planungsträger*innen Zugriff auf bereits durchgeführte Umweltprüfungen erhalten sollen. Der BWE fordert bereits die Schaffung einer\tbundesweiten\tdigitalen Umweltdatenbank mit perspektivisch auch Nutzungsrechten für Planungsträger*innen. Eine Umweltdatenbank erleichtert die Erhebung, Verarbeitung und Bereitstellung von umweltrelevanten Daten, insbesondere bei beschleunigten Genehmigsverfahren wie bei\r\n§ 6b WindBG. Für die Datenbank fordert der BWE, dass nur Daten aus bereits bestandskräftig\tabgeschlossenen Genehmigungsverfahren\t\tweitergegeben werden sowie Daten aus den letzten 4 Jahren (ab Zeitpunkt der Bestandskraft der Genehmigung) rückwirkend eingespeist werden. So können die Interessen der Vorhabenträger*innen während laufender Genehmigungsverfahren\t\t\tausreichend geschützt werden. Wichtig ist ein Gleichlauf der\r\neingespeisten Daten aus privaten Vorhaben\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nconditions in which the data were collected have not substantially changed in a way that is likely to influence the environmental impact assessment.\t\tund durch Behörden bzw. beauftragten Dritten erhobenen Daten.\r\nArticle 5 Changes to projects\r\n1.\tChanges or extensions of projects, such as repurposing of pipelines or of industrial sites, and extension of their operation period and modifications to ensure decarbonisation, shall only be subject to screening by the competent authorities in order to determine if they are likely to have significant effects on the environment. Those changes or extensions shall be subject to an environmental assessment only where they involve major works that represent risks that are similar to or greater than, in terms of their effects on the environment, to those posed by the original project.\r\n2.\tFor changes or extensions of projects which are likely to have significant effects on the environment in another Member State or where a Member State that is likely to be significantly affected so requests, the Member State in whose territory the project is intended to be carried out shall ensure that Article 7 of Directive 2011/92/EU is applied.\t\r\nDiese Bestimmung stellt klar, wann Änderungen an Projekten eine Umweltverträglichkeitsprüfung er-fordern würden.\r\nErwägungsgrund 22:\r\nWhile the Court of Justice of the European Union has consistently held that the wording of Directive 2011/92/EU indicates that it has a wide scope and a broad purpose, it has also considered that that Di-rective must be interpreted as not requiring that any project likely to have a significant effect on the envi-ronment be made subject to the environmental im-pact assessment provided for in that directive, but only those referred to in Annexes I and II of that Di-rective. In particular, the Court of Justice has held that certain extensions to projects falling under An-nexes I and II of that Directive, do not, as such, fall under the projects categories covered by those provi-sions.\t\r\nDer BWE begrüßt diese Einschränkung der UVP bei Änderungen oder Erweiterungen sowie die Verlängerung des Betriebs von Vorhaben darauf, dass sie nur bei umfangreichen Arbeiten, die ähnliche Umweltauswirkungen und Risiken bergen wie das Ursprungsvorhaben erforderlich ist (eine Art Deltaprüfung). Für die Weiternutzung oder das Repowering von Anlagen kann eine erneut erforderliche UVP den Genehmigungsprozess erheblich verzögern.\r\nDer BWE regt an das Kriterium der „likely to have significant effects“ im Gesetzestext oder den Erwägungsgründen noch weiter zu konkretisieren.\r\nArticle 6 Substantial preclusion\t\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nIn the context of judicial proceedings relating to environmental assessments within the meaning of this Regulation, Member States may preclude arguments from being raised before a court of law where they were not raised during the administrative stage, as long as the competent authority made available the necessary information in due time so that those arguments were known or could have been known and reviewed during the administrative stage leading to the authorisation of the project, without prejudice to the right of access to justice.\tDiese Bestimmung sieht die Möglichkeit vor, dass die Mitgliedstaaten die Option einer wesentlichen Präk-lusion in Gerichtsverfahren einführen. Argumente, die nicht in der Verwaltungsphase vorgebracht wur-den, können vor Gericht nicht geltend gemacht wer-den, unbeschadet des Rechts auf Zugang zu Gerich-ten.\tDer BWE begrüßt diese Regelung. So können spätere Einwände in einem Gerichtsverfahren gegen den Plan oder das Vorhaben nicht mehr vorgebracht werden und diesen/dieses nicht verzögern. Der BWE regt an den Zeitpunkt der Geltendmachung im Verwaltungsverfahren noch näher zu definieren (z.B. durch den Ablauf einer Einwendungsfrist). Andernfalls besteht die Gefahr, dass Einwendungen erst kurz vor Erteilung der Genehmigung geltend gemacht werden.\r\nArticle 7 Duration of screening and environmental assessments\r\n1.\tWhere a project falls within the scope of Directive 2011/92/EU Member States shall ensure that:\r\n(a)\tfor projects subject to screening, the competent authorities carry out that screening within a period of maximum 60 days from the date that the developer has submitted all information required; for changes or extensions of projects referred to in Article 5 of this Regulation, that timeline shall be a maximum of 45 days;\r\n(b)\tfor projects subject to an environmental assessment, the competent authority issues an opinion\t\r\nDiese Bestimmung zielt darauf ab, maximale Fristen für die Umweltverträglichkeitsprüfung gemäß den UVP- und SUP-Richtlinien festzulegen, um der allge-meinen Forderung nach einer Beschleunigung der Umweltprüfungen nachzukommen.\t\r\nDer BWE begrüßt grds. die klaren zeitlichen Beschränkungen des Screenings und Fristen für bestimmte Verfahrensschritte.\r\nZu a): Der BWE kritisiert die Frist von 60 Tagen für die UVP-Vorprüfung. Dies stellt faktisch eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage dar, denn derzeit muss die Behörde innerhalb von 6 Wochen, also 42 Tagen, feststellen, ob eine UVP notwendig ist oder nicht. (vgl. § 7 Abs. 6 UVPG). Diese Frist wird allerdings in der Praxis häufig nicht eingehalten.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\non the scope and level of detail of the information to be included in an environmental assessment report within a period of maximum 30 days from the date on which the developer has submitted its request for an opinion;\r\n(c)\tthe time-frames for consulting the public concerned on the environmental report referred to point (b) is between 30 and 90 days;\r\n(d)\twithin 30 days following the completion of the respective consultations under Articles 6 and 7 of Directive 2011/92/EU, the competent authority acknowledges the completeness of the information provided by the developer which is necessary to take an informed decision on the environmental effects of the project. This information shall include the necessary information gathered pursuant to Articles 5, 6 and 7 of Directive 2011/92/EU including, where relevant, specific assessments required under other Union legislation.\r\nIf, before the end of the 30 days period, the competent authority considers that it does not have all necessary information to make the informed decision, the developer shall submit that information within a reasonable timeframe. Following the acknowledgment of completeness referred to in this point, the developer\t\tZu b) und c): Der BWE begrüßt die Scoping-Frist. Diese existiert derzeit im nationalen Recht nicht. Damit es nicht zu Verzögerungen kommt, sollte klargestellt werden, dass die Fristen aus lit. b) und c) gemeinsam eine Höchstfrist darstellen, also insgesamt maximal 90 Tage für beide Schritte. Dadurch wird eine Addition der Fristen verhindert.\r\nZu d): Der BWE begrüßt grundsätzlich die Frist für die Vollständigkeitsprüfung und die weitere Frist in e). Allerdings ist nicht ganz nachvollziehbar,\twarum\tdie Vollständigkeitsprüfung erst nach formeller Öffentlichkeits- und Behördenbeteiligung (Art. 5-7 UVP-RL) erfolgen soll. Hier bedürfte es einer Klarstellung, auf was genau sich die Vollständigkeitsprüfung bezieht.\r\nZu e): Der BWE begrüßt generell die Frist für die\tbegründete Bewertung der Umweltauswirkungen. Im deutschen Verfahrensrecht wird die abschließende Bewertung gem. § 21 Abs. 1a Nr. 2b) 9. BImSchV\t\tim\tRahmen\tdes Genehmigungsbescheids getroffen. Der BWE\r\nweist darauf hin, dass es durch diese Vorschrift\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nshall not be asked to provide any new information unless duly justified.\r\n(e) the competent authority issues a reasoned conclusion on the environmental assessment of the project within a maximum of 90 days following the acknowledgement of completeness referred to in point (d).\r\nThe deadlines set out in this paragraph shall also apply in case of joint or coordinated procedures where the assessment of the environmental effects of a project under Directive 2011/92/EU is combined with assessments under Directives 92/43/EEC, 2000/60/EC or 2009/147/EC.\t\tnicht zu einem zusätzlichen Verfahrensschritt bei der Erteilung der Genehmigung kommen sollte, welcher den Prozess unnötig verzögern würde.\r\nArticle 8 Protected species\r\n1. When the implementation of plans or when the construction, operation or decommissioning of projects result in the occasional killing or disturbance of birds protected under Directive 2009/147/EC or other species protected under Directive 92/43/EEC, such killing or disturbance of protected species shall not be considered to be deliberate within the meaning of Article 5 of Directive 2009/147/EC and Article 12(1) of Directive 92/43/EEC, provided that the plan or project\r\nhas adopted appropriate and proportionate mitigation\t\r\nDiese Bestimmung legt fest, dass gelegentliche Schä-den an geschützten Vogelarten und anderen Arten während der Projektdurchführung nicht als vorsätz-lich im Sinne der Richtlinie 2009/147/EG und der Richtlinie 92/43/EWG angesehen werden, wenn ge-eignete und verhältnismäßige Ausgleichsmaßnah-men ergriffen und die besten verfügbaren Technolo-gien berücksichtigt werden, wobei die Mitgliedstaa-ten verpflichtet sind, die Wirksamkeit zu überwa-\t\r\nDer BWE begrüßt diese Klarstellung besonders, da sinnvollerweise nicht mehr auf die Individuen- sondern die Populationsebene abgestellt werden soll. Mit der Änderung von erforderliche\t\tMinderungsmaßnahmen („necessary mitigation measures“) (Art. 16b Abs. 2 S. 3 Richtlinie (EU) 2018/2001 (REDIII) in angemessene\tund\tverhältnismäßige Minderungsmaßnahmen  „appropriate  and\r\nproportionate  mitigation  measures  and\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nmeasures and considering the best available technologies to avoid such killing and to prevent disturbance.\r\n\r\n\r\n2. When assessing whether those mitigation measures are appropriate and proportionate to comply with Article 5 of the Birds Directive and Article 12(1) of the Habitats Directive, the competent authority shall take into account whether they ensure that significant adverse impacts on the population of the species concerned is avoided, despite the possible existence of negative impacts on individual specimens of those species. Member States shall ensure that those measures are applied and their effectiveness is monitored and that, in the light of the information gathered, further measures are taken as required to ensure that there are no significant adverse impacts on the population of the species concerned.\tchen und die Maßnahmen anzupassen, um erhebli-che Auswirkungen auf die Populationen der Arten zu verhindern.\tconsidering the best available technologies to avoid such killing and to prevent disturbance“ erfolgt eine Umstellung vom Individenschutz im Einzelfall auf einen Populationsschutz. Der BWE regt eine weitergehende Klarstellung, was unter  „best  available  technologies“  und\r\n„occasional killing or disturbance” zu verstehen ist im Gesetzestext oder in den Erwägungsgründen an. In Erwägungsgrund 34 finden sich hierzu bisher keine Hinweise.Es sollte in jedem Fall verhindert werden, dass durch eine weite Auslegung eine dynamische Anpassungspflicht an die aktuell beste Technologie gefolgert wird\r\nDarüberhinaus begrüßt der BWE, dass diese Regelung bestätigt, dass bei Umsetzung von Minderungmaßnahmen\tdie Verbotsvorschriften mangels Absichtlichkeit nicht mehr greifen. Dies schützt vor Drittklagen.\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt diese Regelung, insbesondere die Vernachlässigbarkeit des Verlusts von einzelnen Individuen. Zudem kann\r\ndie  Angemessenheit  der  Maßnahme  nur\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\twiderlegt werden, wenn eine Wirkung auf die Population und nicht auf das Exemplar zu erwarten ist. Sollten dennoch Auswirkungen auf die Population zu erwarten sein, dann könnte der Mitgliedstaat diesen durch Artenhilfsmaßnahmen entgegenwirken. Die Verantwortung für unabsichtliche Tötungen tragen nun – richterweise – nicht mehr die Vorhabenträger*innen.\r\nDer BWE schlägt vor, die Grundlage (z.B. Daten), auf welcher die Behörde diese Entscheidung treffen soll, weiter zu konkretisieren. In der Praxis fehlen häufig genau diese Datengrundlagen zur Größe einer Population (z.B. bei Fledermäusen). Unionsrechtlicher Bewertungsmaßstäbe (z.B. im Annex in der Toolbox) wären hierfür hilfreich für die Behörden und würden eine zügige Anwendbarkeit unterstützen.\r\nZudem regt der BWE an klarzustellen, dass Maßnahmen zum Schutz eines Individuums (nach dem rechtlichen status quo) auch als populationsschützende Maßnahmen gewertet\r\nwerden können. Alternativ ist klarzustellen,\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\twelche Maßnahmen dann in Frage kommen (FCS oder CEF?).\r\nArticle 9 Environmental assessment of transboundary effects\r\n1.\tWhere a plan, programme or project falling within the scope of this Regulation requires decisions to be taken in two or more Member States, the relevant national competent authorities shall take all necessary steps for efficient and effective cooperation and communication among themselves. Member States shall endeavour to provide for joint procedure and unique point of contact with regard to the assessment of the environmental effects of the plan, programme or project. Upon request from the Member States concerned by a plan, programme or project, the Commission shall act as a facilitator to support cooperation between concerned national competent authorities and facilitate agreement on joint procedure.\r\n2.\tParagraph 1 is without prejudice to more detailed procedures, including cross-border joint procedures, provided for in other Union legislation regarding cooperation between authorities as regards environmental assessment of transboundary effects.\t\r\n\r\n\r\nDie Bestimmung schreibt eine wirksame Zusammen-arbeit zwischen den nationalen Behörden bei der Be-wertung grenzüberschreitender Umweltauswirkun-gen für Pläne vor, die Entscheidungen mehrerer Staaten erfordern, wobei die Kommission als Ver-mittler für gemeinsame Verfahren zur Verfügung steht.\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nArticle 10 Online accessibility of information and digitalisation of the environmental assessments\r\n1.\tFrom [OP: please insert the date = six months after the date of entry into force of this Regulation], developers shall be allowed to submit any information related to the environmental assessments and screening procedures in electronic form.\r\n2.\tFrom [OP: please insert the date = six months after the date of entry into force of this Regulation], Member States shall provide developers and the public with access to the following information as regards plans, programmes or projects, online and in a centralised and easily accessible manner:\r\n(a)\tThe environmental single points of contact referred to in Article 3;\r\n(b)\tthe progress of the environmental assessments and screening procedures, including the upcoming steps of the procedure and the timeline of those steps, as well as information on dispute settlement;\r\n3. From [OP: please insert the date = twelve months after the date of entry into force of this Regulation], Member States shall ensure that reports and data resulting  from  environmental  assessments  and\r\nscreening procedures, related decisions and monitoring\t\r\n\r\n\r\nDiese Bestimmung zielt darauf ab, die Verfahren zur Folgenabschätzung und die damit verbundene Da-tenverwaltung vollständig zu digitalisieren. In der Zwischenzeit sollte es Projektentwicklern gestattet sein, ihre Anträge digital einzureichen.\t\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt die Regelungen in diesem Artikel ausdrücklich. Die vollständige Digitalisierung für die Umweltprüfungen ist unbedingt notwendig, um Verfahren zu beschleunigen.\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt die Möglichkeit, dass Planungsträger*innen\tZugriff\tauf Umweltinformationen haben. Der BWE fordert bereits die Schaffung einer bundesweiten digitalen Umweltdatenbank mit perspektivisch auch\tNutzungsrechten\t für Planungsträger*innen (s.o. Art. 4). Die klaren Umsetzungsfristen für die Einrichtung und Umstellung auf digitale Prozesse sind sehr positiv zu bewerten.\r\nDer BWE begrüßt die Schaffung eines central online portal für die Verfahren der Umweltprüfung und mit Zugang zu Umweltinformationen in einer Datenbank.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nof environmental effects and procedures are made and remain publicly available in a digital format through a central online portal, in a manner that is compatible with the preservation of business secrets and Union or national data protection requirements. That portal shall be based on a digital geographic information system and shall include all available data on species observations and other environmental and geological data.\r\n4. From [OP: please insert the date = twenty-four months after the date of entry into force of this Regulation], Member States shall ensure that environmental assessment and screening procedures are fully digitalized and enable the re-use of data and documents held by public authorities at national level as well as the sharing of such data between Member States, developers and the public, in a seamless manner. Where appropriate, such procedures shall be interoperable with European Digital Identity Wallets and European Business Wallets. From that date, Member States shall also take the necessary measures to enhance the efficiency and effectiveness of their environmental assessment and screening procedures, including through the use of automated systems. These\r\nautomated systems shall be aligned with relevant Union\t\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\npolicies, respect data protection and privacy laws, and adhere to principles of transparency and accountability, including human decisional control.\t\t\r\nArticle 11 Administrative costs of environmental assessments\r\nMember States shall endeavour to waive administrative charges and fees associated with environmental assessments for developers falling within the definition of small mid-cap enterprises under Recommendation (EU) 2025/1099 or within the definition of small and medium-sized enterprises under Recommendation 361/2003/EC.\t\r\n\r\n\r\nDiese Bestimmung ermutigt die Mitgliedstaaten, die mit den Umweltprüfungen für ein bestimmtes Pro-jekt verbundenen Verwaltungskosten (Abgaben) zu tragen, um die Kosten für Projektentwickler bei den erfassten vorrangigen Projekten zu senken.\t\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt diese Aufforderung der Mitgliedstaaten Verwaltungskosten für Umweltprüfungen zu senken oder gänzlich zu erlassen.\r\nArticle 12 Resources and training\r\nMember States shall ensure that the environmental single point of contact and all competent authorities responsible for any step in the screening and environmental assessments procedures, including all procedural steps, have a sufficient number of qualified staff and sufficient financial, technical and technological resources necessary, including, where appropriate, for up-skilling and re-skilling of staff, for the effective performance of their tasks under this Regulation and under the Directives referred to in Article 1.\t\r\nDiese Bestimmung verpflichtet die Mitgliedstaaten, dafür zu sorgen, dass die einheitliche Anlaufstelle für Umweltfragen und die für die Prüfung und Umwelt-verträglichkeitsprüfung zuständigen Behörden über ausreichendes Personal und ausreichende Ressour-cen verfügen, einschließlich Möglichkeiten zur Wei-terqualifizierung und Umschulung, damit sie ihre Aufgaben gemäß dieser Verordnung und den damit verbundenen Richtlinien wirksam erfüllen können. Diese Bestimmung zielt darauf ab, die administrati-\t\r\nDer BWE begrüßt diese Regelung. Für eine Umsetzung der ambitionierten Regelungen für die Beschleunigung von Umweltprüfung bedarf es ausreichend geschulten Personals sowie technischer und finanzieller Ressourcen in den Behörden.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\tven und technischen Kapazitäten in den Mitglied-staaten zu stärken, um schnelle und qualitativ hoch-wertige Umweltverträglichkeitsprüfungen zu ermög-lichen.\t\r\nArticle 13 Applicability of United Nations Economic Commission for Europe Conventions\r\nMembers of the public shall be afforded the right of access to environmental information, participation in decision making and access to justice concerning plans, programmes or projects referred to in Article 1(1), in line with the United Nations Economic Commission for Europe (UNECE) Convention on Access to Information, Public Participation in Decision-making and Access to Justice in Environmental Matters, signed at Aarhus on 25 June 1998, and under the UNECE Convention on environmental impact assessment in a transboundary context, signed at Espoo on 25 February 1991 and its Protocol on Strategic Environmental Assessment, signed in Kyiv on 21 May 2003.\t\r\n\r\n\r\nDiese Bestimmung soll an die Rechte der Öffentlich-keit erinnern, die gemäß den Übereinkommen von Aarhus und Espoo das Recht auf Zugang zu Umwel-tinformationen, Beteiligung an Entscheidungspro-zessen und Zugang zu Gerichten haben.\t\r\nArticle 14 Toolbox for strategic sectors or categories\r\n1. The provisions set out in the Annex shall apply where existing sectorial Union legislation defines strategic sectors or categories of strategic projects and aims to\r\nspeed up permitting, provided that those projects\t\r\nDiese Bestimmung bezieht sich auf eine Toolbox, die für strategische Sektoren oder Kategorien gilt und im Anhang aufgeführt ist.\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\ncontribute to resilience and decarbonisation or resource efficiency.\r\n\r\n\r\nThe Commission is empowered to adopt an implementing act identifying strategic projects for the construction and renovation of residential affordable or social buildings, as well as the necessary infrastructure that directly serves those buildings. The provisions set out in the Annex shall apply to those projects.\r\n2. The provisions set out in the Annex shall also apply to strategic sectors or categories of projects defined in future Union legislation which refers to this Regulation, provided that those projects contribute to resilience and decarbonisation or resource efficiency.\t\t\r\nArticle 15 Notification of national implementing rules and measures\r\nIf Member States lay down rules and measures on the practical implementation of this Regulation, they shall notify the Commission of those rules and measures and, without delay, of any subsequent amendments affecting them.\t\t\r\nArticle 16 Entry into force and application\t\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nThis Regulation shall enter into force on the 20th day following that of its publication in the Official Journal of the European Union.\r\nArticle 3(1) and Article 10 shall apply as of the date provided for in those provisions.\r\nThis Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.\t\tDer BWE begrüßt die Rechtswahl der Verordnung und die daraus folgende unmittelbare Anwendbarkeit der Regeln. Zudem begrüßt der BWE die ambitionierten Vorgaben für die Umsetzung der digitalen Portale in den Mitgliedstaaten. Hierauf warten die Beteiligten der Umweltprüfungen schon seit Jahren.\r\nAnnex\r\nToolbox for strategic sectors or categories\r\nI. Overriding public interest\r\nFor projects referred to in Article 14(1) of this Regulation and where Union legislation refers to this provision according to Article 14(2) of this Regulation, then, with regard to the environmental assessments and the obligations referred to in Article 4(7) of Directive 2000/60/EC, Article 9(1), point (a), of Directive 2009/147/EC, Articles 6(4) and 16(1) of Directive 92/43/EEC, certain projects developed for strategic sectors or categories shall be considered to be of public interest and may be considered to have an overriding public interest and to serve the interests of public health and safety provided that all the conditions set out in those Directives are fulfilled.\t\r\n\r\n\r\n\r\nBestimmte Projekte, die für strategische Sektoren oder Kategorien entwickelt wurden, gelten als im öf-fentlichen Interesse liegend und können als von überwiegendem öffentlichem Interesse und im Inte-resse der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit lie-gend angesehen werden, sofern alle in diesen Richt-linien festgelegten Bedingungen erfüllt sind.\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nWhen assessing the fulfilment of the conditions referred to in paragraph 1, the strategic nature of the project, shall be given specific consideration. In such case, Member States may, in duly justified and specific circumstances, to restrict the application of this paragraph to certain parts of their territory, to certain types of technology or to projects with certain technical characteristics.\r\nII. Tacit approval\r\nFor projects referred to in Article 14(1) of this Regulation and where Union legislation refers to this provision according to Article 14(2) of this Regulation, then, in the authorisation procedures for projects developed for strategic sectors or categories, Member States shall ensure that the lack of reply by the relevant competent authorities within the established deadline results in the specific intermediary administrative steps to be considered as approved, except where the specific project is subject to an environmental impact assessment pursuant to Directives 2000/60/EC, 2009/147/EC, 2011/92/EU or Directive 92/43/EEC or where the principle of administrative tacit approval does not exist in the national legal system of the Member State concerned.\t\r\nBeschränkungsmöglichkeit in Ausnahmefällen\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nDie Mitgliedstaaten stellen sicher, dass das Ausblei-ben einer Antwort der zuständigen Behörden inner-halb der festgelegten Frist dazu führt, dass die spezi-fischen verwaltungsrechtlichen Schritte als geneh-migt gelten, es sei denn, das spezifische Projekt un-terliegt einer Umweltverträglichkeitsprüfung gemäß den einschlägigen Umwelt-Richtlinien. (Genehmi-gungsfiktion)\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nThe previous paragraph shall not apply to final decisions on the outcome of the permit-granting procedure, which shall be explicit. All decisions shall be made publicly available.\r\nIII. Dispute settlement\r\nFor projects referred to in Article 14(1) of this Regulation and where Union legislation refers to this provision according to Article 14(2) of this Regulation, then all dispute resolution procedures, litigation, appeals and judicial remedies related to projects within strategic sectors or categories before any national courts, tribunals or panels, including with regard to mediation or arbitration, where they exist in national law, shall be treated as most expeditious if and to the extent to which national law provides for such expediated procedures and provided that the usually applicable rights of defence of individuals or of local communities are respected.\tDer vorstehende Absatz gilt nicht für endgültige Ent-scheidungen über das Ergebnis des Genehmigungs-verfahrens, die ausdrücklich zu treffen sind.\r\n\r\n\r\n\r\nAlle Gerichtsverfahren sollten als besonders eilig be-handelt werden, sofern und soweit das nationale Recht solche beschleunigten Verfahren vorsieht und vorausgesetzt, dass die üblicherweise geltenden Verteidigungsrechte von Einzelpersonen oder loka-len Gemeinschaften gewahrt bleiben.\t\r\n \r\n\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europä-ischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechperson\r\nLaura Sophie Hemper | Justiziarin | l.hemper@wind-energie.de\r\n\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nElisabeth Görke | Justiziarin Laura Sophie Hemper | Justiziarin\r\nJanna Hilger | Fachreferentin Planung/Genehmigung/Länderkoordination Luca Liebe | Senior Referent Europapolitik\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze\r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nJuristischer Beirat Sprecherkreis\r\nJuristische AG Planung |Genehmigung | Netze | Energierecht | Unternehmensjuristen | Naturschutz | Akzeptanz und Beteiligung\r\nArbeitskreis Energiepolitik Arbeitskreis Netze Planerbeirat Naturschutzbeirat Vorstand\r\n\r\nDatum\r\n14. Januar 2026"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022175","regulatoryProjectTitle":"Regulation on Speeding up Environmental Assessments (EU Environmental Omnibus)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/34/a9/686806/Stellungnahme-Gutachten-SG2601280009.pdf","pdfPageCount":46,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n\r\n\r\n\r\nAuswertung EU Proposals zum EU Grids Package und Umwelt-Omnibus\r\nÄnderungen der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED) Verordnung zur Beschleunigung von Umweltprüfungen\r\n\r\nBewertung und Forderungen des BWE\tJanuar 2026\r\n \r\n\r\n\r\nInhalt\r\n1\tEinleitung\t3\r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\t3\r\n2.1\tVorschlag für Änderungen der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED) – EU Grids Package\t3\r\n2.2\tVorschlag für eine Verordnung zur Beschleunigung von Umweltprüfungen – EU Umwelt-Omnibus\r\n.\t5\r\n3\tVorschlag für eine Änderung der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED) – EU Grids Package\t7\r\n4\tVorschlag für eine Verordnung zur Beschleunigung von Umweltprüfungen – EU Umwelt-Omnibus\t26\r\nImpressum\t46\r\n \r\n\r\n\r\n1\tEinleitung\r\nMit dem European Grids Package veröffentlichte die Europäische Kommission am 10. Dezember 2025 einen Vorschlag um die Netzinfrastruktur an die Erfordernisse eines erneuerbaren, dezentralen und zu-nehmend elektrifizierten Energiesystems anzupassen. Eine leistungsfähige Netzinfrastruktur ist wesent-licher Bestandteil für den Ausbau der Erneuerbaren Energien sowie Batterie- und Energiespeichersys-temen. Im Rahmen dieses Pakets sind unter anderem auch Anpassungen der EE-Richtlinie (RED) (Richt-linie (EU) 2018/2001) geplant. Diese betreffen Gebietsausweisungen, Genehmigungsverfahren und de-ren Digitalisierung, Bürgerbeteiligung und das Repowering.\r\nMit dem EU Umwelt Omnibus (Environmental Omnibus) hat die Europäische Kommission am 10. De-zember 2025 ein Vereinfachungspaket vorgelegt, um unnötige administrative Verpflichtungen abzu-schaffen und die Bereiche Industrieemissionen, Kreislaufwirtschaft, Umweltprüfungen und Geodaten weniger komplex zu gestalten. Teil dieses Paket ist eine Verordnung zur Beschleunigung von Umwelt-prüfungen. Betroffen sind die Strategischen Umweltprüfung (SUP), die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP), die Natura2000-Prüfung (FFH und Vogelschutz) und wasserrechtliche Prüfung. Diese soll den Verwaltungsaufwand reduzieren, indem kombinierte Prüfungen und zügige Verfahren mit festen, knap-peren Fristen vorgesehen sind. Durch Digitalisierung und Errichtung einer Umweltdatenbank sollen Ge-nehmigungsprozesse weiter beschleunigt werden.\r\n\r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\r\n2.1\tVorschlag für Änderungen der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED) – EU Grids Package\r\nWir begrüßen:\r\n•\tdie Klarstellung in Art. 15c (6), dass Mitgliedstaaten sich bemühen keine Gebiete auszuweisen, in denen sich faktisch keine EE-Vorhaben realisieren lassen.\r\n•\tdie vollständige Digitalisierung des Genehmigungsprozesses in einem single digital portal. Der BWE fordert bereits die Einrichtung einer bundesweiten digitalen Umweltdatenbank (siehe Vorschlag Art. 10 (3) Regulation on speeding-up environmental assessments (COM(2025) 984)), welche dann mit dem Portal verknüpft werden kann.\r\n•\tdie Löschung von Art. 16b (2) Satz 3 unter der Bedingung, dass zugleich die Regelung des Art. 8\r\nder Verordnung … (COM(2025 894 final) eingeführt wird.\r\n•\tdie Beschleunigung von Genehmigungsverfahren außerhalb von Beschleunigungsgebieten (Art. 16b (3) Richtlinie (EU) 2018/2001), insbesondere die Genehmigungsfiktion bei Nichteinhaltung der 2-Jahres bzw. 12 Monatsfrist bei Repowering-Projekten.\r\n•\tdie Änderungen in Art. 16c (2) zum Repowering und insbesondere die Deltaprüfung der Umweltauswirkungen in Art. 16c (4). Wir begrüßen die Klarstellung, dass funktional und technisch  zwingend  mit  dem  Repowering  verbundene  Flächenanpassungen  vom\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nAnwendungsbereich der Ausnahme umfasst sind und nicht zur Auslösung zusätzlicher Prüfpflichten führen.\r\n•\tdie Streichung der Beschränkungsmöglichkeit der Mitgliedstaaten auf bestimmte Technologien und Teile ihres Gebiets (Löschung von Art. 16f) und die Ergänzung des überragenden öffentlichen Interesses um die Priorisierung in Abwägungsentscheidung und die Durchsetzung gegenüber anderen Belangen. Damit wird der nationalen Umsetzung, die kein überragendes öffentliches Interesse für WEA nach Erreichen der Flächenziele vorsieht, ausdrücklich entgegengewirkt. Zudem kann dies einen positiven Einfluss auf verbundene Anlagen wie Speicher und Ladeinfrastruktur sowie die Netze haben, die untrennbar mit der Windenergieerzeugung verbunden sind.\r\n•\tdie Klarstellung der zumutbaren Alternativstandorte und Umsetzung von Kohärenzsicherungsmaßnahmen in Art. 16g.\r\n•\tdie klaren Fristen für die Genehmigung bei Stand-Alone-Speichern.\r\n•\tdie Deltaprüfung bei der Umweltverträglichkeit von Hybridprojekten.\r\n•\tdie Bestimmung der Verfahrensdauer für Netzanschlüsse bei Repowering auf 3 Monate sowie grundsätzlich auch die Regelungen zur Annahme eines Netzanschlussbegehrens und der Netzanschlussvereinbarung.\r\n•\tWir begrüßen die Verpflichtung zur Annahme der Netzanschlussanfrage mit den begrenzten Ausnahmen und die Einschränkungen beim Abschluss einer Netzanschlussvereinbarung.\r\n\r\n\r\nWir kritisieren:\r\n•\tEinrichtung des independent facilitator als zwingende Verpflichtung für die Bürgerbeteiligung bei über 10 MW Projekten. In Deutschland bestehen bereits etablierte Beteiligungsformen und\r\n-vorgaben. Diese Regelung birgt die Gefahr einer unnötigen Überregulierung mit der Folge von zu unnötigem bürokratischen und finanziellem Aufwand, der letztlich Projekte verzögern könnte.\r\n•\tIn Art. 16f die Möglichkeit der Mitgliedstaaten, die Vermutung des überragend öffentlichen Interesses aus Denkmalschutzgründen auszuschließen, da dies den Abwägungsvorrang der Erneuerbaren Energien unterlaufen und Windenergievorhaben erneut erheblich blockieren würde.\r\n•\tdass der Netzanschlussbetreiber die Möglichkeit ein Netzanschlussbegehren abzulehnen (Art. 17 (3)). Dies sollte auf den Fall der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit beschränkt sein.\r\n•\tdass die Genehmigungsfiktion des Art. 17 (4) nicht für den Netzanschlussantrag bei Repowering Vorhaben von Wind iSv Art. 16c gilt.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nWir regen an:\r\n•\tin Art. 15c (6) explizit klarzustellen, dass über die Umweltgründe hinaus auf andere Gründe wie\r\nz.B. Luftverkehr, Militär, technische Infrastruktur etc. erweitert wird. Zudem die Klarstellung,\r\ndass es sich um mehr als eine „Bemühensklausel“ handeln sollte.\r\n•\tdie Genehmigungsfiktion in Art. 16b (3) auch auf naturschutzrechtliche Entscheidungen auszuweiten, da diese häufig außerhalb von Beschleunigungsgebieten die Verfahren verzögern.\r\n•\tden independent facilitator nicht verpflichtend auszugestalten und / oder den Mitgliedstaaten Spielraum einzuräumen, ob und wie sie die Durchführung der Bürgerbeteiligung gewährleisten und ausgestalten.\r\n•\tIn Art. 16c (2b) klarzustellen, dass sowohl tatsächliche als auch rechtliche Änderungen – einschließlich planerischer Änderungen – vom Anwendungsbereich der Regelung erfasst werden.\r\n•\tdie Kriterien in Art. 16g (1) (Zeit-Kriterium und signifikant höheren Kosten) zu konkretisieren und Empfehlungen zur Auslegung in den Erwägungsgründen aufzunehmen.\r\n•\tden Mitgliedstaaten bei den Entscheidungsmöglichkeiten des Netzbetreibers bei Netzanschlussanträgen mehr Spielraum zu belassen und zudem die Nichteinhaltung der Verfahrensdauer für den Netzanschluss zu sanktionieren (Art. 17).\r\n•\tdie Ablehnung des Netzanschlussbegehrens auf den Fall der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit zu beschränken und grundsätzlich einen Anspruch auf Netzanschluss zu verankern. Auch auf Unionsebene sollte – wie bereits auf nationaler Ebene – Pflichten für die Netzbetreiber ergänzt werden, dass ein Anschluss ermöglicht, z.B. durch Ausbau des Netzes oder Bau eines Umspannwerks, werden muss. (Art. 17 (3)).\r\n•\tdie Genehmigungsfiktion des Art. 17 (4) für den Netzanschlussantrag auf das Repowering von WEA iSv Art. 16c zu erweitern.\r\n2.2\tVorschlag für eine Verordnung zur Beschleunigung von Umwelt-prüfungen – EU Umwelt-Omnibus\r\nWir begrüßen:\r\n•\tden gesamten Vorschlag der EU Kommission, insbesondere\r\no\tdie Vermeidung von Doppelprüfungen (Art. 4);\r\no\tden\tZugriff\tfür\tPlanungsträger*innen\tauf\tDaten\tbereits\tdurchgeführter Umweltprüfungen (Art. 4 Abs. 5);\r\no\tdie Beschränkung der UVP bei Änderungen, Erweiterungen oder Verlängerungen des Vorhabens (Art. 5);\r\no\tden „Paradigmen-Wechsel“ durch die Regelung, dass Tötungen oder Störungen von geschützten Arten (nach Vogelschutz- oder FFH-RL) nicht als vorsätzlich im Sinne dieser\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nRichtlinien gewertet werden, wenn angemessene und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen ergriffen wurden sowie das Abstellen auf die Auswirkungen auf die Population und nicht das Individuum (Art. 8).\r\no\tdie Digitalisierung des Genehmigungsprozesses und die Schaffung einer Umweltdatenbank (Art. 10).\r\nWir kritisieren:\r\n•\tdie 60-Tage-Frist für die UVP-Vorprüfung. Die stellt eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage mit der 6-Wochen-Frist (42 Tage) in § 7 Abs. 6 UVPG dar (Art. 7).\r\n\r\n\r\nWir regen an:\r\n•\tklarzustellen, auf welcher Ebene Umweltprüfungen zusammengefasst werden dürfen und dies auf die horizontale Ebene zu beschränken. Eine Zusammenfassung von Umweltprüfungen auf vertikaler Ebene, würde Planungs- und Zulassungsebene vermischen, wodurch die Gefahr bestünde, dass in der Planungsebene Anforderungen an die Umweltprüfung gestellt werden, die erst für die Zulassungsebene erforderlich sind. Dies könnte zu erheblichen Verzögerungen in der Planaufstellung führen (Art. 4).\r\n•\tdas  Kritierium  der  „likely  to  have  significant  effects“  im  Gesetzestext  oder  den\r\nErwägungsgründen weiter zu konkretisieren (Art. 5).\r\n•\tden Zeitpunkt der Geltendmachung von Einwänden im Verwaltungsverfahren näher zu definieren, z.B. durch Ablauf einer Einwendungsfrist. Andernfalls besteht die Gefahr, dass die Einwendungen erst kurz vor Erteilung der Genehmigung geltend gemacht werden. (Art. 6).\r\n•\tdie Begriffe „best available technologies“ und „occasional killing or disturbance“im Gesetzestext oder den Erwägungsgründen zu konkretisieren. Zudem sollten Bewertungsmaßstäbe ergänzt werden, auf welcher (Daten-)Grundlage die Behörde die Minderungsmaßnahmen bewerten soll, denn in der Praxis fehlen häufig genau die Datengrundlagen zur Größe einer Population. Zudem sollte klargestellt werden, dass Maßnahmen zum Schutz eines Individuums nach dem rechtlichen status quo als populationsschützende Maßnahmen gelten oder welchen alternativen Maßnahmen in Frage kommen. (Art. 8)\r\n \r\n\r\n\r\n3\tVorschlag für eine Änderung der Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED) – EU Grids Package1\r\nRot = gelöschte Vorschriften\r\n\r\nGesetzestext\tWesentliche Inhalte (deutsch)\tBWE Einschätzung / Forderung\r\nArt. 2 Definitions\r\n(10b) ‘stand-alone energy storage’ means energy storage\r\nthat is not combined with an energy-producing facility\r\n(10e) ‘hybrid plant’ means a renewable energy plant that combines multiple renewable energy technologies, or that combines one or more renewable energy technologies with energy storage\r\n(10f) ‘procedure for a grid connection permit’ means the procedure from the project developer’s complete request for a connection to the grid up to the system\t\t\r\nArt. 15c (6)\r\nMember States shall endeavour not to designate large areas where the installation of renewable energy plants and their related infrastructure is legally or de facto restricted due to environmental reasons, including protection of landscape, unless they can demonstrate that those types of plants and their related infrastructure would result in irreversible damage in the area which\t\r\nArtikel 15c der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um eine Verpflichtung für die Mitgliedstaaten einzuführen, keine gro-ßen Gebiete auszuweisen, in denen die Er-richtung von Projekten im Bereich erneuer-bare Energien aus Umweltgründen, ein-schließlich des Landschaftsschutzes.\t\r\nDies stellt eine wichtige und begrüßenswerte Klarstel-lung gegenüber den Mitgliedstaaten dar, dass keine Gebiete ausgewiesen werden sollen, in denen sich Er-neuerbare-Energien-Technologien faktisch nicht reali-sieren lassen. In den Beschleunigungsgebieten für Windenergie muss sichergestellt sein, dass sich die Windenergie tatsächlich durchsetzt, da es nicht nur um\r\n\r\n1 Proposal for a Directive of the European Parliament and oft he Council amending Directives (EU) 2018/2001, (EU) 2019/944, (EU) 2024/1788 as regards acceleration of permit-granting proce-dures, Art. 1 - Amendments to Directive (EU) 2018/2001 (COM(2025) 1007 final).\r\n \r\n\r\n\r\n\r\ncannot be mitigated or compensated for during the environmental assessment pursuant to Directive 2011/92/EU and, where relevant, the appropriate assessment pursuant to Article 6(3) of Directive 92/43/EEC\t\tdie Schaffung von rechtlichen Rahmenbedingungen geht, sondern um praktische Auswirkungen auf den Ausbau von Erneuerbaren Energien. Das bedeutet, dass die Formulierung in Art. 15c (6) die Absicht der Richtlinie   unterstreicht,   dass   großflächige\r\n„Verbotsgebiete“ für Erneuerbare-Energien-Technologien grundsätzlich nicht festgelegt werden dürfen – es sei denn, es gibt unwiderlegbare Beweise dafür, dass die Umsetzung der Projekte irreparable Schäden verursachen würde.\r\nDer BWE fordert, dass die Klarstellung über die Umweltgründe hinaus auf andere Gründe wie z.B. Luftverkehr, Militär, technische Infrastruktur, Bodengrund,\tSteillagen\terweitert\twird. Dementsprechend müsste die Formulierung „due to environmental reasons, including protection of landscape” gestrichen werden.\r\nEs sollte zudem klargestellt werden, dass es sich hierbei um mehr als eine „Bemühensklausel“ handelt. Anstelle von „shall endeavour“ sollte eine verbindlichere Formulierung wie „must not endeavour“ verwendet werden, um eine klarere Verpflichtung für die Mitgliedstaaten zu formulieren. Diese Änderung würde nicht nur Neuausweisungen betreffen, sondern\r\nauch  die  Bestimmung  von  Tabukriterien.  Eine\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\tKlarstellung in diesem Zusammenhang wäre wichtig, um sicherzustellen, dass nicht nur neue Gebiete, sondern auch bestehende große Gebiete, die für den Ausbau erneuerbarer Energien geeignet sind, von pauschalen Einschränkungen betroffen werden (Konkret: „...designate new and existing large…“).\r\nDie beschleunigende Wirkung der RED III ergibt sich ge-rade aus der Einführung der Beschleunigungsgebiete, die einen wesentlichen Beitrag zur Erreichung der Aus-bauziele bis 2030 leisten sollen. Der BWE weist darauf hin, dass die Mitgliedstaaten gemäß Artikel 15c RED III verpflichtet sind, bis spätestens 21. Februar 2026 in ausreichendem Umfang Beschleunigungsgebiete für eine oder mehrere Erneuerbare-Energien-Technolo-gien auszuweisen. Zwar liegt die konkrete Ausgestal-tung und der Umfang dieser Gebiete im Ermessen der Mitgliedstaaten; Ziel muss es jedoch sein, eine erhebli-che Gesamtfläche sicherzustellen, die effektiv zur Ver-wirklichung der unionsweiten Ziele für erneuerbare Energien beiträgt (vgl. Artikel 15c Absatz 3 RED III).\r\nArt. 15d (3) und (4)\r\n(3) Member States shall adopt measures to ensure that a share of the benefits of renewable energy projects with an installed capacity above 10 MW is passed on, directly\t\r\nArtikel 15d der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um Maßnahmen für die Mitgliedstaaten einzuführen, mit denen sichergestellt  wird,  dass  ein  Teil  der\t\r\nDer BWE begrüßt grundsätzlich die Regelung zur Bürgerbeteiligung. Jedoch müssen verpflichtende Regelungen zur Bürgerbeteiligung verhältnismäßig sein und dürfen Projekte wirtschaftlich nicht unrentabel\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nor indirectly, to local citizens and communities in proximity to those projects.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n(4)\tMember States shall designate and finance an independent facilitator to promote dialogue between the project developer and the general public for renewable energy projects with an installed capacity above 10MW. The facilitator shall only intervene upon request by any of the relevant parties and shall:\r\n(a)\tfacilitate public consultations, as necessary, including early consultations during the phase prior to the permit application;\r\n(b)\tengage to find solutions to address potential concerns raised by local communities.\r\n(c)\tensure support and transparency in the choice of the type of benefit sharing measure, where relevant.\r\nMember States may set up a fee, paid by project developers, to finance the services of the facilitator.\tVorteile von Projekten im Bereich erneuerbare Energien an die lokalen Bürger und Gemeinden weitergegeben wird, sowie eine Verpflichtung zur Benennung und Finanzierung eines unabhängigen Vermittlers zur Förderung des\tDialogs\tzwischen\tdem Projektentwickler und der Öffentlichkeit.\tmachen. Um dies zu garantien sollte Abs. 3 noch um folgenden Satz ergänzt werden: „Those measures shall be proportionate and designed in a way that promotes public support for projects without endangering their economic feasability.“\r\n\r\n\r\nDer BWE kritisiert die verpflichtende Einbindung eines Vermittlers für die Beteiligung der Lokalbevölkerung bei mehr 10 MW Projekten. Die Ausgangslage ist in den Mitgliedstaaten sehr unterschiedlich und gerade in Deutschland sind lokale Beteiligungen bereits gänige Praxis und teilweise gesetzlich geregelt (§ 6 EEG oder Beteiligungsgesetze der Länder). Innerhalb des bestehenden\tRahmens\tkönnen Windenergieunternehmen bereits maßgeschneiderte, auf die Vor-Ort-Bedarfe abgestimmte Angebote umsetzen – denn die Branche möchte sich beteiligen. Der BWE warnt jedoch vor einer unnötigen Überregulierung. Wir sehen die Gefahr, dass der verpflichtende Einsatz eines Vermittlers zu unnötigem bürokratischen und finanziellem Aufwand führt, der letztlich (vor allem kleinere) Projekte noch verzögern könnte.\r\nDer BWE regt daher an den Einsatz eines Vermittlers nicht als Verpflichtung auszugestalten und / oder den\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\tMitgliedstaaten mehr Spielraum bei der Umsetzung einzuräumen, um auf die nationalen Gegebenheiten entsprechend einzugehen (z.B. Festlegung einer eigenen MW-Grenze oder Anhebung der Grenze auf 50MW). Bislang wurden im Rahmen der EU-Regulierung lediglich freiwillige Optionen (z.B. Energy Sharing oder Energy Communities) oder Toolboxen mit bewährten Verfahren als unverbindliche Leitlinien für die Mitgliedstaaten bereitgestellt. Dies bietet sich auch hier an.\r\nArt. 16 (3)\r\nDie Antragsteller dürfen die einschlägigen Unterlagen in digitaler Form einreichen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nArt. 16 (3a)\r\nMember States shall set up a single digital portal at national level for all the steps of the permit-granting\tArtikel 16 der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um die Mitgliedstaaten zu verpflichten, auf nationaler Ebene ein einziges digitales Portal für alle Schritte der Genehmigungsverfahren für Projekte im Bereich\terneuerbare\tEnergien, Speicherung und Netze einzurichten. Dieses Portal wird auch Zugang zu allen Daten über Artenbeobachtungen und anderen Umwelt- und Geodaten haben, die von den zuständigen Umweltbehörden gemäß Artikel 10 Absatz 3 der Verordnung [Regulation on speeding-up environmental assessments  (COM(2025  874),  siehe\tEs ist unklar, was mit der Pflicht ist, dass Mitgliedstaaten dafür sorgen bis zum 21. November 2025 alle Genehmigungsverfahren in elektronischer Form durchzuführen, passieren soll. Diese Regelung bleibt weiterhin bestehen und wurde von Mitgliedstaaten bereits umgesetzt. Unklar ist, ob diese Pflicht in einem widersprüchlichen Verhältnis zum einzuführenden single digital portal steht. Im Hinblick auf den von der Bundesregierung angestrebten Bürokratieabbau würde eine Löschung der Vorschrift eine hemmende Wirkung auf den Prozess der Digitalisierung der Genehmigungsverfahren nehmen.\r\n\r\nDer BWE begrüßt die dadurch entstehende Einheitlichkeit und Klarheit im Genehmigungsprozess.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nprocedures for renewable energy, storage and grid projects.\r\nApplicants shall submit permit applications and all relevant documents required for the permit-granting procedure only through the single digital portal. The single digital portal shall automatize the attribution of permit applications to the competent authorities, which shall process the relevant applications and documents in electronic form and interact with the applicants directly in the single digital portal.\r\nThe single digital portal shall include features allowing the applicant to be informed about all steps of the permit-granting procedure, the status of the procedure and of the decisions of the relevant authorities, and to check compliance with the permit-granting deadlines set in this Directive. The single digital portal shall ensure access to the relevant environmental and geological data and decisions available in the single digital geographic information system-based portal referred to in Article 10(3) of Regulation [xxxxx] of the European Parliament and of the Council.\r\nThe single digital portal shall publish annual statistical data regarding the duration of permit-granting procedures, clearly identifying the different steps of the\tunten] des Europäischen Parlaments und des Rates zur Verfügung gestellt werden.\tDie Digitalisierung der Prozesse ist dringend erforderlich und die Abbildung und Durchführung in einem Portal ist daher sehr begrüßenswert. Der BWE fordert bereits auf nationaler Ebene eine bundesweite digitale Umweltdatenbank, welche sich dann in das Portal integrieren lassen würde.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\npermit-granting procedure and their duration. This data shall be publicly available.\r\nThe single contact point or points referred to in paragraph 3 shall have access to all relevant data and information available in the portal, in order to perform its duties.\t\t\r\nArt. 16b Abs. 2 Satz 3\r\nWurden im Rahmen eines Projekts im Bereich der erneu-erbaren Energie die erforderlichen Minderungsmaßnah-men getroffen, so gelten Tötungen oder Störungen der gemäß Artikel 12 Absatz 1 der Richtlinie 92/43/EWG und Artikel 5 der Richtlinie 2009/147/EG geschützten Arten nicht als absichtlich.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nArt. 16b (3)\r\nIn the permit-granting procedure referred to in paragraph 1 and in paragraph 2, second subparagraph,\t\r\nArtikel 16b der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um den Verweis auf die vorsätzliche Tötung oder Störung der Arten zu streichen, wenn notwendige Minderungsmaßnahmen getroffen wurden und um eine stillschweigende Genehmigung\tfür\tdas Genehmigungsverfahren außerhalb von Gebieten zur Förderung erneuerbarer Energien einzuführen.\t\r\nDer BWE begrüßt die Löschung dieser Vorschrift unter der Bedingung, dass die Einführung von Art. 8 der Verordnung … (COM(2025) 984 final) erfolgt. Nur so bleibt die europarechtliche Klarstellung der Absichtlichkeit erhalten bzw. wird sinnvollerweise vom Indiviuenschutz zum Populationsschutz umgestellt. Wird dies nicht sichergestellt, so kommt es zu einer Verschlechterung der aktuelle Rechtslage. Da sich diese Änderung der RED im EU Grids Package befindet und die Einführung von Art. 8 der Verordnung … Teil des Umwelt-Omnibus ist, muss, selbst bei Einführung von Art. 8, sichergestellt werden, dass keine Zwischenphase existiert, in der diese Regelung wegen der Löschung von Art. 16b (2) 3 nicht mehr gilt.\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt grds. die Genehmigungsfiktion und die\tVerfahrensdauerbegrenzung\tbei\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nMember States shall ensure that the lack of reply by the relevant competent authorities or entities within the established deadline results in the specific steps to be considered as approved, except for environmental decisions and grid connection permits, or where the principle of administrative tacit approval does not exist in the national legal system of the Member State concerned. All decisions shall be made publicly available, including final decisions granted tacitly.\t\tGenehmigungsverfahren\t\taußerhalb\tvon Beschleunigungsgebieten. Allerdings werden sich die praktischen Auswirkungen für die Beschleunigung jedoch in Grenzen halten, da gerade die naturschutzrechtliche\tEntscheidung\t\tin Genehmigungsverfahren\t\taußerhalb\tvon Beschleunigungsgebieten häufig der Grund für die lange Verfahrensdauer ist. Da die Genehmigungsfiktion hierfür nicht greift, ist zu erwarten, dass die Wirkung in der Praxis begrenzt bleibt. Der BWE regt an die Genehmigungsfiktion auch auf naturschutzrechtliche Entscheidungen auszuweiten. Nur so kann verhindert werden, dass die Entscheidungsfindung durch die Umweltbehörden ohne Begrenzung herausgezögert wird.\r\nArt. 16c (1)\r\nFührt das Repowering von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie nicht zu einer Erhöhung der Kapazität einer Anlage zur Erzeugung von erneuerbarer Energie um mehr als 15 %, so stellen die Mitgliedstaaten sicher, dass Genehmigungsverfahren für Anschlüsse an das Übertragungs- oder Verteilernetz unbeschadet der Prüfung potenzieller Umweltauswirkungen gemäß Absatz  2  innerhalb  von  drei  Monaten  nach  der\r\nAntragstellung bei der betreffenden Stelle genehmigt\t\r\nArtikel 16c der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um spezifische Vorschriften aufzunehmen, die das Repowering trotz Änderungen der Landnutzung erleichtern und die Umweltanforderungen für das Repowering von Windenergieprojekten zu vereinfachen, wenn keine zusätzliche Landfläche genutzt wird.\t\r\nDer BWE begrüßt die Neuregelungen zum Netzanschluss bei Repowering in Art. 17 und unterstützt damit die Löschung dieser Regelung.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nwerden, sofern keine begründeten Sicherheitsbedenken bestehen und keine technische Inkompatibilität mit Netzkomponenten vorliegt.\r\nArt. 16c (2b)\r\nMember States shall ensure that a change in the status of the land where a renewable energy installation is placed does not prevent that installation from being repowered.\t\t\r\n\r\n\r\n\r\nDer BWE bewertet die vorgesehene Regelung als teilweise unklar, da nicht hinreichend deutlich wird, welche Arten von Statusänderungen der Richtliniengeber erfassen möchte. Aus Sicht des BWE sollte daher ausdrücklich klargestellt werden, dass sowohl tatsächliche als auch rechtliche Änderungen – einschließlich planerischer Änderungen – vom Anwendungsbereich der Regelung umfasst sind. Eine solche Klarstellung ist von zentraler Bedeutung. In der Praxis stellen nachträgliche Änderungen etwa in der Raumordnung,\tim\tNaturschutz-\toder Immissionsschutzrecht ein erhebliches Risiko für bestehende Standorte dar und können das Repowering von Altanlagen maßgeblich beeinträchtigen oder verhindern.\r\nDie Regelung sollte die Möglichkeit der Weiternutzung bzw.\tModernisierung\t\tvorhandener Windenergieanlagenstandortestärken und die dringend\t\tbenötigte\tInvestitions-\tund Planungssicherheit schaffen. Nur so leistet sie einen wesentlichen  Beitrag  zur  Ausschöpfung  des\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nArt. 16c (4)\r\nWhere the repowering of wind energy installations increases the total capacity of the installation without using additional land surface and complies with the applicable environmental mitigation measures established for the original wind energy installation, the project shall be exempt from any applicable requirements to carry out a screening process pursuant to Article 16a(4), to determine whether the project requires an environmental impact assessment pursuant to Article 4(2) of Directive 2011/92/EU or Article 5 of Regulation [xxxxx] of the European Parliament and of the Council, or to carry out an environmental impact assessment pursuant to Article 4(1) of Directive 2011/92/EU.\t\tRepowering-Potenzials als kosteneffizientem Hebel zur Erreichung der Ausbauziele.\r\n\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt grundsätzlich die vorgesehene Ausnahme\tvon\t\tScreening-\tund Umweltverträglichkeitsprüfungspflichten\t\tfür Repowering-Vorhaben, die ohne zusätzliche Flächeninanspruchnahme erfolgen und den für die bestehende Windenergieanlage festgelegten umweltrechtlichen Vorgaben entsprechen. Aus Sicht des BWE stellt dies einen zentralen Schritt zur wirksamen\t\tBeschleunigung\t von Genehmigungsverfahren dar.\r\nGleichzeitig erscheint unklar, wie das Erfordernis einer fehlenden zusätzlichen Flächeninanspruchnahme auszulegen ist. Es bleibt offen, ob der Richtliniengeber die Ausnahme ausschließlich auf absolut standortgleiche Repowering-Vorhaben beschränken will oder ob auch Standortverschiebungen in begrenztem Umfang erfasst sein sollen, sofern die Gesamtflächeninanspruchnahme nicht zunimmt. Sollte erstere Auslegung maßgeblich sein, hätte die Regelung nur einen sehr eingeschränkten Anwendungsbereich\r\nund würde insbesondere für zahlreiche Repowering-\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\tKonstellationen nach § 16b BImSchG nicht zur Anwendung kommen.\r\nZudem ist darauf hinzuweisen, dass Repowering-Vorhaben in der Praxis regelmäßig nicht vollständig ohne zusätzliche Flächeninanspruchnahme realisiert werden können. Moderne Anlagentypen erfordern häufig größere Kranstellflächen, temporäre Nebenanlagen sowie angepasste oder neu angelegte Zuwegungen. Insbesondere im Wald sind damit infrastrukturell bedingte Rodungen verbunden. Vor diesem Hintergrund bedarf es einer Klarstellung, dass funktional und technisch zwingend mit dem Repowering verbundene Flächenanpassungen vom Anwendungsbereich der Ausnahme umfasst sind und nicht zur Auslösung zusätzlicher Prüfpflichten führen.\r\nArt. 16f\r\nDie Mitgliedstaaten können in hinreichend begründeten Einzelfällen die Anwendung dieses Artikels im Einklang mit den Prioritäten ihrer gemäß den Artikeln 3 und 14 der Verordnung (EU) 2018/1999 vorgelegten integrierten nationalen Energie- und Klimapläne auf bestimmte Teile ihres Hoheitsgebiets sowie auf bestimmte Arten von Technologie oder Projekten mit bestimmten technischen Eigenschaften beschränken.\r\nDie Mitgliedstaaten unterrichten die Kommission über\t\r\nArtikel 16f der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um die Möglichkeit für Mit-gliedstaaten zu streichen, die Anwendung des überragenden öffentlichen Interesses einzuschränken, und um die Anwendung der Vermutung des überragenden öffentli-chen Interesses auf Konflikte auszuweiten,\t\r\nDer BWE begrüßt die Streichung dieser Vorschrift. Die Regelung, die den Mitgliedstaaten erlaubt hat, die An-wendung des Artikels in hinreichend begründeten Ein-zelfällen auf bestimmte Gebiete, Technologien oder Projekttypen zu beschränken. Dies stärkt die Verbind-lichkeit der Richtlinienvorgaben und schafft ein klare-res, einheitlicheres Regelungsniveau für alle Mitglied-staaten.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\ndiese angewandten Beschränkungen, wobei auch die Gründe für diese Beschränkungen anzugeben sind.\r\nArt. 16f\r\nUntil climate neutrality is achieved, Member States shall ensure that, in the permit-granting procedure, the planning, construction and operation of plants and installations for the production of energy from renewable sources, and their connection to the grid, the related grid itself, storage assets and recharging stations are presumed as being in the overriding public interest and, in such case, are given priority when balancing legal interests other than those referred to in the first paragraph. Member States may exclude the application of this presumption for the purpose of protecting culture heritage on the basis of legal criteria to ensure harmonized implementation.\tbei denen die widerstreitenden Interessen über Umweltbelange hinausgehen.\t\r\n\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt die Ergänzung des Art. 16f und die damit verbundene Klarstellung, dass Vorhaben im überragenden öffentlichen Interesse auch zu einer bestimmten Abwägungsentscheidung führen sollen. Damit wird der nationalen Umsetzung, die kein überragendes öffentliches Interesse für WEA nach Erreichen der Flächenziele vorsieht, ausdrücklich entgegengewirkt. Diese Klarstellung könnte positiven Einfluss auf die Behördenpraxis haben. Besonders positiv ist, dass neben der eigentlichen Stromerzeugung auch Netze, Speicher und Ladeinfrastruktur einbezogen werden, da der erfolgreiche Ausbau der Windenergie untrennbar mit einer leistungsfähigen Infrastruktur verbunden ist.\r\nKritisch sieht der BWE hingegen die vorgesehene Möglichkeit der Mitgliedstaaten, die Vermutung des überragenden öffentlichen Interesses aus Gründen des Denkmalschutzes\tauszuschließen.\tDer Abwägungsvorrang der erneuerbaren Energien gilt bislang grundsätzlich auch gegenüber Belangen des\r\nDenkmalschutzes. Eine solche Einschränkung birgt die\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\tGefahr, dass Windenergievorhaben erneut in erheblichem Umfang durch den Denkmalschutz blockiert werden und die intendierte Beschleunigungswirkung der Regelung unterlaufen wird.\r\nArt. 16g Absence of alternative or satisfactory solutions and implementation of compensatory measures for the purpose of Article 6(4) of Directive 92/43/EEC\r\n1.\tWhen assessing whether satisfactory alternative solutions to projects of renewable energy plants, the connection of such plants to the grid, the related grid itself and storage assets exist for the purposes of Articles 6(4) and 16(1) of Directive 92/43/EEC, Article 4(7), point (d), of Directive 2000/60/EC and Article 9(1) of Directive 2009/147/EC, the condition of having no satisfactory alternatives shall be fulfilled if there are no satisfactory alternative solutions capable of achieving the same objective of the project in question in terms of the development of the same renewable energy capacity through the same energy technology within the same or similar timeframe and without resulting in significantly higher costs.\r\n2.\tWhen implementing compensatory measures for projects of renewable energy plants, the connection of such plants to the grid, the related grid itself and storage\t\r\n\r\n\r\nArtikel 16g wird in die Richtlinie (EU) 2018/2001 aufgenommen, um den Umfang\tder\tBewertung zufriedenstellender Alternativlösungen und die Anforderung zur Anwendung von Ausgleichsmaßnahmen für die Zwecke des einschlägigen Umweltrechts der Union zu präzisieren.\t\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt die Klarstellung zu zumutbaren Alternativstandorten. Auf nationaler Ebene findet sich insbesondere für Wind bereits eine weitergehende Regelung in § 45b Abs. 8 BNatSchG, wann alternative Standorte zumutbar sind. Für Vorhaben außerhalb von Beschleunigungsgebieten sieht § 45b Abs. 8 Nr. 3 BNatSchG einen 20 km-Radius für den Alternativstandort vor. Dieser Radius ist nicht praxistauglich und muss deutlich geringer sein.\r\nDer BWE regt an, das Zeit-Kriterium und die signifikant höheren Kosten weitergehend zu konkretisieren und Empfehlungen zur Auslegung in den Erwägungsgründen aufzunehmen. Die Ausführungen hierzu im Erwägungsgrund 12 helfen der Auslegung nicht weiter. Über eine Konkretisierung des Zeitkriteriums könnte der Radius der Standortalternativenprüfung  konkretisiert  und  der\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nassets, for the purpose of Article 6(4) of Directive 92/43/EEC, Member States may, in justified cases and where it can be reasonably demonstrated that the plan or project would not irreversibly affect the ecological processes essential for maintaining the structure and functions of the site and compromise the overall coherence of the Natura 2000 network before compensatory measures are put into place, allow for such compensatory measures to be carried out in parallel with the implementation of the project . Member States shall allow for those compensatory measures to be adapted over time in accordance with the precautionary principle, depending on whether the significant negative effects are expected to arise in the short, medium or long term.\t\tbestehende 20 km-Radius idealerweise reduziert werden. Alternativ käme eine Ergänzung des Abs. 1 um ein konkretes räumliches Kriterium in Frage. Durch die Konkretisierung sollte idealerweise erreicht werden, dass vollständig andere Standorte gar nicht mehr in Betracht kommen können, sondern nur geringe örtliche Verschiebungen (Micro Siting) erfasst sind.\r\nDer BWE begrüßt die Möglichkeit und ausdrückliche Klarstellung, dass Kohärenzsicherungsmaßnahmen auch parallel zum Projekt umgesetzt werden können.\r\nArt. 16h Permit-granting procedure for stand-alone energy storage other than hydrogen storage\r\n1. The permit-granting procedure for stand-alone energy storage, other than hydrogen storage, shall cover all relevant administrative permits to build, repower and operate stand-alone storage, including grid connection permits and, where required, environmental assessments and permits. The permit-granting procedure shall comprise all administrative stages from\r\nthe acknowledgment of the completeness of the permit\t\r\n\r\n\r\nArtikel 16h wird in die Richtlinie (EU) 2018/2001 aufgenommen, um das Genehmigungsverfahren für eigenständige Energiespeicher, mit Ausnahme von Wasserstoffspeichern, zu regeln.\t\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt den Vorschlag. Klare und verbindliche Fristen verbessern die Planbarkeit von Projekten erheblich und tragen dazu bei, dringend benötigte Speicherprojekte zu beschleunigen. Regelungen, die verhindern, dass Anträge durch den Netzbetreiber abgelehnt werden, wären eine sinnvolle\r\n \r\n\r\n\r\n\r\napplication to the notification of the final decision on the outcome of the permit-granting procedure by the relevant competent authority or authorities. Within 30 days of receipt of an application for a permit, the competent authority shall acknowledge the completeness of the application or, if the applicant has not sent all the information required to process the application, request that the applicant submit a complete application without undue delay. The date of acknowledgement of the completeness of the application by the competent authority shall serve as the start of the permit-granting procedure.\r\n2. Member States shall not require any administrative permit, including environmental ones, with the exception of grid connection permits, for the installation of stand-alone storage, other than hydrogen storage, with a total installed capacity of 100 kW or less. By way of derogation from Article 2(1) of Directive 2011/92/EU, the installation of that storage shall be exempt from the requirement applicable pursuant to Article 2(1) of that Directive, to carry out a dedicated environmental impact assessment. Member States shall restrict the application of this subparagraph in Natura 2000 areas and other areas under national protection schemes and cultural or historical heritage protected areas.\t\tErgänzung (Verweis auf die Ausführungen zu Art. 17 Abs. 3).\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n3. Member States shall ensure that the permit-granting procedures, including grid connection permits and, where required, environmental assessments, shall not exceed six months for stand-alone energy storage, other than hydrogen storage, with a total installed capacity above 100 kW. However, in the case of pumped hydropower storage, the permit-granting procedure shall not exceed two years.\t\t\r\nArt. 16j Permit-granting procedure for the hybridisation of renewable energy plants\r\n1.\tWhere the hybridisation of a renewable energy power plant is subject to a screening process pursuant to Article 16a(4), to a determination whether the project requires an environmental impact assessment or to an environ-mental impact assessment pursuant to Article 4 of Di-rective 2011/92/EU, such a screening process, determi-nation or environmental impact assessment shall be lim-ited to the potential impact arising from the addition compared to the original project.\r\n2.\tIn cases of change of the use status of land on which renewable energy projects are installed, Member States shall ensure that the operation and hybridisation of those renewable energy projects can still occur.’;\t\r\n\r\n\r\nArtikel 16j wird in die Richtlinie (EU) 2018/2001 aufgenommen, um das Genehmigungsverfahren\tfür\tdie Hybridisierung von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien zu regeln.\t\r\nDer BWE begrüßt den Vorschlag, der die Bedeutung hybrider Projekte zu Recht unterstreicht. Die Genehmigung und Netzanbindung weiterer hybrider Erneuerbare-Energien-Anlagen ist ein entscheidender nächster Schritt in der Energiewende. Hybride Projekte ermöglichen eine sehr effiziente Nutzung der Netzkapazitäten und stabilisieren das Energiesystem, indem sie Schwankungen ausgleichen, bevor diese das öffentliche Netz erreichen. .\r\nArt. 17 Procedures for grid connection permits\t\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n1.\tMember States shall ensure that the procedures for the grid connection permit do not exceed:\r\n(a)\tone month for the solar energy equipment and co-located energy storage referred to in Articles 16d(2), the stand-alone energy storage referred to in Article 16h(2), and the recharging stations referred to in Article 16i(2);\r\n(b)\tthree months for the installation of the solar energy equipment and co-located energy storage referred to in Article 16d(1), and the repowering or hybridisation of existing renewable energy plants referred to in Articles 16c and 16j, unless there are justified safety concerns or there is technical incompatibility of the system components or, if due to the size of the capacity increase, more time is required to carry out the assessment.\r\n2.\tWithin the deadlines set out in Article 16a(1), Article 16b(1), and paragraph 1 of this Article, the system operator shall choose one of the following actions:\r\n(a)\twhere there is sufficient capacity and the requested connection does not affect grid stability, reliability and safety, accept the requested grid connection and grant the connection,\r\n(b)\twhere there is insufficient grid capacity, propose, where  technically  possible,  a  flexible  connection\tArtikel 17 der Richtlinie (EU) 2018/2001 wird geändert, um alle Bestimmungen zum Netzanschluss zu konsolidieren, ihren Anwendungsbereich zu erweitern und klare Regeln für die Verfahren zur Erteilung von\tNetzanschlussgenehmigungen einzuführen, einschließlich gezielter Fristen für den Anschluss bestimmter Projekte.\tDer BWE begrüßt die Begrenzung der Dauer von Netzanschlussverfahren und die Pflicht des Netzbetreibers den Antrag auch zwingend innerhalb der Frist anzunehmen, wenn genügend Netzkapazität besteht. In Deutschland dauert die Bearbeitung von Netzanschlussbegehren durch den Netzbetreiber deutlich länger. Aktuell hat er eine Frist von 8 Wochen, um überhaupt erst mal auf den Antrag zu antworten, die jedoch in den seltensten Fällen eingehalten wird. Das Überschreiten der Frist wird bisher auch nicht sanktioniert (BWE fordert das).\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt grds. die Regel, dass der Netzbetreibers die Anfrage an des Netzanschlussnehmers annehmen muss, wenn genügend Kapazität vorhanden ist. Die deutschen Regeln sehen hier aber noch weitergehende Pflichten und Möglichkeiten vor einen alternativen Netzanschlusspunkt und ggfs. sogar einen Netzausbau zu verlangen. Der BWE regt an diesen Spielraum den Mitgliedstaaten beizubelassen und dies in der Regelung\r\nklarzustellen. Die aktuelle Formulierung von Abs. 2\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nagreement in accordance with Article 6a of Directive (EU) 2019/944.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n3. Where a proposal for an agreement referred to in paragraph 2, point (b), is rejected by the project developer, the system operator shall, on justified grounds of safety concerns or technical incompatibility of the system components, propose an alternative grid connection point, an alternative provisional date for the grid connection, or, if not possible, reject the connection request.\t\tsuggeriert, dass diese Abweichungsmöglichkeit nicht mehr bestehen soll, was für die Praxis nachteilige Folgen hätte. Der BWE regt an bei Nichteinhaltung der Fristen Sanktionierungsmöglichkeiten für die Mitgliedstaaten vorzusehen.\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt grds. die Möglichkeit eine flexible Netzanschlussvereinbarung abzuschließen, wenn nicht ausreichend Kapazität vorhanden ist. Die klaren Folgen bei Ablehnung der Netzanschlussvereinbarung durch den Anschlussnehmer sowie die Begrenzung der Ablehnungsgründe des Netzbetreibers und seine Pflichten Alternativen bereitzustellen (Abs. 3) sind gut, könnten wir für den Netzbetreiber auch noch stärker eingeschränkt werden, um die Ablehnung oder die dadurch faktisch zwingende Annahme der flexiblen Netzanschlussvereinbarung zu verhindern.\r\nDer BWE kritisiert, dass der Netzanschlussbetreiber die Möglichkeit hat aus den genannten Gründen das Netzanschlussbegehren abzulehnen. Nach der aktuellen Rechtslage in Deutschland ist dies faktisch nicht möglich; ganz ausnahmsweise im Fall von wirtschaftlicher Unzumutbarkeit (vgl. § 8 EEG). In Deutschland besteht ein Anspruch auf Netzanschluss.\r\nDer Netzbetreiber muss im Zweifel sogar seine Leitung\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n4. The lack of reply by the distribution system operator within the deadline established in paragraph 1, point (a), shall result in the connection permit being considered as granted, provided that the capacity of the solar energy equipment, the energy storage or the recharging stations does not exceed the available existing capacity of the connection to the distribution grid.\t\tertüchtigen oder ein neues Umspannwerk bauen und die Kapazität entsprechend erweitern, um Anschlussmöglichkeiten zu schaffen. Diese Regelung würde aktuell bestehende Ansprüche auf Netzanschluss unterlaufen.\r\nDer BWE regt daher an, dass auch auf Unionsebene eine Pflicht zum Ausbau des Netzes für den Netzbetreiber, um einen Anschluss zu ermöglichen ergänzt wird. Die Ablehnung des Begehrens soll nur in engen und eindeutig definierten Ausnahmenfällen, wie wirtschaftliche Unzumutbarkeit, greifen.\r\n\r\n\r\nDer BWE kritisiert, dass die Genehmigungsfiktion der Netzanschlussanfrage nicht auch für das Repowering von WEA (Art. 17 Abs. 2 b)) gilt. Der BWE regt an diese auch für das Repowering von WEA zu gergänzen. Andernfalls ist die Möglichkeit der Sanktionierung bei Nichteinhaltung der Frist zwingend (s.o.).\r\n \r\n\r\n\r\n4\tVorschlag für eine Verordnung zur Beschleunigung von Umweltprüfungen – EU Umwelt-Omnibus2\r\n\r\nGesetzestext\tWesentliche Inhalte (deutsch)\tBWE Einschätzung / Forderung\r\nArticle 1 Scope\r\nThis Regulation applies to environmental assessments and screening of plans, programmes and projects falling within the scope of Directives 2000/60/EC, 2001/42/EC, 2009/147/EC, 2011/92/EU and 92/43/EEC.\t\r\nDie Verordnung gilt für Umweltprüfungen von Plä-nen, Programmen und Vorhaben, die unter die Was-serrahmenRL, die SUP-RL, die VogelschutzRL, die UVP-RL und die FFH-RL.\t\r\nDer BWE begrüßt die Rechtswahl der Verord-nung und den Anwendungsbereich mit der Er-fassung aller relevanten Richtlinien für Um-weltprüfungen.\r\nArticle 2 Definitions\r\n1.\tFor the purposes of this Regulation, the definitions in Directives 2001/42/EC and 2011/92/EU shall apply, except where a term defined in those Directives is defined otherwise in this Regulation.\r\n2.\tThe following definitions shall also apply:\r\n(a)\t‘reasoned conclusion’ means the opinion or decision of the competent authority finalizing its examination of the environmental effects of a project;\r\n(b)\t‘scoping’ means the procedure to be carried out by the competent authority determining the scope and level of detail of the environmental information to be\t\r\nDiese Bestimmung enthält Definitionen der in dem Vorschlag verwendeten Begriffe, wie z. B. „Scoping“ oder „Screening“, die in der Richtlinie über die Um-weltverträglichkeitsprüfung und der Richtlinie über die strategische Umweltprüfung noch nicht definiert sind, um Rechtssicherheit und Vorhersehbarkeit der Verfahren zu gewährleisten.\t\r\n\r\n2 Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council on speeding-up environmental assessments (COM(2025) 984 final).\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nprovided in the form of an environmental assessment report for the plan, programme or project;\r\n(c) ‘screening’ means the procedure to be carried out by the competent authority determining whether plans, programmes or projects are to be subject to an environmental assessment because of their likely significant effects on the environment.\t\t\r\nArticle 3 Environmental single point of contact\r\n1.\tBy [OP please insert – 6 months after the entry into force of this Regulation], Member States shall establish or designate environmental single points of contact at the relevant administrative level for environmental assessments. Each single point of contact shall be responsible for facilitating and coordinating all aspects of the environmental assessments under this Regulation, including for providing information on when an application is considered to be completed in accordance with Article 7 of this Regulation.\r\n2.\tWhere a single point of contact is required for an overall permit-granting process pursuant to other Union or national legislation, the environmental single point of contact referred to in paragraph 1 shall be the same as the one established for that overall permit-granting procedure.\t\r\nDiese Bestimmung regelt die Einrichtung von zentra-len Anlaufstellen für Umweltfragen.\r\nFrühere und laufende Initiativen zielten darauf ab, die Mitgliedstaaten zur Einrichtung einer „einzigen Anlaufstelle“ (SPOC) zu verpflichten, und einige Mit-gliedstaaten haben diese möglicherweise bereits auf eigene Initiative eingerichtet, um Projektentwicklern die Genehmigungsverfahren insgesamt zu erleich-tern und zu koordinieren. Soweit diese Initiativen noch keine solche SPOC für das gesamte Genehmi-gungsverfahren vorsehen, wird mit dem Vorschlag eine einzige Anlaufstelle für Umweltfragen für alle Umweltprüfungen im Zusammenhang mit einem Projekt eingerichtet.\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n3. Member States shall provide tools to help developers identify the appropriate established or designated contact point on the online portal set up in accordance with Article 10.\r\n4. The environmental single point of contact established or designated pursuant to paragraph 1 shall be the sole point of contact for the developer for the environmental assessments under this Regulation. It shall coordinate and facilitate the submission of all relevant documents and information and shall notify the project promoter of the outcome of the comprehensive decision.\t\t\r\nArticle 4 Streamlining of environmental assessment procedures\r\n1. In the case of plans, programmes, or projects for which the obligation to carry out assessments of the effects on the environment or screening arises simultaneously from any two or more of the Directives referred to in Article 1(1), Member States shall establish a coordinated or joint procedure fulfilling all the requirements of those Directives.\r\nUnder the coordinated procedure referred to in the first subparagraph, a competent authority shall coordinate the  various  individual  assessments  of  the\t\r\n\r\n\r\nDiese Bestimmung zielt darauf ab, die verschiedenen Umweltprüfungsverfahren zu straffen, die gemäß den EU-Rechtsvorschriften für ein und denselben Plan, dasselbe Programm oder dasselbe Projekt er-forderlich sein können.\r\nDiese Bestimmung stellt sicher, dass bei Plänen, Pro-grammen oder Projekten, für die eine Verpflichtung zur Durchführung von Umweltverträglichkeitsprü-fungen oder einer Vorprüfung gemäß der Richtlinie\r\n2001/42/EG, der Richtlinie 2011/92/EU, Richtlinie\t\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt diese Regelung. Eine koordinierte und zentrierte Prüfung der relevanten Umweltvorgaben kann unnötige Doppelprüfungen vermeiden und zu einer weitergehenden Beschleunigung der Genehmigungsverfahren, insbesondere auch außerhalb von Beschleunigungsgebieten führen.\r\nPositiv bewertet der BWE die Zusammenfassung\tmehrerer\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nenvironmental impact of a particular plan, programme or project required by the relevant Directives.\r\nUnder the joint procedure referred to in the first subparagraph, a competent authority shall provide for a single assessment of the environmental impact of a particular plan, programme or project required by the relevant Directives.\r\n2.\tMember States shall establish appropriate mechanisms for coordination and cooperation at strategic and project level among all their competent authorities involved in environmental assessments or screenings of plans, programmes or projects. Where a plan, programme or project is subject to a coordinated procedure for assessment under both Directives 2001/42/EC and 2011/92/EU, the procedural steps under those Directives shall be combined.\r\n3.\tIn the case of plans, programmes or projects for which the obligation to carry out assessments of the effects on the environment arises simultaneously from two or more of the Directives referred to in Article 1(1), Member States shall issue one single opinion on the scope and level of detail of the information to be included in the environmental assessment report.\t92/43/EWG des Rates, Richtlinie 2009/147/EG und Richtlinie 2000/60/EG erfolgt. Die Mitgliedstaaten wenden koordinierte oder gemeinsame Verfahren an, die alle Anforderungen dieser Rechtsakte der Union erfüllen.\r\nDamit wird den Bedenken der Interessengruppen Rechnung getragen, dass die Dauer der Genehmi-gungsverfahren zwischen den Mitgliedstaaten sehr unterschiedlich ist, da einige Mitgliedstaaten die Umweltprüfungsverfahren so weit wie möglich kom-binieren, während andere verlangen, dass ein Prü-fungsverfahren abgeschlossen sein muss, bevor das nächste durchgeführt werden kann.\tUmweltprüfungen in einer einzigen Prüfung sowie die Festlegung eines einheitlichen Prüfungsmaßstabs.\tDies\tvermeidete Doppelprüfungen (Abs. 3).\r\nGleichzeitig ist aus Sicht des BWE klarzustellen, dass die Zusammenfassung nur innerhalb der jeweiligen horizontalen Ebene gilt. Andernfalls bestünde die Gefahr, dass Anforderungen der Zulassungsebene bereits auf die Planungsebene (z. B. Bauleitplanung oder Landesplanung) übertragen werden. Dies könnte dazu führen, dass wegen der umfangreichen Umweltprüfungen auf Planungsebene die Planaufstellung eher verzögert als beschleunigt wird. Planungsverfahren könnten sich über Jahre ziehen, wodurch die 5-Jahres-Frist für die Aktualität der Umweltdaten wiederum gerissen würde und dann auf Zulassungsebene doch erneut Datenerhebungen und Prüfungen notwendig würden.\r\nDer BWE begrüßt, dass Behörden und die Öffentlichkeit parallel beteiligt werden, sofern sichergestellt ist, dass die Öffentlichkeit alle\r\nrelevanten Informationen hat (Abs. 4). Durch\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n4.\tCompetent authorities shall consult the public concerned by the environmental decision-making procedure relating to a plan, programme or project subject to an assessment in accordance with paragraph 1 at the same time as they consult the authorities likely to be concerned by that plan, programme or project by reason of their specific environmental responsibilities or local and regional competences referred to in Article 6(2) of Directive 2001/42/EC and Article 6(1) of Directive 2011/92/EU.\r\n5.\tMember States shall ensure that the results of other relevant environmental assessments under Union or national legislation are made available to developers for their preparation of the environmental reports referred to in Article 5 of Directive 2011/92/EU within reasonable timelines, respecting the limitations with regard to commercial and industrial confidentiality, including intellectual property, data protection and the safeguarding of the public interest. When preparing an environmental assessment report, the developer of a project shall be allowed to use data or information as old as five years, provided that the data into the report take into account the site-specific conservation objectives of Natura 2000 sites where relevant, more\r\nrecent data is not available, and the environmental\t\tden parallelen Ablauf von Verfahrensschritten wird der gesamte Prozess beschleunigt.\r\nDer BWE begrüßt die Regelung in Abs. 5, dass Planungsträger*innen Zugriff auf bereits durchgeführte Umweltprüfungen erhalten sollen. Der BWE fordert bereits die Schaffung einer\tbundesweiten\tdigitalen Umweltdatenbank mit perspektivisch auch Nutzungsrechten für Planungsträger*innen. Eine Umweltdatenbank erleichtert die Erhebung, Verarbeitung und Bereitstellung von umweltrelevanten Daten, insbesondere bei beschleunigten Genehmigsverfahren wie bei\r\n§ 6b WindBG. Für die Datenbank fordert der BWE, dass nur Daten aus bereits bestandskräftig\tabgeschlossenen Genehmigungsverfahren\t\tweitergegeben werden sowie Daten aus den letzten 4 Jahren (ab Zeitpunkt der Bestandskraft der Genehmigung) rückwirkend eingespeist werden. So können die Interessen der Vorhabenträger*innen während laufender Genehmigungsverfahren\t\t\tausreichend geschützt werden. Wichtig ist ein Gleichlauf der\r\neingespeisten Daten aus privaten Vorhaben\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nconditions in which the data were collected have not substantially changed in a way that is likely to influence the environmental impact assessment.\t\tund durch Behörden bzw. beauftragten Dritten erhobenen Daten.\r\nArticle 5 Changes to projects\r\n1.\tChanges or extensions of projects, such as repurposing of pipelines or of industrial sites, and extension of their operation period and modifications to ensure decarbonisation, shall only be subject to screening by the competent authorities in order to determine if they are likely to have significant effects on the environment. Those changes or extensions shall be subject to an environmental assessment only where they involve major works that represent risks that are similar to or greater than, in terms of their effects on the environment, to those posed by the original project.\r\n2.\tFor changes or extensions of projects which are likely to have significant effects on the environment in another Member State or where a Member State that is likely to be significantly affected so requests, the Member State in whose territory the project is intended to be carried out shall ensure that Article 7 of Directive 2011/92/EU is applied.\t\r\nDiese Bestimmung stellt klar, wann Änderungen an Projekten eine Umweltverträglichkeitsprüfung er-fordern würden.\r\nErwägungsgrund 22:\r\nWhile the Court of Justice of the European Union has consistently held that the wording of Directive 2011/92/EU indicates that it has a wide scope and a broad purpose, it has also considered that that Di-rective must be interpreted as not requiring that any project likely to have a significant effect on the envi-ronment be made subject to the environmental im-pact assessment provided for in that directive, but only those referred to in Annexes I and II of that Di-rective. In particular, the Court of Justice has held that certain extensions to projects falling under An-nexes I and II of that Directive, do not, as such, fall under the projects categories covered by those provi-sions.\t\r\nDer BWE begrüßt diese Einschränkung der UVP bei Änderungen oder Erweiterungen sowie die Verlängerung des Betriebs von Vorhaben darauf, dass sie nur bei umfangreichen Arbeiten, die ähnliche Umweltauswirkungen und Risiken bergen wie das Ursprungsvorhaben erforderlich ist (eine Art Deltaprüfung). Für die Weiternutzung oder das Repowering von Anlagen kann eine erneut erforderliche UVP den Genehmigungsprozess erheblich verzögern.\r\nDer BWE regt an das Kriterium der „likely to have significant effects“ im Gesetzestext oder den Erwägungsgründen noch weiter zu konkretisieren.\r\nArticle 6 Substantial preclusion\t\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nIn the context of judicial proceedings relating to environmental assessments within the meaning of this Regulation, Member States may preclude arguments from being raised before a court of law where they were not raised during the administrative stage, as long as the competent authority made available the necessary information in due time so that those arguments were known or could have been known and reviewed during the administrative stage leading to the authorisation of the project, without prejudice to the right of access to justice.\tDiese Bestimmung sieht die Möglichkeit vor, dass die Mitgliedstaaten die Option einer wesentlichen Präk-lusion in Gerichtsverfahren einführen. Argumente, die nicht in der Verwaltungsphase vorgebracht wur-den, können vor Gericht nicht geltend gemacht wer-den, unbeschadet des Rechts auf Zugang zu Gerich-ten.\tDer BWE begrüßt diese Regelung. So können spätere Einwände in einem Gerichtsverfahren gegen den Plan oder das Vorhaben nicht mehr vorgebracht werden und diesen/dieses nicht verzögern. Der BWE regt an den Zeitpunkt der Geltendmachung im Verwaltungsverfahren noch näher zu definieren (z.B. durch den Ablauf einer Einwendungsfrist). Andernfalls besteht die Gefahr, dass Einwendungen erst kurz vor Erteilung der Genehmigung geltend gemacht werden.\r\nArticle 7 Duration of screening and environmental assessments\r\n1.\tWhere a project falls within the scope of Directive 2011/92/EU Member States shall ensure that:\r\n(a)\tfor projects subject to screening, the competent authorities carry out that screening within a period of maximum 60 days from the date that the developer has submitted all information required; for changes or extensions of projects referred to in Article 5 of this Regulation, that timeline shall be a maximum of 45 days;\r\n(b)\tfor projects subject to an environmental assessment, the competent authority issues an opinion\t\r\nDiese Bestimmung zielt darauf ab, maximale Fristen für die Umweltverträglichkeitsprüfung gemäß den UVP- und SUP-Richtlinien festzulegen, um der allge-meinen Forderung nach einer Beschleunigung der Umweltprüfungen nachzukommen.\t\r\nDer BWE begrüßt grds. die klaren zeitlichen Beschränkungen des Screenings und Fristen für bestimmte Verfahrensschritte.\r\nZu a): Der BWE kritisiert die Frist von 60 Tagen für die UVP-Vorprüfung. Dies stellt faktisch eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage dar, denn derzeit muss die Behörde innerhalb von 6 Wochen, also 42 Tagen, feststellen, ob eine UVP notwendig ist oder nicht. (vgl. § 7 Abs. 6 UVPG). Diese Frist wird allerdings in der Praxis häufig nicht eingehalten.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\non the scope and level of detail of the information to be included in an environmental assessment report within a period of maximum 30 days from the date on which the developer has submitted its request for an opinion;\r\n(c)\tthe time-frames for consulting the public concerned on the environmental report referred to point (b) is between 30 and 90 days;\r\n(d)\twithin 30 days following the completion of the respective consultations under Articles 6 and 7 of Directive 2011/92/EU, the competent authority acknowledges the completeness of the information provided by the developer which is necessary to take an informed decision on the environmental effects of the project. This information shall include the necessary information gathered pursuant to Articles 5, 6 and 7 of Directive 2011/92/EU including, where relevant, specific assessments required under other Union legislation.\r\nIf, before the end of the 30 days period, the competent authority considers that it does not have all necessary information to make the informed decision, the developer shall submit that information within a reasonable timeframe. Following the acknowledgment of completeness referred to in this point, the developer\t\tZu b) und c): Der BWE begrüßt die Scoping-Frist. Diese existiert derzeit im nationalen Recht nicht. Damit es nicht zu Verzögerungen kommt, sollte klargestellt werden, dass die Fristen aus lit. b) und c) gemeinsam eine Höchstfrist darstellen, also insgesamt maximal 90 Tage für beide Schritte. Dadurch wird eine Addition der Fristen verhindert.\r\nZu d): Der BWE begrüßt grundsätzlich die Frist für die Vollständigkeitsprüfung und die weitere Frist in e). Allerdings ist nicht ganz nachvollziehbar,\twarum\tdie Vollständigkeitsprüfung erst nach formeller Öffentlichkeits- und Behördenbeteiligung (Art. 5-7 UVP-RL) erfolgen soll. Hier bedürfte es einer Klarstellung, auf was genau sich die Vollständigkeitsprüfung bezieht.\r\nZu e): Der BWE begrüßt generell die Frist für die\tbegründete Bewertung der Umweltauswirkungen. Im deutschen Verfahrensrecht wird die abschließende Bewertung gem. § 21 Abs. 1a Nr. 2b) 9. BImSchV\t\tim\tRahmen\tdes Genehmigungsbescheids getroffen. Der BWE\r\nweist darauf hin, dass es durch diese Vorschrift\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nshall not be asked to provide any new information unless duly justified.\r\n(e) the competent authority issues a reasoned conclusion on the environmental assessment of the project within a maximum of 90 days following the acknowledgement of completeness referred to in point (d).\r\nThe deadlines set out in this paragraph shall also apply in case of joint or coordinated procedures where the assessment of the environmental effects of a project under Directive 2011/92/EU is combined with assessments under Directives 92/43/EEC, 2000/60/EC or 2009/147/EC.\t\tnicht zu einem zusätzlichen Verfahrensschritt bei der Erteilung der Genehmigung kommen sollte, welcher den Prozess unnötig verzögern würde.\r\nArticle 8 Protected species\r\n1. When the implementation of plans or when the construction, operation or decommissioning of projects result in the occasional killing or disturbance of birds protected under Directive 2009/147/EC or other species protected under Directive 92/43/EEC, such killing or disturbance of protected species shall not be considered to be deliberate within the meaning of Article 5 of Directive 2009/147/EC and Article 12(1) of Directive 92/43/EEC, provided that the plan or project\r\nhas adopted appropriate and proportionate mitigation\t\r\nDiese Bestimmung legt fest, dass gelegentliche Schä-den an geschützten Vogelarten und anderen Arten während der Projektdurchführung nicht als vorsätz-lich im Sinne der Richtlinie 2009/147/EG und der Richtlinie 92/43/EWG angesehen werden, wenn ge-eignete und verhältnismäßige Ausgleichsmaßnah-men ergriffen und die besten verfügbaren Technolo-gien berücksichtigt werden, wobei die Mitgliedstaa-ten verpflichtet sind, die Wirksamkeit zu überwa-\t\r\nDer BWE begrüßt diese Klarstellung besonders, da sinnvollerweise nicht mehr auf die Individuen- sondern die Populationsebene abgestellt werden soll. Mit der Änderung von erforderliche\t\tMinderungsmaßnahmen („necessary mitigation measures“) (Art. 16b Abs. 2 S. 3 Richtlinie (EU) 2018/2001 (REDIII) in angemessene\tund\tverhältnismäßige Minderungsmaßnahmen  „appropriate  and\r\nproportionate  mitigation  measures  and\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nmeasures and considering the best available technologies to avoid such killing and to prevent disturbance.\r\n\r\n\r\n2. When assessing whether those mitigation measures are appropriate and proportionate to comply with Article 5 of the Birds Directive and Article 12(1) of the Habitats Directive, the competent authority shall take into account whether they ensure that significant adverse impacts on the population of the species concerned is avoided, despite the possible existence of negative impacts on individual specimens of those species. Member States shall ensure that those measures are applied and their effectiveness is monitored and that, in the light of the information gathered, further measures are taken as required to ensure that there are no significant adverse impacts on the population of the species concerned.\tchen und die Maßnahmen anzupassen, um erhebli-che Auswirkungen auf die Populationen der Arten zu verhindern.\tconsidering the best available technologies to avoid such killing and to prevent disturbance“ erfolgt eine Umstellung vom Individenschutz im Einzelfall auf einen Populationsschutz. Der BWE regt eine weitergehende Klarstellung, was unter  „best  available  technologies“  und\r\n„occasional killing or disturbance” zu verstehen ist im Gesetzestext oder in den Erwägungsgründen an. In Erwägungsgrund 34 finden sich hierzu bisher keine Hinweise.Es sollte in jedem Fall verhindert werden, dass durch eine weite Auslegung eine dynamische Anpassungspflicht an die aktuell beste Technologie gefolgert wird\r\nDarüberhinaus begrüßt der BWE, dass diese Regelung bestätigt, dass bei Umsetzung von Minderungmaßnahmen\tdie Verbotsvorschriften mangels Absichtlichkeit nicht mehr greifen. Dies schützt vor Drittklagen.\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt diese Regelung, insbesondere die Vernachlässigbarkeit des Verlusts von einzelnen Individuen. Zudem kann\r\ndie  Angemessenheit  der  Maßnahme  nur\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\twiderlegt werden, wenn eine Wirkung auf die Population und nicht auf das Exemplar zu erwarten ist. Sollten dennoch Auswirkungen auf die Population zu erwarten sein, dann könnte der Mitgliedstaat diesen durch Artenhilfsmaßnahmen entgegenwirken. Die Verantwortung für unabsichtliche Tötungen tragen nun – richterweise – nicht mehr die Vorhabenträger*innen.\r\nDer BWE schlägt vor, die Grundlage (z.B. Daten), auf welcher die Behörde diese Entscheidung treffen soll, weiter zu konkretisieren. In der Praxis fehlen häufig genau diese Datengrundlagen zur Größe einer Population (z.B. bei Fledermäusen). Unionsrechtlicher Bewertungsmaßstäbe (z.B. im Annex in der Toolbox) wären hierfür hilfreich für die Behörden und würden eine zügige Anwendbarkeit unterstützen.\r\nZudem regt der BWE an klarzustellen, dass Maßnahmen zum Schutz eines Individuums (nach dem rechtlichen status quo) auch als populationsschützende Maßnahmen gewertet\r\nwerden können. Alternativ ist klarzustellen,\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\t\twelche Maßnahmen dann in Frage kommen (FCS oder CEF?).\r\nArticle 9 Environmental assessment of transboundary effects\r\n1.\tWhere a plan, programme or project falling within the scope of this Regulation requires decisions to be taken in two or more Member States, the relevant national competent authorities shall take all necessary steps for efficient and effective cooperation and communication among themselves. Member States shall endeavour to provide for joint procedure and unique point of contact with regard to the assessment of the environmental effects of the plan, programme or project. Upon request from the Member States concerned by a plan, programme or project, the Commission shall act as a facilitator to support cooperation between concerned national competent authorities and facilitate agreement on joint procedure.\r\n2.\tParagraph 1 is without prejudice to more detailed procedures, including cross-border joint procedures, provided for in other Union legislation regarding cooperation between authorities as regards environmental assessment of transboundary effects.\t\r\n\r\n\r\nDie Bestimmung schreibt eine wirksame Zusammen-arbeit zwischen den nationalen Behörden bei der Be-wertung grenzüberschreitender Umweltauswirkun-gen für Pläne vor, die Entscheidungen mehrerer Staaten erfordern, wobei die Kommission als Ver-mittler für gemeinsame Verfahren zur Verfügung steht.\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nArticle 10 Online accessibility of information and digitalisation of the environmental assessments\r\n1.\tFrom [OP: please insert the date = six months after the date of entry into force of this Regulation], developers shall be allowed to submit any information related to the environmental assessments and screening procedures in electronic form.\r\n2.\tFrom [OP: please insert the date = six months after the date of entry into force of this Regulation], Member States shall provide developers and the public with access to the following information as regards plans, programmes or projects, online and in a centralised and easily accessible manner:\r\n(a)\tThe environmental single points of contact referred to in Article 3;\r\n(b)\tthe progress of the environmental assessments and screening procedures, including the upcoming steps of the procedure and the timeline of those steps, as well as information on dispute settlement;\r\n3. From [OP: please insert the date = twelve months after the date of entry into force of this Regulation], Member States shall ensure that reports and data resulting  from  environmental  assessments  and\r\nscreening procedures, related decisions and monitoring\t\r\n\r\n\r\nDiese Bestimmung zielt darauf ab, die Verfahren zur Folgenabschätzung und die damit verbundene Da-tenverwaltung vollständig zu digitalisieren. In der Zwischenzeit sollte es Projektentwicklern gestattet sein, ihre Anträge digital einzureichen.\t\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt die Regelungen in diesem Artikel ausdrücklich. Die vollständige Digitalisierung für die Umweltprüfungen ist unbedingt notwendig, um Verfahren zu beschleunigen.\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt die Möglichkeit, dass Planungsträger*innen\tZugriff\tauf Umweltinformationen haben. Der BWE fordert bereits die Schaffung einer bundesweiten digitalen Umweltdatenbank mit perspektivisch auch\tNutzungsrechten\t für Planungsträger*innen (s.o. Art. 4). Die klaren Umsetzungsfristen für die Einrichtung und Umstellung auf digitale Prozesse sind sehr positiv zu bewerten.\r\nDer BWE begrüßt die Schaffung eines central online portal für die Verfahren der Umweltprüfung und mit Zugang zu Umweltinformationen in einer Datenbank.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nof environmental effects and procedures are made and remain publicly available in a digital format through a central online portal, in a manner that is compatible with the preservation of business secrets and Union or national data protection requirements. That portal shall be based on a digital geographic information system and shall include all available data on species observations and other environmental and geological data.\r\n4. From [OP: please insert the date = twenty-four months after the date of entry into force of this Regulation], Member States shall ensure that environmental assessment and screening procedures are fully digitalized and enable the re-use of data and documents held by public authorities at national level as well as the sharing of such data between Member States, developers and the public, in a seamless manner. Where appropriate, such procedures shall be interoperable with European Digital Identity Wallets and European Business Wallets. From that date, Member States shall also take the necessary measures to enhance the efficiency and effectiveness of their environmental assessment and screening procedures, including through the use of automated systems. These\r\nautomated systems shall be aligned with relevant Union\t\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\npolicies, respect data protection and privacy laws, and adhere to principles of transparency and accountability, including human decisional control.\t\t\r\nArticle 11 Administrative costs of environmental assessments\r\nMember States shall endeavour to waive administrative charges and fees associated with environmental assessments for developers falling within the definition of small mid-cap enterprises under Recommendation (EU) 2025/1099 or within the definition of small and medium-sized enterprises under Recommendation 361/2003/EC.\t\r\n\r\n\r\nDiese Bestimmung ermutigt die Mitgliedstaaten, die mit den Umweltprüfungen für ein bestimmtes Pro-jekt verbundenen Verwaltungskosten (Abgaben) zu tragen, um die Kosten für Projektentwickler bei den erfassten vorrangigen Projekten zu senken.\t\r\n\r\n\r\nDer BWE begrüßt diese Aufforderung der Mitgliedstaaten Verwaltungskosten für Umweltprüfungen zu senken oder gänzlich zu erlassen.\r\nArticle 12 Resources and training\r\nMember States shall ensure that the environmental single point of contact and all competent authorities responsible for any step in the screening and environmental assessments procedures, including all procedural steps, have a sufficient number of qualified staff and sufficient financial, technical and technological resources necessary, including, where appropriate, for up-skilling and re-skilling of staff, for the effective performance of their tasks under this Regulation and under the Directives referred to in Article 1.\t\r\nDiese Bestimmung verpflichtet die Mitgliedstaaten, dafür zu sorgen, dass die einheitliche Anlaufstelle für Umweltfragen und die für die Prüfung und Umwelt-verträglichkeitsprüfung zuständigen Behörden über ausreichendes Personal und ausreichende Ressour-cen verfügen, einschließlich Möglichkeiten zur Wei-terqualifizierung und Umschulung, damit sie ihre Aufgaben gemäß dieser Verordnung und den damit verbundenen Richtlinien wirksam erfüllen können. Diese Bestimmung zielt darauf ab, die administrati-\t\r\nDer BWE begrüßt diese Regelung. Für eine Umsetzung der ambitionierten Regelungen für die Beschleunigung von Umweltprüfung bedarf es ausreichend geschulten Personals sowie technischer und finanzieller Ressourcen in den Behörden.\r\n \r\n\r\n\r\n\r\n\tven und technischen Kapazitäten in den Mitglied-staaten zu stärken, um schnelle und qualitativ hoch-wertige Umweltverträglichkeitsprüfungen zu ermög-lichen.\t\r\nArticle 13 Applicability of United Nations Economic Commission for Europe Conventions\r\nMembers of the public shall be afforded the right of access to environmental information, participation in decision making and access to justice concerning plans, programmes or projects referred to in Article 1(1), in line with the United Nations Economic Commission for Europe (UNECE) Convention on Access to Information, Public Participation in Decision-making and Access to Justice in Environmental Matters, signed at Aarhus on 25 June 1998, and under the UNECE Convention on environmental impact assessment in a transboundary context, signed at Espoo on 25 February 1991 and its Protocol on Strategic Environmental Assessment, signed in Kyiv on 21 May 2003.\t\r\n\r\n\r\nDiese Bestimmung soll an die Rechte der Öffentlich-keit erinnern, die gemäß den Übereinkommen von Aarhus und Espoo das Recht auf Zugang zu Umwel-tinformationen, Beteiligung an Entscheidungspro-zessen und Zugang zu Gerichten haben.\t\r\nArticle 14 Toolbox for strategic sectors or categories\r\n1. The provisions set out in the Annex shall apply where existing sectorial Union legislation defines strategic sectors or categories of strategic projects and aims to\r\nspeed up permitting, provided that those projects\t\r\nDiese Bestimmung bezieht sich auf eine Toolbox, die für strategische Sektoren oder Kategorien gilt und im Anhang aufgeführt ist.\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\ncontribute to resilience and decarbonisation or resource efficiency.\r\n\r\n\r\nThe Commission is empowered to adopt an implementing act identifying strategic projects for the construction and renovation of residential affordable or social buildings, as well as the necessary infrastructure that directly serves those buildings. The provisions set out in the Annex shall apply to those projects.\r\n2. The provisions set out in the Annex shall also apply to strategic sectors or categories of projects defined in future Union legislation which refers to this Regulation, provided that those projects contribute to resilience and decarbonisation or resource efficiency.\t\t\r\nArticle 15 Notification of national implementing rules and measures\r\nIf Member States lay down rules and measures on the practical implementation of this Regulation, they shall notify the Commission of those rules and measures and, without delay, of any subsequent amendments affecting them.\t\t\r\nArticle 16 Entry into force and application\t\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nThis Regulation shall enter into force on the 20th day following that of its publication in the Official Journal of the European Union.\r\nArticle 3(1) and Article 10 shall apply as of the date provided for in those provisions.\r\nThis Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.\t\tDer BWE begrüßt die Rechtswahl der Verordnung und die daraus folgende unmittelbare Anwendbarkeit der Regeln. Zudem begrüßt der BWE die ambitionierten Vorgaben für die Umsetzung der digitalen Portale in den Mitgliedstaaten. Hierauf warten die Beteiligten der Umweltprüfungen schon seit Jahren.\r\nAnnex\r\nToolbox for strategic sectors or categories\r\nI. Overriding public interest\r\nFor projects referred to in Article 14(1) of this Regulation and where Union legislation refers to this provision according to Article 14(2) of this Regulation, then, with regard to the environmental assessments and the obligations referred to in Article 4(7) of Directive 2000/60/EC, Article 9(1), point (a), of Directive 2009/147/EC, Articles 6(4) and 16(1) of Directive 92/43/EEC, certain projects developed for strategic sectors or categories shall be considered to be of public interest and may be considered to have an overriding public interest and to serve the interests of public health and safety provided that all the conditions set out in those Directives are fulfilled.\t\r\n\r\n\r\n\r\nBestimmte Projekte, die für strategische Sektoren oder Kategorien entwickelt wurden, gelten als im öf-fentlichen Interesse liegend und können als von überwiegendem öffentlichem Interesse und im Inte-resse der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit lie-gend angesehen werden, sofern alle in diesen Richt-linien festgelegten Bedingungen erfüllt sind.\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nWhen assessing the fulfilment of the conditions referred to in paragraph 1, the strategic nature of the project, shall be given specific consideration. In such case, Member States may, in duly justified and specific circumstances, to restrict the application of this paragraph to certain parts of their territory, to certain types of technology or to projects with certain technical characteristics.\r\nII. Tacit approval\r\nFor projects referred to in Article 14(1) of this Regulation and where Union legislation refers to this provision according to Article 14(2) of this Regulation, then, in the authorisation procedures for projects developed for strategic sectors or categories, Member States shall ensure that the lack of reply by the relevant competent authorities within the established deadline results in the specific intermediary administrative steps to be considered as approved, except where the specific project is subject to an environmental impact assessment pursuant to Directives 2000/60/EC, 2009/147/EC, 2011/92/EU or Directive 92/43/EEC or where the principle of administrative tacit approval does not exist in the national legal system of the Member State concerned.\t\r\nBeschränkungsmöglichkeit in Ausnahmefällen\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nDie Mitgliedstaaten stellen sicher, dass das Ausblei-ben einer Antwort der zuständigen Behörden inner-halb der festgelegten Frist dazu führt, dass die spezi-fischen verwaltungsrechtlichen Schritte als geneh-migt gelten, es sei denn, das spezifische Projekt un-terliegt einer Umweltverträglichkeitsprüfung gemäß den einschlägigen Umwelt-Richtlinien. (Genehmi-gungsfiktion)\t\r\n \r\n\r\n\r\n\r\nThe previous paragraph shall not apply to final decisions on the outcome of the permit-granting procedure, which shall be explicit. All decisions shall be made publicly available.\r\nIII. Dispute settlement\r\nFor projects referred to in Article 14(1) of this Regulation and where Union legislation refers to this provision according to Article 14(2) of this Regulation, then all dispute resolution procedures, litigation, appeals and judicial remedies related to projects within strategic sectors or categories before any national courts, tribunals or panels, including with regard to mediation or arbitration, where they exist in national law, shall be treated as most expeditious if and to the extent to which national law provides for such expediated procedures and provided that the usually applicable rights of defence of individuals or of local communities are respected.\tDer vorstehende Absatz gilt nicht für endgültige Ent-scheidungen über das Ergebnis des Genehmigungs-verfahrens, die ausdrücklich zu treffen sind.\r\n\r\n\r\n\r\nAlle Gerichtsverfahren sollten als besonders eilig be-handelt werden, sofern und soweit das nationale Recht solche beschleunigten Verfahren vorsieht und vorausgesetzt, dass die üblicherweise geltenden Verteidigungsrechte von Einzelpersonen oder loka-len Gemeinschaften gewahrt bleiben.\t\r\n \r\n\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europä-ischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechperson\r\nLaura Sophie Hemper | Justiziarin | l.hemper@wind-energie.de\r\n\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nElisabeth Görke | Justiziarin Laura Sophie Hemper | Justiziarin\r\nJanna Hilger | Fachreferentin Planung/Genehmigung/Länderkoordination Luca Liebe | Senior Referent Europapolitik\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze\r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand\r\nJuristischer Beirat Sprecherkreis\r\nJuristische AG Planung |Genehmigung | Netze | Energierecht | Unternehmensjuristen | Naturschutz | Akzeptanz und Beteiligung\r\nArbeitskreis Energiepolitik Arbeitskreis Netze Planerbeirat Naturschutzbeirat Vorstand\r\n\r\nDatum\r\n14. Januar 2026"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022206","regulatoryProjectTitle":"RED III Offshore","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/03/47/687465/Stellungnahme-Gutachten-SG2601300002.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\n\r\n\r\n\r\nGesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-\r\nRichtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze\r\nReferentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie vom 27.06.2025\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nJuli 2025\r\n \r\n\r\nInhalt\r\n1\tEinleitung\t3\r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\t4\r\n3\tHinweise und Änderungsvorschläge zu einzelnen Regelungen\t5\r\n3.1\tZu § 12j (Ref-E) Infrastrukturgebieteplan\t5\r\n3.2\tZu § 14f (Ref-E) Infrastrukturgebieteplan im Elektrizitätsverteilernetz\t8\r\n3.3\tZu § 43n (Ref-E) Vorhaben in Infrastrukturgebieten\t10\r\n3.4\tZu § 43o (Ref-E) Vergleich zur ursprünglichen Netzinfrastruktur\t13\r\n\r\n \r\n1\tEinleitung\r\nDer schleppende Ausbau der Verteilnetze zählt zu den zentralen Hemmnissen der wirtschaftlichen Transformation in Deutschland. Der industrielle Mittelstand ist zur Dekarbonisierung seiner Produktion auf erneuerbaren Strom aus Windenergie angewiesen, doch es fehlen die notwendigen Transportkapazitäten im Netzbereich. Windparks und Industrie warten nach wie vor zu lange auf Netzanschlüsse.\r\nNach umfassenden Reformen befinden sich die Genehmigungs- und Ausbauzahlen der Windenergie endlich auf dem Zielpfad. Das Angebot an Grünstrom wird in den kommenden Jahren spürbar steigen. Der Netzausbau und die effizientere Nutzung vorhandener Netzinfrastruktur müssen mit dem Ausbau der Erneuerbaren künftig Schritt halten können, um Verbrauch und Erzeugung zu verknüpfen sowie industrielle Wertschöpfung zu sichern und zu fördern.\r\nDer BWE begrüßt den vorliegenden Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze ausdrücklich. Der Text zur nationalen Umsetzung der RED-III-Vorgaben für den Netzausbau orientiert sich pragmatisch am Rechtstext der EU-Richtlinie 2023/2413 und schöpft den gegebenen Spielraum im Sinne eines Beschleunigungseffekts nahezu vollständig aus. Mit der Schaffung von Infrastrukturgebieten findet die bereits umfassend diskutierte Logik der Beschleunigungsgebiete Einzug in den Netzausbau und wird nach Umsetzung die Genehmigungszeiten durch Screenings substanziell verkürzen. Danach muss in der Regel keine Prüfung von Einzelprojekten mehr erfolgen.\r\nGleichwohl stellt sich die Frage nach der flächendeckenden Einbeziehung von Speichern. In diesem Punkt bleibt der Entwurf hinter der Richtlinie zurück, deren Artikel 15e zu Infrastrukturgebieten sogar den Titel „Gebiete für Netz- und Speicherinfrastruktur, die für die Integration von erneuerbarer Energie in das Stromsystem erforderlich ist“ trägt und damit explizit auf Speicher Bezug nimmt. Der systemdienliche Einsatz von Speichern stützt das Gesamtsystem und senkt Kosten. Speicher sollten daher ebenfalls von der Beschleunigungswirkung der Infrastrukturgebiete profitieren, wie es auch in der RED III vorgesehen ist.\r\nDie Umsetzungs- bzw. Ausweisungsfrist von bis zu 20 Monaten für Infrastrukturgebiete beginnt nach Antragstellung durch den Verteilnetzbetreiber und nach Inkrafttreten des Gesetzes. Dies führt jedoch dazu, dass der Netzausbau je nach Verabschiedung des Gesetzes voraussichtlich erst ab Mitte 2028 von den Infrastrukturgebieten profitieren kann. Deshalb setzt sich der BWE für eine möglichst zügige Umsetzung des Referentenentwurfs im weiteren parlamentarischen Verfahren ein. Wir begrüßen an dieser Stelle ausdrücklich, dass die neue Regelung in § 43o EnWG Genehmigungserleichterungen für Netzertüchtigungsprojekte bereits mit Inkrafttreten des Gesetzes ermöglicht.\r\nDarüber hinaus stellt sich die Frage, warum im Zuge der Anpassung des EnWG nicht auch weitere sinnvolle Vorhaben wie der Rechtsanspruch auf die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten umgesetzt werden. Dadurch wären diese flächendeckend nutzbar und würden zur erzeugerseitigen Optimierung der Netzauslastung beitragen. Dies würde den Netzausbaubedarf reduzieren. Außerdem gilt es, private Investitionen in Stromnetze, beispielsweise im Rahmen von „Einsammelnetzen“ zu fördern. Hier sieht der BWE weiteren Anpassungsbedarf.\r\n \r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\r\nWir begrüßen:\r\n•\tdie Beschleunigung des Netzausbaus durch die Ausweisung von Infrastrukturgebieten.\r\n•\tdie pragmatische Umsetzung der RED III für den Bereich Offshore und Netze.\r\n•\tdie Anwendung von Infrastrukturgebieten für die Verteilnetzebene.\r\n•\tdie deutliche Erleichterung bei der Ertüchtigung von Verteilnetzen.\r\n•\tdie Möglichkeit, dass Behörden die Gebietsausweisungen an die BNetzA auslagern können. Wir kritisieren:\r\n•\tdie Verwendung unbestimmter Rechtsbegriffe wie das “bedeutende Vorkommen” von Arten oder “höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen”.\r\n•\tdie fehlende Umsetzung der RED III für Speicherprojekte. Wir regen an:\r\n•\tdie unbestimmten Rechtsbegriffe zu präzisieren.\r\n•\tden Gestaltungsspielraum der RED III durch die Aufnahme von Speichern auszuschöpfen.\r\n \r\n3\tHinweise und Änderungsvorschläge zu einzelnen Regelungen\r\n3.1\tZu § 12j (Ref-E) Infrastrukturgebieteplan\r\nDer BWE begrüßt die Umsetzung des Artikels 15e Absatz 1 der Richtlinie (EU) 2023/2413. Mit den formulierten Regelungen wird ein großes Beschleunigungspotenzial gehoben. Wir weisen in diesem Zusammenhang darauf hin, dass die EU-Richtlinie sowohl Genehmigungserleichterungen für Netz- als auch für Speicherinfrastruktur beinhaltet. Wir regen dementsprechend an, dass letztere in dieser oder in einer zusätzlichen nationalen Umsetzung ebenfalls von der angestrebten Erleichterung und Beschleunigung profitieren sollten.\r\n3.1.1\tZu Absatz 1\r\nDie Einführung des § 12j setzt die EU-Richtlinie (EU) 2023/2413 um. Sie erlaubt den Ländern, Pläne zur Ausweisung von Infrastrukturgebieten für Netz- und Speicherprojekte zu erstellen, die Erneuerbare Energien ins Stromnetz integrieren, sofern keine erheblichen Umweltauswirkungen zu erwarten sind oder diese ausgeglichen werden können. Ziel ist, den Ausbau Erneuerbarer Energien zu beschleunigen.\r\nAuf Antrag des Vorhabenträgers kann die zuständige Behörde für erstmals nach dem 20. November 2023 im Netzentwicklungsplan bestätigte Maßnahmen einen Infrastrukturgebieteplan erstellen. Dabei werden vorhandene Daten zur Raum- und Umweltsituation genutzt, um geeignete Gebiete zu bestimmen. In der ausschließlichen Wirtschaftszone kann die Behörde Infrastrukturgebiete auch ohne Antrag ausweisen.\r\nBei der Auswahl werden schützenswerte Gebiete wie Natura 2000, Nationalparks oder Biosphärenreservate grundsätzlich gemieden, es sei denn, es gibt keine Alternative. Die Behörden prüfen, ob die Gebiete im Infrastrukturplan enthalten sind oder ob es verhältnismäßige Alternativen gibt. Falls Infrastrukturprojekte bereits in einem Gebiet bestehen, kann dies die Planung beeinflussen.\r\nDie ermittelten Infrastrukturgebiete werden im Umweltbericht als Grundlage für die Bewertung der Umweltauswirkungen verwendet. Die Planung dient in erster Linie dem Transport Erneuerbarer Energien und stellt keine raumbedeutsame Raumordnung im Sinne des Raumordnungsgesetzes dar. Die Prüfung der Raumverträglichkeit erfolgt im späteren Planfeststellungsverfahren.\r\n§ 12j Absatz 1 Nummer 5 EnWG (Ref-E) legt fest, dass bei der Ausweisung von Infrastrukturgebieten\r\n„Gebiete mit bedeutenden Vorkommen einer oder mehrerer Arten, die das Gebiet regelmäßig nutzen und bei denen eine Beeinträchtigung durch den Ausbau der Netzinfrastruktur wahrscheinlich ist, die von der Planfeststellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen Behörde auf Grundlage von vorhandenen Daten zu bekannten Artvorkommen oder zu besonders geeigneten Lebensräumen ermittelt werden können, zu meiden sind, es sei denn, es gibt unter Berücksichtigung der mit dem Gebiet verbundenen Ziele keine verhältnismäßige Alternative für den Ausbau.\r\nDer Richtlinientext geht von vorhandenen Daten aus und will auf national vorhandene Gebietskategorien zurückgreifen (z. B. die ausgewiesenen Natura 2000-Gebiete), nicht aber auf die Gebietskategorie „bedeutende Vorkommen“. Damit sieht der Gesetzesentwurf nun einen zusätzlichen und nicht von der Richtlinie vorgesehenen Ausschluss (Artikel 15e Absatz 1 RED III) vor. Dieser steht dem Beschleunigungsgedanken der Richtlinie entgegen und wird vom BWE abgelehnt.\r\n \r\n\r\nVor diesem Hintergrund fordert der BWE die Streichung der Nummer 5 des § 12f Absatz 1 EnWG (Ref-E).\r\n\r\nKonkret: § 12f Absatz 1 Nummer 5 EnWG (Ref-E) ist wie folgt zu ändern:\r\n\r\n(1)\tFür nach dem Ablauf des 19. November 2023 erstmals im Netzentwicklungs-plan bestätigte Maßnahmen für Energieleitungen kann die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde auf Antrag des Vorhabensträgers anhand von vorhandenen Daten zur großräumigen Raum- und Umweltsituation Infra-strukturgebiete für die Umsetzung von Netzprojekten im Sinne von Artikel 15e der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom 18. Oktober 2023 in einem Plan aus-weisen (Infrastrukturgebieteplan). In der ausschließlichen Wirtschaftszone kann die Zu-lassungsbehörde Infrastrukturgebiete nach Satz 1 für erstmals im Flächenentwick-lungsplan festgelegte Trassen und Trassenkorridore sowie Standorte von Konverter-, Sammel- oder Umspannplattformen für Offshore-Anbindungsleitungen ohne Antrag ausweisen. Sofern Geodaten über die verbindlichen Festlegungen der Landes- und Regionalplanung benötigt werden, legt die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde die Daten des Raumordnungsplan-Monitors des Bundesinstituts für Bau-, Stadt- und Raumforschung zugrunde, die ihr für diesen Zweck zur Verfügung zu stellen sind. Landesbehörden können stattdessen die verfügbaren Geodaten über die verbindlichen Festlegungen der Landes- und Regionalplanung zu-grunde legen. Für diese und andere Geodaten ist § 31 Absatz 4 des Netzausbaube-schleunigungsgesetzes Übertragungsnetz entsprechend anzuwenden. Die Auswei-sung von Infrastrukturgebieten stellt keine raumbedeutsame Planung und Maßnahme im Sinne des § 3 Absatz 1 Nummer 6 des Raumordnungsgesetzes 2008 (BGBl. I S. 2986), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 22. März 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 88) geändert worden ist, dar. Eine Raumverträglichkeitsprüfung nach § 15 des Raumordnungsgesetzes ist nicht durchzuführen. Der Infrastrukturgebieteplan hat folgende Gebiete zu meiden, es sei denn, es gibt unter Berücksichtigung der mit dem Gebiet verbundenen Ziele keine verhältnismäßige Alternative für den Ausbau:\r\n1.\tNatura- 2000-Gebiete,\r\n\r\n2.\tNaturschutzgebiete nach § 23 des Bundesnaturschutzgesetzes vom 29. Juli 2009 (BGBl. I S. 2542), das zuletzt durch Artikel 3 des Gesetzes vom 8. Dezember 2022 (BGBl. I S. 2240) geändert worden ist,\r\n3.\tNationalparke nach § 24 des Bundesnaturschutzgesetzes,\r\n\r\n4.\tdie Kernzone und die Pflegezone der Biosphärenreservate nach § 25 Absatz 3 des Bundesnaturschutzgesetzes sowie\r\n5.\t [Gebiete mit bedeutenden Vorkommen einer oder mehrerer Arten, die das Gebiet regelmäßig nutzen und bei denen eine Beeinträchtigung durch den Ausbau der Net-zinfrastruktur wahrscheinlich ist, die von der Planfeststellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen\r\n \r\n\r\n \r\n3.1.2\tZu Absatz 3\r\nNach § 12j Absatz 3 prüft die zuständige Behörde bei der Ausweisung von Infrastrukturgebieten, ob es sich um eine Änderung und Erweiterung, einen Ersatzneubau oder einen Parallelneubau handelt. Dazu werden bestehende Trassen des Übertragungsnetzes berücksichtigt.\r\nDurch die Dezentralisierung der Stromerzeugung hat sich der Bedarf zu Rückspeisung von niedrigen auf höhere Spannungsebenen, bis hin zum Abtransport über die Übertragungsnetze massiv erhöht. Die Berücksichtigung von Bestandstrassen im Übertragungsnetz nach § 3 Nummer 2 NABEG erscheint daher sachgerecht.\r\n3.1.3\tZu Absatz 6\r\nNach § 12j Absatz 6 ist für den Infrastrukturgebieteplan, wie von Artikel 15e Absatz 1 Satz 3 Buchstabe d der Richtlinie (EU) 2018/2001 verlangt, eine Strategische Umweltprüfung (SUP) nach dem UVPG durchzuführen. Gegebenenfalls ist zusätzlich eine Verträglichkeitsprüfung nach § 36 Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) durchzuführen, wie von Artikel 15e Absatz 1 Satz 3 Buchstabe d der Richtlinie (EU) 2018/2001 ebenfalls verlangt.\r\nDies begrüßt der BWE ausdrücklich. Die Formulierung „und im Einzelfall eine Verträglichkeitsprüfung nach § 36 des Bundesnaturschutzgesetzes“ bietet durch die unbestimmte Formulierung jedoch Verzögerungspotenzial. Der BWE regt daher an, dass die einzelnen Einzelfalltatbestände durch den Gesetzgeber hinreichend normiert werden.\r\n3.1.4\tZu Absatz 7\r\nNach § 12j Absatz 7 Satz 1 sieht die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde Regeln für verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen vor. Diese sind zu ergreifen, um mögliche nachteilige Auswirkungen auf die Erhaltungsziele im Sinne des § 7 Absatz 1 Nummer 9 BNatSchG sowie auf besonders geschützte Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 13 BNatSchG zu vermeiden. Falls dies nicht möglich ist, sind die Auswirkungen erheblich zu verringern.\r\nDer BWE weist darauf hin, dass die Richtlinie lediglich die streng geschützten Arten nach § 7 Absatz 2 Nummer 14 BNatSchG sowie die europäischen Vogelarten umfasst. Die nationale Umsetzung geht insoweit über das Schutzmaß der Richtlinie hinaus. Der BWE regt hier eine Angleichung an die europäische Richtlinie an.\r\n \r\n\r\nIn der Begründung ist weiterhin zu lesen: „Um eine einheitliche Rechtspraxis zu fördern, sollten die zuständigen Behörden der Länder sich an den durch die Bundesnetzagentur vorzusehenden Regeln für Standard-Minderungsmaßnahmen orientieren.“ Dies begrüßt der BWE ausdrücklich, da „Regelungen für verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen“ auf Planebene der deutschen Verwaltung bisher neu sind. Er regt an, die Verbände bei der Erstellung zu beteiligen. Der BWE begrüßt die Erwähnung in der Begründung insbesondere, da der adäquate Katalog für Minderungsmaßnahmen im Rahmen der RED-III-Onshore-Umsetzung bis heute nicht umgesetzt wurde. Besser wäre noch eine Standardisierung auf Bundesebene, damit in den Plänen auf eine etwaige konkrete Bundesliste verwiesen werden kann.\r\n3.1.5\tZu den Absätzen 8 bis 9\r\nNach § 12j Absatz 8 hat die zuständige Behörde vor der Ausweisung von Infrastrukturgebieten die Belange der zuständigen Übertragungsnetzbetreiber und der Öffentlichkeit zu konsultieren. Dies betrifft sowohl den Entwurf des Infrastrukturgebieteplans als auch die Unterlagen für die SUP. Nach einer einmonatigen digitalen Auslegungsphase kann die betroffene Öffentlichkeit ihre Anliegen binnen eines Monats einbringen.\r\nNach § 12j Absatz 9 soll die zuständige Behörde Infrastrukturgebiete spätestens nach 20 Monaten ausweisen. Eine Fristverlängerung durch die Behörde ist nur möglich, wenn sich der Inbetriebnahmezeitraum dadurch nicht verzögert. Die zuständige Behörde kann die Bundesnetzagentur bitten, die Ausweisung der Infrastrukturgebiete an ihrer Stelle vorzunehmen.\r\nDiese Regelungen erscheinen sachgerecht. Insbesondere das Anliegen, den Inbetriebnahmezeitraum von Netzinfrastrukturprojekten nicht zu verzögern, ist aus Sicht des BWE begrüßenswert.\r\n3.2\tZu § 14f (Ref-E) Infrastrukturgebieteplan im Elektrizitätsverteilernetz\r\n3.2.1\tZu Absatz 1\r\nDie Einführung des § 14f setzt die EU-Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom 18. Oktober 2023 um. Sie erlaubt den Ländern, Pläne zur Ausweisung von Infrastrukturgebieten für Netz- und Speicherprojekte zu erstellen, die Erneuerbare Energien ins Stromnetz integrieren, sofern keine erheblichen Umweltauswirkungen zu erwarten sind oder diese ausgeglichen werden können. Ziel ist, den Ausbau Erneuerbarer Energien zu beschleunigen.\r\nAnalog zu § 12j kann die Planfeststellungs- bzw. die nach Landesrecht zuständige Behörde auf Antrag des Vorhabenträgers Infrastrukturgebiete für Maßnahmen zur Errichtung, zur Änderung und zum Betrieb von Hochspannungsfreileitungen in der 110kV-Netzebene in einem Plan ausweisen. Dies ist jedoch nur möglich, wenn die Betreiber der Elektrizitätsverteilernetze die entsprechenden Maßnahmen in ihrem Netzausbauplan angegeben haben. Der Netzausbauplan ist von Verteilnetzbetreibern laut\r\n§ 14d Absatz 1 ab 2026 alle zwei Jahre bei der Regulierungsbehörde vorzulegen.\r\nDie Ausweisung des Infrastrukturgebiets auf Verteilnetzebene soll innerhalb von 20 Monaten auf Grundlage vorhandener Daten zur Raum- und Umweltsituation erfolgen. Für die Ausweisung ist § 12j Absatz 1 Satz 3 bis 9 entsprechend anzuwenden. Der BWE verweist in diesem Zusammenhang auf die Bewertung und Anregungen zu § 12j in Kapitel 3.1. Dies gilt insbesondere für die geforderte Streichung der Nummer 5 des § 12f Absatz 1 EnWG (Ref-E) in Kapitel 3.1.1.\r\n \r\n\r\nAuch bei der Ausweisung von Infrastrukturgebiete im Verteilnetz sollen schützenswerte Gebiete wie Natura 2000, Nationalparks oder Biosphärenreservate grundsätzlich gemieden werden, es sei denn, es gibt keine Alternative. Die Behörden prüfen, ob die Gebiete im Infrastrukturplan enthalten sind oder ob es verhältnismäßige Alternativen gibt. Falls Infrastrukturprojekte bereits in einem Gebiet bestehen, kann dies die Planung beeinflussen. Die Planung dient vor allem dem Transport Erneuerbarer Energien und ist keine raumbedeutsame Raumordnung im Sinne des Raumordnungsgesetzes. Die Prüfung der Raumverträglichkeit erfolgt im späteren Planfeststellungsverfahren. In der ausschließlichen Wirtschaftszone kann die Behörde Infrastrukturgebiete auch ohne Antrag ausweisen.\r\nDer BWE begrüßt, dass die Ausweisung von genehmigungsbeschleunigenden Infrastrukturgebieten auch für die 110kV-Hochspannungsebene im Verteilnetz angewendet werden soll. Der Netzanschluss von modernen Windparks, insbesondere ab einer Windparkleistung von 20 MW, findet zunehmend in dieser Spannungsebene statt. Knappe Netzanschlusskapazitäten drohen die Energiewende zunehmend auszubremsen. Die angestrebten Genehmigungsbeschleunigungen leisten einen Beitrag zur Beschleunigung des Verteilnetzausbaus und zur Angleichung an das weiterhin notwendige Tempo des Erneuerbaren Ausbaus.\r\n3.2.2\tZu Absatz 2\r\n§ 14f Absatz 2 sieht vor, dass für Maßnahmen, die im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang miteinander stehen, ein einheitliches Infrastrukturgebiet durch sogenannte Kopplungsräume ausgewiesen werden kann. Die Sinnhaftigkeit einer gemeinsamen Durchführung soll der Antragsteller laut Absatz 6 Satz 2 mit dem Antrag angeben.\r\nDer BWE begrüßt diesen pragmatischen Ansatz zur Ausweisung von Infrastrukturgebieten im Verteilnetz ausdrücklich. Gerade die Verteilnetzebene wird durch eine Vielzahl von Netzbetreibern bewirtschaftet. Die Bündelung von Gebietsausweisungen kann Genehmigungsprozesse harmonisieren und beschleunigen.\r\n3.2.3\tZu Absatz 3\r\nDie zuständige Behörde soll nach § 14f Absatz 3 überprüfen, ob es sich bei der Maßnahme um eine Änderung oder Erweiterung, einen Ersatzneubau oder Parallelneubau handelt. Dazu sind bestehende Trassen im Übertragungsnetz zu berücksichtigen.\r\nDurch die Dezentralisierung der Stromerzeugung hat sich der Bedarf der Rückspeisung von niedrigen auf höhere Spannungsebenen, bis hin zum Abtransport über die Übertragungsnetze massiv erhöht. Die Berücksichtigung von Bestandstrassen im Übertragungsnetz nach § 3 Nummer 2 NABEG erscheint daher sachgerecht.\r\n3.2.4\tZu Absatz 4\r\n§ 14f Absatz 4 besagt, dass §12j Absatz 5, 6 Satz 1 und 2, Absatz 7 sowie Absatz 9 Satz 2 entsprechend anzuwenden sind. Dies betrifft:\r\n•\tdie Entscheidung über die Zulässigkeit der Netzausbaumaßnahme,\r\n•\tdie Strategische Umweltprüfung und Verträglichkeitsprüfung im Einzelfall,\r\n•\tRegeln für Minderungsmaßnahmen sowie\r\n•\tmögliche Fristverlängerungen bei der Ausweisung durch die Behörde.\r\n \r\n\r\nAn dieser Stelle sei daher auf die entsprechenden Kapitel dieser Stellungnahme verwiesen.\r\n\r\n3.2.5\tZu Absatz 5\r\nNach § 14f Absatz 5 hat die für die Ausweisung zuständige Behörde die Verteilnetzbetreiber, die weiteren betroffenen Behörden sowie die Öffentlichkeit bei der Ausweisung zu beteiligen. Dies betrifft sowohl den Entwurf des Infrastrukturgebieteplans im Verteilnetz als auch den Umweltbericht, den die Regulierungsbehörde nach § 12c Absatz 2 in Vorbereitung für den Bundesbedarfsplan erstellt. Nach einer einmonatigen digitalen Auslegungsphase kann die betroffene Öffentlichkeit ihre Anliegen binnen eines Monats einbringen.\r\nDer BWE begrüßt die Beteiligung der Öffentlichkeit, um die Akzeptanz der Energiewende zu wahren. Die knappe Beteiligungsfrist ist notwendig, um eine effektive Beschleunigung der Genehmigungsprozesse zu erreichen.\r\n3.3\tZu § 43n (Ref-E) Vorhaben in Infrastrukturgebieten\r\n§ 43n (neu) setzt Artikel 15e Absatz 2 bis 4 der Richtlinie (EU) 2023/2413 um.\r\n\r\n3.3.1\tZu Absatz 1\r\n§ 43n Absatz 1 dient der Umsetzung von Artikel 15e Absatz 2 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie. Demnach können bestimmte Stromnetzvorhaben, die zur Integration Erneuerbarer Energien erforderlich sind, von einer Umweltverträglichkeitsprüfung, einer FFH-Verträglichkeitsprüfung sowie artenschutzrechtlichen Prüfungen ausgenommen werden. Andere fachrechtliche Anforderungen bleiben davon unberührt.\r\nAlle im Netzentwicklungsplan bestätigten Projekte, für die nach § 12j Infrastrukturgebiete ausgewiesen werden, gelten als notwendig für die Integration Erneuerbarer Energien und die Umstellung auf eine weitgehend erneuerbare Stromversorgung. Dies gilt auch für Verteilnetzvorhaben im Bereich der 110-kV-Hochspannungsebene. Dies begrüßt der BWE, da diese Spannungsebene insbesondere für den Netzanschluss von Onshore-Windenergieanlagen eine zentrale Rolle spielt.\r\nDie Befreiung gilt für Vorhaben, die in einem nach § 12j (neu) oder § 14f (neu) ausgewiesenen Infrastrukturgebiet liegen. Sofern das Infrastrukturgebiet im Einzelfall aus zwingenden Gründen für einen Teilbereich der Maßnahme verlassen werden muss, folgt hieraus kein Aufleben der Pflicht zur Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung, artenschutzrechtlicher Prüfungen oder einer FFH-Verträglichkeitsprüfung, wenn bei deren Durchführung das Vorhaben insgesamt verzögert würde.\r\nStatt aufwändiger Prüfverfahren werden verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen angeordnet (§ 12j Abs. 7 bzw. § 14f Abs. 4 i. V. m. § 12j Abs. 7). Eine Kartierung ist auch bei fehlenden Daten nicht erforderlich. Der Vorhabenträger muss geeignete Minderungsmaßnahmen prüfen und vorschlagen, um die Einhaltung der naturschutzrechtlichen Vorgaben (§§ 34, 44 BNatSchG) zu ermöglichen.\r\nCEF-Maßnahmen (vorbereitende Ausgleichsmaßnahmen) dürfen die Inbetriebnahme nicht gefährden. Geeignete Flächen sind daher rechtzeitig zu sichern. Um spätere Änderungen zu vermeiden, sollte die Prüfung der Maßnahmen vor Erlass des Planfeststellungsbeschlusses abgeschlossen sein.\r\nBelange, die nicht erneut ermittelt oder bewertet werden müssen, sind nur insoweit in der Abwägung zu berücksichtigen, als sie im Rahmen früherer strategischer Umweltprüfungen oder rechtlicher\r\n \r\n\r\nVorgaben bereits erfasst wurden (z. B. Lärmschutzgrenzwerte). Eine nochmalige Ermittlung würde den Beschleunigungseffekt konterkarieren.\r\nAusgleichsmaßnahmen sind nicht im Infrastrukturgebieteplan zu regeln. Stattdessen ist eine einmalige pauschale Zahlung vorgesehen, deren Höhe sich nach der (Teil-)Länge des Vorhabens richtet, für das der Bedarf einer Ausgleichsmaßnahme festgestellt wurde. Diese fließt in Artenschutzprogramme und dient der Sicherung oder Verbesserung des Erhaltungszustands betroffener Arten – unabhängig davon, ob konkrete Minderungsmaßnahmen erfolgen.\r\n3.3.2\tZu Absatz 2\r\nNach § 43n Absatz 2 gelten die Regelungen aus Absatz 1 Satz 1 bis 2 und Satz 4 bis 10 sowie Absatz 3 bis 6 und 8 bis 10 (neu) auch für Vorhaben, bei denen vor dem 20. November 2023 im Rahmen der Bundesfachplanung ein Trassenkorridor festgelegt wurde oder die in einem Gebiet liegen, das vor diesem Datum einer Strategischen Umweltprüfung unterzogen wurde. Dazu zählen insbesondere die Untersuchungsräume des Umweltberichts nach § 12c Absatz 2, aber auch auf Landesebene ausgewiesene Gebiete. Die bestehenden Umweltprüfungen erfüllen die Voraussetzungen der Richtlinie 2001/42/EG.\r\nAuch bei anderen Vorhaben können Umweltprüfungen auf vorgelagerter Planebene erfolgen. Artikel 15e Absatz 2 Satz 2 der EU-Richtlinie erlaubt die Anerkennung solcher Bestandsgebiete, ohne dass alle Voraussetzungen der Richtlinie erfüllt sein müssen. Falls sowohl Nummer 1 als auch Nummer 2 zutreffen, gilt das Infrastrukturgebiet aus Nummer 1. Außerdem wird klargestellt, dass § 12 Absatz 7 EnWG bei Bestandsgebieten nicht gilt, aber grundsätzlich eine Bundesfachplanung erforderlich ist, sofern das Gebiet im Rahmen des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes vorgesehen ist.\r\n3.3.3\tZu Absatz 3\r\nAbsatz 3 setzt Artikel 15e Absatz 3 der EU-Richtlinie 2018/2001 um. Die zuständige Behörde muss innerhalb von 30 Tagen nach Beginn des Planfeststellungsverfahrens prüfen, ob trotz geplanter Maßnahmen erhebliche, bislang nicht erkannte Umweltauswirkungen auftreten könnten – insbesondere aufgrund der ökologischen Sensibilität des Gebiets.\r\nDiese Prüfung erfolgt auf Basis vorhandener Daten. Reichen diese nicht aus, kann die Behörde vom Vorhabenträger weitere Informationen anfordern. Entscheidend ist, dass die herangezogenen Daten der Behörde bekannt und zugänglich und innerhalb der 30-Tage-Frist verfügbar sind.\r\nIst die Auswertung zusätzlicher Daten innerhalb dieser Frist nicht zumutbar, bleiben sie im Verfahren unberücksichtigt. Eine Kartierung ist nicht erforderlich, da sie dem Ziel der Verfahrensbeschleunigung widerspräche.\r\nDer BWE begrüßt diese nah am europäischen Gesetzestext orientierte nationale Umsetzung sowie die Regelung, dass nur vorhandene Daten für das Überprüfungsverfahren herangezogen werden können. Beim vorliegenden Überprüfungsverfahren sollen höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen erkannt werden. Diese sind unvorhergesehen, wenn sie nicht bei der SUP auf Planungsebene erfasst wurden. Damit kann es sich nur um eine Deltabetrachtung handeln, bei der die Auswirkungen, die bereits im Rahmen der SUP ermittelt oder nicht berücksichtigt worden sind, die Ausgangslage darstellen. Bei der Deltabetrachtung sind somit auch die auf Planungsebene festgelegten Minderungsmaßnahmen heranzuziehen.\r\n \r\n\r\nDer BWE weist zudem darauf hin, dass der Prüfungsmaßstab „höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen“ der RED-III, der auch hier anzuwenden ist, eine Aneinanderreihung von unbestimmten Rechtsbegriffen darstellt. Dies birgt immer die Gefahr, dass es aufgrund von unterschiedlichen Auslegungen zu Verzögerungen kommt, die im Sinne der RED-III-Umsetzung vermieden werden sollen.\r\n3.3.4\tZu Absatz 4\r\nAbsatz 4 setzt Artikel 15e Absatz 4 der EU-Richtlinie 2018/2001 um. Ergibt die Prüfung nach Absatz 3, dass mit hoher Wahrscheinlichkeit erhebliche unvorhergesehene Umweltauswirkungen auftreten, ordnet die zuständige Behörde zusätzliche geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen an. Sind diese nicht möglich, sind Ausgleichsmaßnahmen zu treffen – ebenfalls auf Basis vorhandener Daten und ohne neue Kartierungen. Vorrang haben konkrete Ausgleichsmaßnahmen mit tatsächlichem Nutzen. Sind diese unverhältnismäßig (z. B. wegen hoher Kosten), ist stattdessen eine pauschale Einmalzahlung von 5.000€ pro begonnenem Trassenkilometer zu leisten. Diese Abgabe fließt zweckgebunden in Artenschutzprogramme und soll den Erhaltungszustand betroffener Arten sichern oder verbessern.\r\nDer Gesetzesbegründung ist zu entnehmen, dass ein vereinfachtes Anzeige- oder Plangenehmigungsverfahren ausgeschlossen ist, wenn die Prüfung erhebliche unvorhergesehene Auswirkungen feststellt. Dies kritisiert der BWE, da dies im Text der EU-Richtlinie nicht vorgesehen ist und zu erheblichen Verzögerungen im Planungsprozess führen könnte.\r\n3.3.5\tZu Absatz § 43n Absatz 7\r\n§ 43n Absatz 7 Satz 1 besagt, dass ein in einem Infrastrukturgebieteplan nach § 12j oder für Elektrizitätsverteilernetze nach § 14f ausgewiesenes Gebiet bei der Planfeststellung eine verbindliche Wirkung hat, ähnlich wie die Präferenzräume nach § 18 Absatz 3c des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes. Allerdings kann § 34 Absatz 2 Bundesnaturschutzgesetz hier keinen zwingenden Grund für Abweichungen vom Infrastrukturgebiet darstellen, es sei denn, verbindliche Raumordnungsziele, etwa zum Abstand von Leitungen zu Gebäuden, rechtfertigen dies.\r\nIn Verfahren nach dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz entfällt die Bundesfachplanung, wenn ein Infrastrukturgebiet ausgewiesen ist, wobei § 18 Absatz 3b NABEG gilt. Zudem kann die zuständige Behörde nach der Ausweisung des Infrastrukturgebiets Veränderungssperren gemäß § 16 Absatz 7 des Gesetzes erlassen.\r\nDer BWE begrüßt dies. Die Festlegung, dass ausgewiesene Infrastrukturgebiete bei der Planfeststellung eine Bindungswirkung haben, schafft Rechtssicherheit für Windenergieprojekte, die in solchen Gebieten geplant werden. Zudem stärkt die Regelung, dass keine zwingenden Gründe aus dem Bundesnaturschutzgesetz Abweichungen rechtfertigen, die Planungssicherheit für Windenergieanlagen in Infrastrukturgebieten.\r\n3.3.6\tZu Absatz § 43n Absatz 10\r\n§ 43n Absatz 10 legt fest, dass die Bestimmungen der Absätze 1 bis 9 auf alle Planfeststellungs- und Plangenehmigungsverfahren sowie Anzeigeverfahren von im Netzentwicklungsplan bestätigten Maßnahmen sowie von Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt\r\n \r\n\r\nanzuwenden sind, sofern der Antrag nach Ablauf des 30. Juni 2025 gestellt wird oder die Anzeige nach diesem Zeitpunkt erfolgt. Das betrifft auch Planänderungsverfahren nach § 76 der Verwaltungsverfahrensgesetze. Wenn eine Überprüfung ergibt, dass das Vorhaben wahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene Umweltauswirkungen hat, sind keine Anzeige- oder Genehmigungsverfahren erforderlich. Diese Regelung ist eine Anschlussregelung zu § 43m, der bis zum\r\n30. Juni 2025 gilt. Um Verzögerungen bei laufenden Verfahren zu vermeiden, kann der Vorhabenträger die Nicht-Anwendung der Regelung bei der zuständigen Behörde beantragen. Außerdem sind Planänderungen nach den Absätzen 1 bis 9 möglich, wenn das Planfeststellungsverfahren entsprechend geführt wurde.\r\nDer BWE begrüßt hier ausdrücklich die Aufnahme der 110-kv-Hochspannungsfreieitung in diese Regelung.\r\n3.4\tZu § 43o (Ref-E) Vergleich zur ursprünglichen Netzinfrastruktur\r\n§ 43o (neu) setzt Artikel 15e Absatz 5 der Richtlinie (EU) 2018/2001 um. Er betrifft Maßnahmen zur Änderung oder Erweiterung einer Leitung, des Ersatzneubaus oder des Parallelneubaus, die der Integration von Erneuerbaren Energien ins Stromnetz dienen. Bei diesen Vorhaben erfolgt die Prüfung, ob eine Umweltverträglichkeitsprüfung notwendig ist, ausschließlich basierend auf den möglichen Auswirkungen der Änderungsmaßnahme im Vergleich zur bestehenden Infrastruktur. Die genannten Maßnahmen umfassen laut Gesetzesbegründung insbesondere Zu- und Umbeseilungen, standortnahe Maständerungen sowie Ersatz- und Parallelneubauten. Die Regelung gilt unabhängig davon, ob das Projekt in einem Infrastrukturgebiet liegt. Außerdem wird die bisherige Regelung zum Netzausbau im Übertragungsnetz fortgeführt.\r\nEin wesentlicher Teil der notwendigen Investitionen in die Netzinfrastruktur ergibt sich aus dem Alter des Bestandsnetzes sowie aus den steigenden Anforderungen an das Energiesystem der Zukunft. Ertüchtigungsmaßnahmen, wie die geringfügige Erhöhung von Strommasten oder der Einsatz von Hochtemperatur-Leiterseilen ermöglichen eine höhere und sichere Auslastung des Netzes, welche auch das Abregelungsvolumen durch Redispatch-Maßnahmen senken kann. Diese technisch einfach umsetzbaren Maßnahmen müssen durch entsprechende Regulatorik flankiert werden. Im Ergebnis kann die Integration von Erneuerbare-Energien-Anlagen deutlich beschleunigt und Netz(-ausbau)kosten deutlich gesenkt werden.\r\nDer BWE begrüßt daher die angestrebten Erleichterungen für Ertüchtigungs- oder Repowering-Maßnahmen. Einen ähnlichen Vorschlag, der die Absenkung konkreter Schwellenwerte für die Umweltverträglichkeitsprüfung sowie die Anwendung eines einfachen Bauanzeigeverfahrens für die Ertüchtigung des Verteilnetzes vorsah, brachte der BWE gemeinsam mit dem VKU bereits zu Beginn des Jahres in den öffentlichen Diskurs ein. Wir begrüßen insbesondere, dass die Regelung nach § 43o (neu) auch außerhalb von Infrastrukturgebieten angewendet wird. Dadurch vermeidet der Gesetzgeber, dass die sinnvollen Regelungen für Ertüchtigungsmaßnahmen an die Ausweisung von Infrastrukturgebieten gekoppelt werden. Deren Ausweisung könnte aufgrund der vorgesehenen Fristen etwa zwei Jahre dauern. Der Gesetzgeber erkennt also richtigerweise, dass die Ertüchtigung der Verteilnetze diese Zeit nicht hat.\r\n \r\n\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nPexels (CCO)\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechpersonen\r\nJuliane Karst | Justiziarin | j.karst@wind-energie.de\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze | t.stengel@wind-energie.de\r\n\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nJuliane Karst | Justiziarin Tristan Stengel | Fachreferent Mirko Moser-Abt | Leiter Politik Moritz Röhrs | Fachreferent\r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand Arbeitskreis Energiepolitik Arbeitskreis Netze\r\nJuristische Arbeitsgruppe Netze Juristische Arbeitsgruppe Energierecht\r\nJuristische Arbeitsgruppe Genehmigungsrecht Juristische Arbeitsgruppe Planungsrecht Planerbeirat\r\nNaturschutzbeirat - AG RED III\r\nLänder: alle Landesverbände des BWE und BEE\r\n\r\nDatum: 4. Juli 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022207","regulatoryProjectTitle":"Bundeswehr-Planungs- und Beschaffungsbeschleunigungsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f4/dc/687467/Stellungnahme-Gutachten-SG2601300003.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\n\r\n\r\n\r\nGesetz zur beschleunigten Planung und Beschaffung für die Bundeswehr\r\nReferentenentwurf des Bundeswehr-Planungs- und -Beschaffungsbeschleunigungsgesetz – BwPBBG) aus dem Bundesministerium der Verteidigung und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie vom 25.06.2025\r\n\r\nJuli 2025\r\n \r\nInhalt\r\n1\tEinleitung\t3\r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\t4\r\n3\tHinweise und Änderungsvorschläge zu Artikel 2 des Gesetzesentwurfs: Änderung\r\ndes Luftverkehrsgesetzes\t5\r\n3.1\tZu Nr. 1a): § 18a Absatz1 LuftVG-E – Ausweitung des Anwendungsbereiches\t5\r\n3.2\tZu Nr. 2b): Ergänzung durch § 30 Absatz 1c LuftVG-E – Genehmigungserfordernisse\t7\r\n3.3\tZu Nr. 2c): Ergänzung § 30 Absatz 2 Satz 4 LuftVG-E – Klarstellung der Zuständigkeit\t8\r\n3.4\tZu Nr. 2d): Ergänzung durch § 30 Absatz 2 Satz 5 LuftVG-E – zu beteiligende Instanz\t8\r\n3.5\tZu Nr. 2f): Neufassung § 30 Absatz 2 Satz 6 LuftVG-E – keine Kontrollmechanismen mehr durch\r\nzivile Behörden\t9\r\n4\tFolgenabschätzung\t10\r\n4.1\tLuftverteidigungsradare\t10\r\n4.2\tWeitere stationäre militärische Anlagen zur Luftverteidigung\t11\r\n \r\n1\tEinleitung\r\nSeit inzwischen mehr als drei Jahren führt Russland seinen Angriffskrieg in der Ukraine. Eine Beendigung des Kriegs durch diplomatische Bemühungen ist nicht in Sicht, vielmehr wächst die Sorge vor weiteren militärischen Konflikten in Europa. Viele Staaten – auch Deutschland – reagieren darauf mit einer deutlichen Aufstockung ihrer militärischen Kapazitäten. Eine direkte Folge ist die geplante Novelle des Bundeswehr-Planungs- und Beschaffungsbeschleunigungsgesetzes (BwPBBG).\r\nDer vorliegende Gesetzentwurf geht jedoch weit über eine reine Beschleunigung von Beschaffungsmaßnahmen hinaus. Vielmehr sollen darüber Änderungen im Luftverkehrsgesetz – insbesondere § 18a – erneut eingeführt werden, die den Ausbau der Windenergie erheblich einschränken würden. Bereits 2023 wurden vergleichbare Regelungen nach intensiver parlamentarischer Debatte im Deutschen Bundestag als unverhältnismäßig abgelehnt. Die damalige Begründung ist weiterhin gültig: Alleinentscheidungsrechte der Bundeswehr stehen im klaren Widerspruch zu den politischen Zielen Notwendigkeit des Ausbaus der Erneuerbaren Energien.\r\nDie im Gesetzesentwurf vorgesehenen Sonderrechte gefährden die dringend benötigte Planungs- und Investitionssicherheit der Windbranche. Sie schaffen eine Blackbox, deren Auswirkungen nicht absehbar sind, denn es ist völlig unklar, welche Flächen künftig durch § 18a Abs. 1 LuftVG für den Ausbau der Windenergie betroffen sind, und wann die Bundeswehr von ihrem Veto-Recht Gebrauch machen wird. Kein Unternehmen investiert Millionenbeträge in die Planung und Genehmigung von Windparks, wenn eine unberechenbare Bundeswehr-Entscheidung das Vorhaben überraschend stoppen könnte.\r\nBereits 2023 hätte der damalige Gesetzesentwurf allein aufgrund der Berücksichtigung von Luftverteidigungsradaren faktisch zu einem Ausschluss von rund 33 % der Landesfläche geführt. Mit der jetzt vorgesehenen Ausweitung auf alle Anlagen, die der Luftverteidigung dienen, geht der BWE davon aus, dass künftig sogar bis zu 40 % der Landesfläche betroffen und dem Windenergieausbau somit entzogen werden könnten.\r\nBesonders unverständlich ist, dass die Bundeswehr in Folge der Diskussionen im Sommer 2023 selbst eine Studie zu möglichen Beeinträchtigungen ihrer Radarsysteme durch Windenergieanlagen in Auftrag gegeben hat, deren Ergebnisse bereits im November 2024 vorliegen sollten, aber immer wieder verschoben wurden. Weshalb nun ein nahezu identischer Regelungsvorschlag erneut vorgelegt wird, ohne sich auf neue wissenschaftliche Erkenntnisse berufen zu können, ist irritierend.\r\nEin weiterer Widerspruch kommt hinzu: Der große Aufwand, mit dem der deutsche Gesetzgeber aktuell kurzfristig die Erneuerbare Energien Richtlinie III (RED III) umsetzt, wird ausgerechnet durch den vorliegenden Entwurf des Beschaffungsbeschleunigungsgesetz konterkariert. RED III soll den Ausbau der Erneuerbaren Energien stark beschleunigen, um die Energieunabhängigkeit der EU zu steigern und damit die Krisenresilienz des Kontinents zu stärken. Das im LuftVG vorgesehene Veto-Recht für die Bundeswehr führt dieses Vorhaben der Genehmigungsbeschleunigung ad absurdem.\r\nIn den vergangenen Jahren hatte sich ein konstruktiver Dialog zwischen der Windbranche und der Bundeswehr entwickelt, getragen von dem gemeinsamen Willen, tragfähige Lösungen für Projekte zu finden, auch über neue Technologien. Dieses Verhältnis wird durch den Versuch der Durchsetzung von gesetzlichen Alleinentscheidungsrechten für die Bundeswehr gefährdet. Bundeswehr und Windenergiebranche brauchen verlässliche und stabile Rahmenbedingungen, um ihren politischen Zielsetzungen gerecht zu werden. Ein kontinuierlicher, lösungsorientierter Dialog bleibt der beste Weg, solche Rahmenbedingungen gemeinsam zu gestalten.\r\n \r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\r\nWir kritisieren:\r\n•\tDie Erweiterung des materiellen Bauverbotes des § 18a Absatz 1 LuftVG um stationäre militärische Einrichtungen zur Luftverteidigung.\r\n•\tDas Einfügen des § 30 Absatz 1c LuftVG, wonach die Bundeswehr entscheiden kann, Flugplätze ohne Genehmigungsverfahren nach § 6 LuftVG anzulegen oder zu ändern.\r\n•\tDie Erweiterung des § 30 Absatz 2 LuftVG um stationäre militärische Einrichtungen zur Luftverteidigung.\r\n•\tDie Erweiterung des § 30 Absatz 2 LuftVG, sodass bei Genehmigungen nach § 14 LuftVG die Dienststellen der Bundeswehr gleichrangig neben den Flugsicherungsorganisationen und Behörden der Länder treten.\r\n•\tDie Erweiterung des § 30 Absatz 2 LuftVG in dem Sinne, dass die Bundeswehr alleinentscheidend ist und keine weiteren behördlichen Genehmigungen, Erlaubnisse und Abnahmen, insbesondere der zivilen Luftfahrtbehörden, stattfinden.\r\nWir begrüßen:\r\n•\tDie Ergänzungen des § 65 Absatz 1 und 6 LuftVG, wonach das Luftfahrtamt der Bundeswehr zukünftig Informationen in die Zentrale Luftfahrerdatei beisteuert. Dies erhöht die Transparenz und Vollständigkeit über die erteilten Erlaubnisse oder Berechtigungen für Luftfahrer.\r\nWir fordern:\r\n•\tBeibehaltung des § 18a Absatz 1 LuftVG in der jetzigen Fassung, bzw. Änderung dahingehend, dass Bauwerke nur in den Fällen nicht errichtet werden dürfen, wenn sie dadurch nachweislich Flugsicherungseinrichtungen in ihrer Funktion stören.\r\n \r\n3\tHinweise und Änderungsvorschläge zu Artikel 2 des Gesetzesentwurfs: Änderung des Luftverkehrsgesetzes\r\n3.1\tZu Nr. 1a): § 18a Absatz1 LuftVG-E – Ausweitung des Anwendungsbereiches\r\nDer Gesetzesentwurf zu § 18a Abs. 1 Satz 1 LuftVG-E sieht vor, den Anwendungsbereich des materiellen Bauverbots auf den Schutz „stationäre militärische Einrichtungen zur Luftverteidigung“ zu erweitern.\r\nDer im Gesetzesentwurf formulierte Wortlaut ist nach Ansicht des BWE vollständig unbestimmt, wodurch die Gefahr besteht, dass diese in der Praxis auf nahezu alles angewendet werden, was auch nur annähernd mit der Luftverteidigung zu tun hat.\r\n3.1.1\tLuftverteidigungsradare\r\nSinn und Zweck von § 18a LuftVG-E ist der Schutz der Funktionsfähigkeit von Flugsicherungseinrichtungen vor Störungen von Bauwerken. Bei Flugsicherungseinrichtungen handelt es sich um Einrichtungen am Boden, die für die Navigation eines Luftfahrzeugs erforderlich sind und Störungen durch Bauwerke ausgesetzt sein können.1 Der Begriff Flugsicherungseinrichtungen regelt hierbei abschließend sämtliche Einrichtungen, die notwendig sind, Luftfahrzeuge sicher, geordnet und flüssig im deutschen Luftraum führen zu können. In aller Regel sind dies UKW-Drehfunkfeuer (VOR), Entfernungsmessgeräte (DME) oder Radaranlagen der Flugsicherung.\r\nDie Ergänzung des § 18a Abs. 1 Satz 1 LuftVG-E um stationäre militärische Einrichtungen zur Luftverteidigung widerspricht dem Normzweck und erweitert den Anwendungsbereich des aktuellen\r\n§ 18a LuftVG entgegen der im Gesetzesentwurf vorgelegten Begründung eindeutig systemwidrig um Bereiche, die nicht von den in § 27c LuftVG festgelegten Aufgaben der Flugsicherung umfasst sind. Geschützt werden sollen danach Einrichtungen der Flugsicherung, die einer sicheren, geordneten und flüssigen Abwicklung des Luftverkehrs dienlich sind, nicht hingegen Einrichtungen der militärischen Überwachung des Luftraums zur Erfassung feindlicher Ziele und/oder deren Abwehr. Von dieser Zielerreichung durch die vorgesehene Änderung geht der Gesetzgeber vorliegend aus, indem er in der Begründung schreibt (Gesetzesbegründung Zu Artikel 2 Nummer 1; S. 44):\r\n„Die Luftverteidigungsradare liefern wichtige Positionsdaten aller erfassten gegnerischen und eigenen Flugziele, um Luftstreitkräfte im deutschen Luftraum und dem angrenzenden Bündnisgebiet sicher, geordnet und flüssig führen zu können. Dabei ist der Begriff „Flugziel“ über die Definition des § 1 Absatz 2 LuftVG hinaus zu verstehen und umfasst neben den Luftfahrzeugen im engeren Sinne alle im Luftraum befindlichen Objekte, unabhängig von deren Zweckbestimmung sowie ob dieses Objekt benannt oder unbemannt ist.“\r\nDies ist irritierend. Radardaten der Luftverteidigungsanlagen dürften nicht in der Lage sein, Radarinformationen der Flugsicherungsradare zu ersetzen, sondern dienen allenfalls als zusätzliche Informationsquelle. Radarinformationen aus Luftverteidigungsradaren dürften für Flugsicherungsanlagen – wenn überhaupt – nur eine untergeordnete Relevanz haben: Daten der\r\n\r\n\r\n1 Sittig-Behm in Maslaton (2018), Windenergieanlagen – Ein Rechtshandbuch, Kap. 1 III. Rn. 219.\r\n \r\n\r\nAbtastwinkel niedriger Elevationen in horizontaler Ausbreitung aus solchen 3D-Radaren, in denen Verschattungseffekte durch Hindernisse wie Bauwerke oder topographischen Begebenheiten auftreten können, sind für Flugsicherungszwecke nicht relevant. In den relevanten Höhen des kontrollierten Luftraumes, in denen Luftverteidigungsradare nutzbare Daten für die Flugsicherung liefern könnten, kann von Windenergieanlagen keine Störwirkung ausgehen.\r\nGeht der Gesetzgeber tatsächlich davon aus, dass die vorgesehene Änderung und zusätzliche Daten der Luftverteidigungsradare notwendig sind, stellt er damit grundsätzlich die Funktionstüchtigkeit der Flugsicherung und damit die Sicherheit des Luftverkehrs infrage. Der Begründung lässt sich weder eine solche Annahme noch eine dahingehende begründete Vermutung entnehmen, weshalb der Gesetzgeber hier tätig werden müsste.\r\nWie in der Gesetzesbegründung dargestellt, liegt eine planwidrige Regelungslücke nicht vor, da Luftverteidigungsradare sogar mit verteidigungspolitischen Beurteilungsspielraum über § 35 Abs. 3 BauGB (ungeschriebener Belang der Verteidigung) und über § 35 Abs. 3 Nr. 8 BauGB („die Funktionsfähigkeit von Funkstellen und Radaranlagen stört“) ausreichend geschützt sind. Um Luftverteidigungsradare besteht bereits auf Grundlage des Schutzbereichsgesetzes ein qua Rechtsverordnung festgelegter Schutzbereich um die Standorte. Innerhalb der Schutzbereiche sind moderne Windenergieanlagen in der Regel bereits unzulässig. Hier dürfen keine Bauteile einer Windenergieanlage in den Erfassungsbereich der Radaranlage reichen, so dass Ausnahmen beispielweise nur aufgrund einer besonderen topographischen Lage möglich sind.2 Darüber hinaus besteht ein nach Interessen der Bundeswehr selbst festgelegter Prüfbereich. Dieser Interessensbereich umfasst einen Umkreis bis zu 50 Kilometer um Radaranlagen. In diesem Bereich wird der Bau von Windenergieanlagen einer Prüfung durch die Bundeswehr unterzogen. Generelle allgemeingültige Aussagen über das Störpotenzial einzelner Windenergieanlagen bzw. eines Windparks können nicht getroffen werden, sondern sind grundsätzlich im Rahmen der Einzelfallbetrachtung zu treffen.3\r\nOb von Bauwerken wie beispielsweise Windenergieanlagen Störungen ausgehen, kann die Genehmigungsbehörde im Rahmen von § 35 Abs. 3 BauGB für diesen Prüfbereich in ausreichendem Maße interessengerecht beurteilen.\r\nDie von der Bundeswehr festgelegten Prüfkriterien sowie die von ihr anerkannte Methode zur Erstellung von Gutachten genügen dem verfolgten Schutzzweck in angemessenem Maße. Diese Bewertungsmethodik wird in ihrer derzeitigen Form seit etwa 14 Jahren angewandt. Sie stützt sich teils auf empirische Messreihen, beruht jedoch größtenteils auf Annahmen. Der Bundeswehr stand dabei ausreichend Zeit zur Verfügung, um ihre Prüfkriterien zu validieren.\r\nGerade das Fehlen einer solchen Validierung war ein wesentlicher Grund dafür, dass der Deutsche Bundestag im Herbst 2023 die Änderung des § 18a LuftVG ablehnte. Schon damals – wie auch heute – erschien es sachgerecht, zunächst die im Gesetzentwurf selbst angekündigte Studie zum potenziellen Einfluss von Windenergieanlagen auf Luftverteidigungsradare abzuwarten. Diese Studie wurde tatsächlich beauftragt. Hervorzuheben ist jedoch: Nicht nur blieb die ursprünglich für November 2024 angekündigte Veröffentlichung aus – auch im Juli 2025 liegen die Ergebnisse weiterhin nicht vor. Ein Erkenntnisgewinn ist somit bislang ausgeblieben. Warum das Bundesministerium der Verteidigung die\r\n\r\n\r\n2 Fachagentur Wind und Solar (FA Wind), Militärische Luftraumüberwachung - LINK\r\n3 So auch FA Wind, LINK.\r\n \r\n\r\nResultate der angekündigten Studie nicht abwartet und in die eigene Bewertungsmethodik integriert, bleibt daher mehr als fraglich.\r\nDer angesprochene erste Versuch dieser Gesetzesänderung aus dem Jahr 2023 war materiell an den Ausgang dieser Studie geknüpft. Es ist unverständlich und rechtsstaatlich zweifelhaft, weshalb der Gesetzgeber wiederholt einen nahezu identischen Änderungsversuch initiiert, ohne Belege und wissenschaftliche Erkenntnisse zu berücksichtigen. Der zusätzliche Schutz über § 18a Abs. 1 LuftVG, bei dem bereits eine Vermutung der Störung ausreicht („gestört werden können“), ist nicht erforderlich und stellt eine unwissenschaftliche Beweislastverschiebung zu Lasten der Windenergie dar. Langjährige Versäumnisse der Nachweispflicht würden dadurch schlicht kompensiert. Beurteilungen auf Grundlage des § 18a Abs. 1 LuftVG könnten von der Bundeswehr willkürlich getroffen werden.4 Öffentlich einsehbare Dimensionierungen der Bereiche, wie sie um zivile Flugsicherungseinrichtungen anhand international anerkannter Standards und Empfehlungen angewendet werden, gibt es nicht.5\r\nDer BWE lehnt den Gesetzesentwurf zur Erweiterung des § 18a Abs. 1 S. 1 LuftVG um stationäre militärische Einrichtungen zur Luftverteidigung daher vehement ab.\r\n3.1.2\tKritik am Verfahren\r\nMit der vorgenommenen Änderung würde nicht nur der Anwendungsbereich erheblich und ohne ersichtlichen Grund massiv erweitert – parallel dazu wurden die in § 18a Absatz 1a LuftVG-e vorgesehenen Verfahrensregeln und Fristen nicht auf die militärischen Prüfbehörden erweitert, in denen bisher explizit nur die Rede von „Landesluftfahrtbehörden“ ist. Es besteht somit die Gefahr, dass sich mangels Fristen in § 18a LuftVG erhebliches Verzögerungspotenzial ergibt. Dies widerspricht dem Ansinnen sowohl des Bundesgesetzgebers aber auch des Gesetzgebers auf EU-Ebene, Genehmigungsverfahren zu beschleunigen.\r\n3.2\tZu Nr. 2b): Ergänzung durch § 30 Absatz 1c LuftVG-E –\r\nGenehmigungserfordernisse\r\nIn dem vorliegenden Referentenentwurf wird ein neuer § 30 Absatz 1c LuftVG-E eingeführt. Dieser gibt dem Bundesministerium der Verteidigung oder der zuständigen Dienstelle der Bundeswehr die Möglichkeit, unter bestimmten Umständen von der Durchführung des Genehmigungsverfahrens nach\r\n§ 6 LuftVG abzusehen. Dabei obliegt es laut Entwurf den genannten Stellen, selbst zu entscheiden, ein Genehmigungsverfahren nicht durchzuführen. Die Gründe sind lediglich zu dokumentieren, jedoch nicht zu veröffentlichen oder gar zu überprüfen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n4 Die Genehmigungsbehörde selbst wäre an solch willkürliche Beurteilungen gebunden! Das ist ein wesentlicher Unterschied zwischen § 18a LuftVG und § 35 Abs. 3 BauGB. Bei Letzterem gibt die Fachbehörde eine Stellungnahme ab, der die Genehmigungsbehörde zwar praktisch meist folgt; rechtlich gebunden ist sie aber nicht. Natürlich könnte eine\r\n„willkürliche“ Entscheidung im Rahmen eines Gerichtsverfahrens aufgehoben werden. Das führt dann aber wieder zu Verzögerungen, die es im Hinblick auf die Genehmigungsbeschleunigung unbedingt zu vermeiden gilt.\r\n5 Die Dimensionierung der Bereiche sowie die Ermittlung, ob und wie sich das Vorhandensein von Bauwerken negativ auf Flugsicherungseinrichtungen auswirken kann, erfolgt auf Grundlage des §18 a LuftVG sowie Standards und Empfehlungen der Internationalen Zivilluftfahrtorganisation (ICAO), insbesondere ICAO Annex 10 und ICAO EUR Doc. 015 - LINK.\r\n \r\n\r\nGemäß § 6 LuftVG bedarf die Anlegung oder der Betrieb von Flugplätzen einer Genehmigung. Dieses Genehmigungserfordernis gilt gleichermaßen für alle Arten von Flugplätzen. Gemäß § 6 Absatz 4 Satz 2 LuftVG bedarf auch die wesentliche Erweiterung oder Änderung der Anlage oder des Betriebs eines Flugplatzes der Genehmigung. Die Voraussetzungen für die Erteilung einer Betriebsgenehmigung für Flugplätze gemäß § 6 Absatz 1 LuftVG ergeben sich aus § 6 Absatz 2 Satz 1 und 3 LuftVG. Gemäß § 6 Absatz 2 Satz 1 LuftVG ist vor Erteilung der Genehmigung insbesondere zu prüfen, ob die geplante Maßnahme den Erfordernissen der Raumordnung entspricht und ob die Erfordernisse des Naturschutzes und der Landschaftspflege sowie des Städtebaus und der Schutz vor Fluglärm angemessen berücksichtigt sind. Gemäß § 6 Absatz 2 Satz 3 LuftVG ist die Genehmigung zu versagen, wenn das für den Flugplatz in Aussicht genommene Gelände ungeeignet ist oder Tatsachen die Annahme rechtfertigen, dass durch Errichtung oder Betrieb des Flugplatzes die öffentliche Sicherheit oder Ordnung gefährdet werden. Für die Genehmigung von Verkehrsflughäfen stellt § 6 Absatz 3 LuftVG darüber hinaus weitere Anforderungen.\r\nDurch die Änderung erfolgt eine Genehmigungsfreiheit für die Änderung und Errichtung von Flugplätzen gem. § 6 LuftVG, wobei nach hiesigem Verständnis zwar die materiellen Voraussetzungen für die Errichtung/Änderung des Flugplatzes gegeben sein müssen. Es besteht somit die Gefahr, dass Flugplätze ohne Genehmigung errichtet oder verändert werden, ohne dass Betroffenen, beispielsweise bei der Änderung von Flugverfahren, davon Kenntnis erhalten.\r\n3.3\tZu Nr. 2c): Ergänzung § 30 Absatz 2 Satz 4 LuftVG-E – Klarstellung der Zuständigkeit\r\nIm vorliegenden § 30 Absatz 2 Satz 4 LuftVG-E wird nach der Angabe „Flugplätzen“ die Angabe „und stationären militärischen Einrichtungen zur Luftverteidigung“ eingefügt. Dies sorgt dafür, dass die Verwaltungszuständigkeit nunmehr von der Flugsicherung auf die jeweilige Dienststelle der Bundeswehr übergeht. Bei dieser Änderung handelt es sich um eine Folge der Anpassung des § 18a Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und dient der Klarstellung. Wir lehnen diese daher ebenso ab, wie die originäre Anpassung des § 18 a LuftVG-E (s.o.).\r\n3.4\tZu Nr. 2d): Ergänzung durch § 30 Absatz 2 Satz 5 LuftVG-E –\r\nzu beteiligende Instanz\r\nDie vorgesehene Ergänzung durch einen neuen Satz 5 sieht vor, dass der Kreis der zuständigen Behörden im Rahmen einer Baugenehmigung für ein Bauwerk im Sinne des § 14 LuftVG um die zuständige Dienststelle der Bundeswehr erweitert wird. Dies stellt nach Überzeugung des BWE zwar eine gesetzliche Fixierung derzeitiger ausgeübter Praxis dar. Bei Gleichstellung der Bundeswehr mit den anderen Behörden ist jedoch absehbar, dass sich erstere bei Entscheidungen durchsetzt. Dem BWE ist aus der Praxis kein Vorhaben bekannt ist, in dem die zuständige zivile Luftfahrtbehörde gegen die Stellungnahme oder Empfehlung der Bundeswehr entschieden hat, sodass faktisch die Entscheidung ohnehin schon durch die Bundeswehr getroffen wird. Zudem wird durch die Formulierung „treten die zuständigen Dienststellen der Bundeswehr neben die Flugsicherungsorganisationen“ klar, dass hier Zuständigkeiten und Kompetenzen mit allen verfahrensrechtlichen Konsequenzen nicht verschoben, sondern verdoppelt werden. Es ist davon auszugehen, dass dies erhebliche kapazitäre und zeitliche Konsequenzen für den Windenergieausbau haben wird, da durch mehrere Beteiligte mehre Fristen\r\n \r\n\r\nbeginnen, mehrere Beteiligte Fristen verlängern und in gerichtlichen Verfahren geladen werden müssen. Vor dem Hintergrund des staatlichen Bestrebens der Entbürokratisierung ist dies höchst irritierend.\r\nProblematisch ist, dass § 14 Absatz 1 LuftVG für Baugenehmigungen außerhalb von Bauschutzbereichen gilt. Damit gibt sich die Bundeswehr das Recht, auch außerhalb ihres eigentlichen Zuständigkeitsbereiches um das jeweilige Schutzgut entscheidungsbefugt zu sein.\r\n3.5\tZu Nr. 2f): Neufassung § 30 Absatz 2 Satz 6 LuftVG-E – keine Kontrollmechanismen mehr durch zivile Behörden\r\nDie Neufassung des § 30 Absatz 2 Satz 6 LuftVG-E stellt klar, dass die Dienststellen der Bundeswehr in eigener Zuständigkeit und Verantwortung Entscheidungen treffen können und dass Kontrollmechanismen seitens ziviler Behörden nicht vorgesehen und damit ausgeschaltet sind.\r\n„Zusätzlicher behördlicher Genehmigungen, Erlaubnisse und Abnahmen, insbesondere der zivilen Luftfahrtbehörden, bedarf es nicht.“ Dies sorgt für eine Intransparenz darüber, auf welcher Grundlage Entscheidungen getroffen werden. Sind behördliche Stellungnahmen einsehbar, gilt das für Entscheidungen der Bundeswehr nicht, die immer wieder ihren verteidigungspolitischen Ermessensspielraum geltend machen kann.\r\n \r\n4\tFolgenabschätzung\r\n4.1\tLuftverteidigungsradare\r\nBerechnungen der Fachagentur Wind und Solar zeigten bereits bei der ersten geplanten Novelle des\r\n§ 18a Absatz 1 Satz 1 LuftVG von 2023 die negativen Folgen für den Ausbau der Windenergie an Land.6 Aufgrund der weiträumigen Interessenbereiche von jeweils 50 Kilometern Radius um die 18 stationären Luftverteidigungsstandorte wirkt sich die Änderung auf ca. 33 Prozent der gesamtdeutschen Landesfläche zum Nachteil für den Ausbau der Windenergie an Land aus. Dies zeigt Abbildung 1. Hierbei muss erwähnt werden, dass diese Interessenbereiche lediglich auf internen Dienstanweisungen beruhen und in keinem Gesetz festgehalten sind.\r\nAbb. 1: Darstellung der Interessensgebiete (AOI – area of interest) von 50km Radius um die 18 stationären\t\tLuftverteidigungsradare\t\tder Bundeswehr innerhalb des Bundesgebietes. Diese entsprechen ca. 33 Prozent der Landesfläche (141.372 km²). (Berechnung Fachagentur Wind und Solar;\tBundeslandgrenzen\tGeoBasis-DE / VG250 / BKG 2021.7)\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nBetrachtet man den möglichen Erfassungsbereich der Luftverteidigungsradare innerhalb ihrer Interessengebiete unter Berücksichtigung ihrer niedrigsten Höhenwinkel entlang des Geländehorizontes, ergibt sich ein räumlich differenziertes Bild der Sichtbarkeit von Windenergieanlagen mit einer Nabenhöhe von mindestens 180 Metern. Dies veranschaulicht Abbildung\r\n2. In der Summe könnte bei diesem Szenario auf ca. 19 Prozent der Landesfläche, mit großem Anteil in Nord- und Mitteldeutschland, der Windenergieausbau aufgrund vermuteter Störwirkung auf die Luftverteidigungsradare gestoppt werden.\r\nAbb. 2: Abschätzung des Erfassungsbereichs (AOD – area of detection) innerhalb des Interessensgebietes für das Szenario WEA mit Nabenhöhe 180m und Bezug auf den Geländehorizont. Dies entspricht ca. 19 Prozent der\r\n\r\n\r\n6 FA Wind (2022): Interaktive Karte mit Flächenszenarien zur Erfassung von Windenergieanlagen innerhalb der Interessengebiete der Bundeswehr um stationäre militärische Anlagen zur Luftraumüberwachung - LINK\r\n7 Ebd.\r\n \r\n\r\nLandesfläche. (Berechnung Fachagentur Wind und Solar,\tBundeslandgrenzen\tGeoBasis-DE / VG250 / BKG 2021.8)\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n4.2\tWeitere stationäre militärische Anlagen zur Luftverteidigung\r\nDer im Entwurf verankerte Begriff „stationäre militärische Anlagen zu Luftverteidigung“ ist nicht näher definiert, wonach die Gefahr besteht, dass dieser in der Praxis flexibel auf andere Einrichtungen erweitert wird. Dies ist mit einer erheblichen Rechtsunsicherheit verbunden. Die Bundeswehr selbst sagt folgendes hierzu: „Unter Luftverteidigung versteht man den Schutz vor allen Bedrohungen aus der Luft. Diese umfassen kleinere Flugkörper wie Raketen, Mörser, Artillerie und Drohnen ebenso wie Helikopter, Flugzeuge, Marsch- oder ballistische Flugkörper.“9\r\nStationäre und bodengebundene Luftverteidigungsanlagen sind die Flugabwehrraketensysteme IRIS-T SLM und Patriot, sowie Luftraumüberwachungszentralen (CRC) und Radaranlagen vorgesehen. Für die Flugkörperabwehr über längere Distanzen führt die Bundeswehr das System Arrow 3 an mindestens zwei Standorten in Deutschland dauerhaft ein. Auch die zwei im September 2025 in Betrieb gehenden Teleskopsysteme zur Überwachung des Weltraums (TIRA) können unter Umständen als Luftverteidigungsanlagen deklariert werden.\r\nFallen diese Systeme künftig unter den Anwendungsbereich des neu gefassten § 18a Absatz 1 Satz 1 Satz 1 LuftVG, hat das dramatische Auswirkungen auf den Ausbau der Windenergie. Da die Anzahl und die genauen Standorte solcher Verteidigungsanlagen aus nachvollziehbaren Gründen der Geheimhaltung unterliegen, ergeben sich nicht nur faktisch weitere Ausschlussbereiche für die\r\n\r\n\r\n8 FA Wind (2022): Interaktive Karte mit Flächenszenarien zur Erfassung von Windenergieanlagen innerhalb der Interessengebiete der Bundeswehr um stationäre militärische Anlagen zur Luftraumüberwachung - LINK.\r\n9 Bundeswehr (2025): Was ist Luftverteidigung? - LINK.\r\n \r\n\r\nWindenergie. Es ergeben sich auch nicht planbare Risiken für Planungs- und Genehmigungsverfahren, da die jeweiligen Luftverteidigungseinrichtungen nicht in den ausgewiesenen Windenergieflächen verzeichnet sind.\r\nAuch wenn aus genannten Gründen eine exakte Bezifferung der Auswirkung schwierig ist, sind die Folgen doch absehbar dramatisch. Zu den bereits weiter oben beschriebenen 33 % nicht bebaubarer Landesfläche werden weitere Flächen hinzukommen, sodass wir mit Ausbaublockaden auf bis zu 40 % der Landesfläche rechnen.\r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechpersonen\r\nJuliane Karst | Justiziarin | j.karst@wind-energie.de\r\nDr. Andreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb | a.roehsler@wind-energie.de\r\n\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nKristina Hermann | Leitung Facharbeit Juliane Karst | Justiziarin\r\nKatharina Schuler | Referentin Politik\r\nAndreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb\r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand Planerbeirat\r\nAK Energiepolitik\r\nAK Luftverkehr & Radar Jur. AG Genehmigung Jur. AG Luftverkehr\r\nLänder: alle Landesverbände des BWE und BEE\r\n\r\nDatum\r\n3. Juli 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Verteidigung (BMVg)","shortTitle":"BMVg","url":"https://www.bmvg.de/de","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022208","regulatoryProjectTitle":"BNK Neuanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/11/c3/687469/Stellungnahme-Gutachten-SG2601300004.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n\r\n\r\nNeuanlagen-BNK\r\nBWE-Empfehlung zur Anpassung des EEG\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nAugust 2025\r\n \r\nInhalt\r\n1\tDas Wichtigste in Kürze\t3\r\n2\tEinleitung\t4\r\n3\tProblemaufriss\t4\r\n4\tWas empfiehlt der BWE?\t5\r\n5\tLösungsansatz\t6\r\n\r\n \r\n1\tDas Wichtigste in Kürze\r\nWir begrüßen:\r\n•\tDer BWE begrüßt die Pflicht zur BNK-Ausstattung von Windenergieanlagen als Mittel zur Akzeptanzsteigerung.\r\nWir kritisieren:\r\n•\tDer Gesetzgeber hat nicht ausreichend berücksichtigt, dass der Großteil der Windenergieanlagen, die ab dem 1. Januar 2025 in Betrieb gehen bei ihrer Errichtung nicht mit einem BNK-System ausgerüstet sind, sondern die Installation erst nachträglich erfolgt. Zu diesem späteren Zeitpunkt hat jedoch die Inbetriebnahme der WEA bereits stattgefunden. Demnach verstößt der Betreiber unwillkürlich und unverschuldet gegen die BNK-Pflicht.\r\n•\tDer Gesetzgeber schreibt eine Ausstattung von WEA mit einem BNK-System vor. Jedoch ist der Begriff der „Ausstattung“ unzureichend definiert. So bleibt unklar, wann die vollständige Ausstattung einer WEA erreicht ist: Schließlich bedarf es nach der technischen Ausrüstung mit BNK-Technologie einer standortbezogenen Prüfung sowie einer behördlichen Genehmigung, bevor der Betrieb aufgenommen werden darf. Hier bedarf es einer Klarstellung.\r\n•\tBNK-Systeme müssen durch eine Baumusterprüfstelle (BMPSt) einer Baumusterprüfung sowie nach der Installation einer Standortprüfung unterzogen werden. Festzustellen ist, dass weder für den Nachweis der Funktionsfähigkeit der BNK am Standort des Luftfahrthindernisses noch für einen praktischen Funktionsnachweis durch eine BMPSt eine Bearbeitungsfrist vorgesehen ist. In Verbindung mit der personellen Ausstattung der lediglich drei benannten Stellen sorgt dies für eine erhebliche Verzögerung der BNK-Inbetriebnahme\r\n•\tNach der derzeitigen gesetzgeberischen Konzeption droht dem WEA-Betreiber bei BNK-Verstößen nach § 52 Abs. 1 Nr. 3 EEG eine Strafzahlung von 10.000 Euro pro MW installierter Nennleistung pro WEA pro Monat. Dies verunmöglicht nicht nur den wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen, sondern sorgt für großen bürokratischen Aufwand seitens der Netzbetreiber, an den die Strafzahlungen zu richten sind.\r\nWir regen an:\r\n•\tDer BWE regt die Einführung einer eindeutigen Übergangsfrist zwischen Inbetriebnahme der Windenergieanlage und Inbetriebnahme des BNK-Systems an, die einerseits Betreiber vor ungerechtfertigten und unverschuldeten Pönalen schützt und gleichzeitig Netzbetreiber vor unnötigen bürokratischen Prozessen bewahrt.\r\n \r\n2\tEinleitung\r\nWindenergieanlagen (WEA) gelten nach den Vorgaben des Luftverkehrsgesetzes (LuftVG) und der Allgemeinen Verwaltungsvorschrift zur Kennzeichnung von Luftfahrthindernissen (AVV Kennzeichnung) als Luftfahrthindernisse, wenn sie bestimmte Höhen überschreiten. Die Kennzeichnungspflicht richtet sich dabei nach dem Standort und der maximalen Höhe der Anlagenspitze. Um das Störungspotenzial von Windenergieanlagen weiter zu reduzieren und die Akzeptanz bei den Anwohnerinnen und Anwohnern zu erhöhen, wird die konventionelle Dauerbefeuerung, bei der die Hindernisfeuer permanent rot blinken, schrittweise durch eine bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung (BNK) ersetzt. Dieses System aktiviert die Lichter nur dann, wenn tatsächlich Luftfahrzeuge in der Nähe sind. Dadurch kann das störende Blinken um bis zu 95 % reduziert werden. Die gesetzliche Verpflichtung zur Ausrüstung mit BNK trat am 1. Januar 2025 in Kraft (§ 9 Abs. 8 EEG). Die technischen Spezifikationen sind hierbei wiederum im Anhang 6 der AVV Kennzeichnung festgehalten.\r\n3\tProblemaufriss\r\nWindenergieanlagen, die ab dem 1. Januar 2025 in Betrieb gehen, dürfen dies nur, wenn sie mit einem System zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung (BNK) ausgestattet sind. Die Inbetriebnahme eines solchen Systems erfordert wiederum in vielen Fällen die vorherige Inbetriebnahme der Windenergieanlage (WEA). Hier ergibt sich somit häufig ein nicht aufzulösender Zirkelschluss, der rechtlich und regulatorisch absehbar und vermeidbar war.\r\nIm Allgemeinen liefern und verbauen WEA-Hersteller das notwendige BNK-System nicht bei der Errichtung der Windenergieanlage. Ist diese vollständig errichtet, erfolgt ein Testbetrieb, in dem notwendige Systemeinstellungen vorgenommen und Tests absolviert werden. Innerhalb dieses Testbetriebs liefert die WEA bereits ersten Strom.\r\nObwohl noch kein Eigentumsübergang stattgefunden hat und u.U. weitere Arbeiten an der Anlage durch den Hersteller stattfinden, wird dieser Moment vonseiten der Netzbetreiber i.d.R. als \"Inbetriebnahme\" angesehen und berufen sich diese dabei auf § 3 Abs. 30 EEG: „Inbetriebnahme“ die erstmalige Inbetriebsetzung der Anlage ausschließlich mit erneuerbaren Energien oder Grubengas nach Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft der Anlage; die technische Betriebsbereitschaft setzt voraus, dass die Anlage fest an dem für den dauerhaften Betrieb vorgesehenen Ort und dauerhaft mit dem für die Erzeugung von Wechselstrom erforderlichen Zubehör installiert wurde”.\r\nDieser Sachverhalt ist insofern problematisch, als dass Anlagenbetreiber noch keinen Zugriff auf die WEA haben und somit nicht in der Lage ist, ein BNK-System zu installieren. Ein Regelbetrieb der Anlage, in der diese Strom liefert, findet hier noch gar nicht statt. Nach erfolgtem Eigentumsübergang kann schließlich die Installation der BNK-Technik erfolgen.\r\nSelbst in den Fällen, in denen die BNK-Ausstattung und die Inbetriebnahme der Anlage zeitlich zusammenfallen, weil der Anlagenhersteller das System mit verbaut, besteht die Problematik:\r\nDie AVV Kennzeichnung sieht seit dem 1. Januar 2025 nach der BNK-Installation die zwingende Beteiligung der Baumusterprüfstelle (BMPSt) zur sog. standortbezogenen Prüfung vor. Erst im Anschluss erfolgt die abschließende behördliche Genehmigung. Beide Prozesse stellen einen Flaschenhals dar, die für  eine  weitere  Verzögerung  der  Aktivierung  des  BNK-Systems  sorgen.  Lange  Prüf-  und\r\n \r\n\r\nGenehmigungszeiten etwa aufgrund Personalmangels sind eher die Regel als die Ausnahme. Insbesondere die nunmehr zwingend einzubindende BMPSt stellt eine weitere Komponente dar, die zu Verzögerungen führt und auf die die Anlagenbetreiber keinen Einfluss haben. Grund hierfür sind die notwendige Befahrung und in Einzelfällen gar Befliegung der Windparks.\r\nGeht eine Windenergieanlage ohne BNK-Ausstattung in Betrieb, drohen den Betreibern Strafzahlungen nach § 52 EEG. Die anfallenden 10.000 € pro MW installierter Leistung und Monat machen den wirtschaftlichen Betrieb betroffener Anlagen unmöglich. Die Strafzahlungen müssen dabei an den Netzbetreiber entrichtet werden, können jedoch rückwirkend auf 2.000 € pro MW installierter Leistung und Kalendermonat reduziert werden, sobald die entsprechende Pflicht erfüllt wird. Nicht nur droht hier also den Betreibern von Windenergieanlagen potenziell eine unverschuldete Pönalisierung. Den Netzbetreibern entsteht damit ein kaum zu bewältigender Abrechnungs- und Verwaltungsaufwand.\r\n\r\n\r\n4\tWas empfiehlt der BWE?\r\nDer BWE empfiehlt zunächst die Berücksichtigung des Beschlusses BK6-19-142 der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur aus dem Jahr 2019, wonach WEA auch ohne BNK-System in Betrieb genommen werden dürfen, wenn sie unverzüglich alle nötigen Schritte einleiten, um dies zu tun. Im Beschluss heißt es wörtlich:\r\n“Die Ausstattungsverpflichtung des § 9 Absatz 8 EEG 2017 umfasst alle Schritte, die erforderlich sind, um die Einrichtung zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung von Luftfahrthindernissen unter Beachtung aller rechtlichen Voraussetzungen zulässigerweise in Betrieb zu nehmen. Soweit allerdings die Durchführung der Schritte die vorherige Inbetriebnahme der Windenergieanlage erfordert, können sie bei neuen Windenergieanlagen unverzüglich nach Inbetriebnahme durchgeführt werden, ohne die Ausstattungsverpflichtung zu verletzen.”\r\nDie Aussage der BNetzA steht im Einklang mit dem Gesetzeswortlaut, der lediglich den Begriff “ausstatten” verwendet und damit nicht zwingend vorsieht, dass schon ab Inbetriebnahme der WEA zwingend eine BNK aktiviert sein muss. Sie ist jedoch leider insoweit auslegungsbedürftig und damit nicht in jedem Einzelfall eindeutig, als sie den Begriff “unverzüglich” beinhaltet, der in § 121 Abs. 1 BGB als “ohne schuldhaftes Zögern” definiert ist. Um Unsicherheiten in der Auslegung dieses Begriffs möglichst auszuschließen, fordert der BWE die Einführung einer eindeutigen Übergangsfrist, die einerseits Betreiber vor ungerechtfertigten und unverschuldeten Pönalen schützt und gleichzeitig Netzbetreiber vor unnötigen bürokratischen Prozessen bewahrt.\r\n \r\n5\tLösungsansatz\r\n\r\nKonkret: Der BWE schlägt die Anpassung des § 9 Absatz 8 EEG vor (neuer Text in fett):\r\n\r\n„Betreiber von Windenergieanlagen an Land, die nach den Vorgaben des Luftverkehrsrechts zur Nachtkennzeichnung verpflichtet sind, müssen ihre Anlagen mit einer Einrichtung zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung von Luftfahrthindernissen ausstatten. Auf Betreiber von Windenergieanlagen auf See ist Satz 1 anzuwenden, wenn sich die Windenergieanlage befindet\r\n1.\tim Küstenmeer,\r\n\r\n2.\tin der Zone 1 der ausschließlichen Wirtschaftszone der Nordsee wie sie in dem nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie bekannt gemachten Flächenentwicklungsplan ausgewiesen wird,\r\n3.\tin der ausschließlichen Wirtschaftszone der Ostsee.\r\n\r\n\r\nDie Pflicht nach Satz 1 gilt ab dem 1. Januar 2025. Die Erfüllung der Pflicht nach Satz 1 und Satz 2 muss bei Windenergieanlagen, die ab dem 01.01.2025 in Betrieb genommen werden, innerhalb von sechs Monaten nach Inbetriebnahme der Windenergieanlage erfüllt werden.\r\nBetreiber von Windenergieanlagen, die vor dem Ablauf des 31. Dezember 2024 in Betrieb genommen wurden, bei denen die Pflicht nach Satz 1 nicht erfüllt wurde und für die keine Ausnahme nach Satz 6 zugelassen wurde, sind verpflichtet, unverzüglich einen vollständigen und prüffähigen Antrag auf Zulassung einer bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung bei der zuständigen Landesbehörde zu stellen. Die Pflicht nach Satz 1 kann auch durch eine Einrichtung zur Nutzung von Signalen von Transpondern von Luftverkehrsfahrzeugen erfüllt werden. Von der Pflicht nach Satz 1 kann die Bundesnetzagentur auf Antrag im Einzelfall insbesondere für kleine Windparks Ausnahmen zulassen, sofern die Erfüllung der Pflicht wirtschaftlich unzumutbar ist.“\r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechpersonen\r\nDr. Andreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb | a.roehsler@wind-energie.de\r\n\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nJuliane Karst | Justiziarin\r\nDr. Andreas Röhsler | Fachreferent Technik und Betrieb\r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nArbeitskreis Kennzeichnung\r\n\r\nDatum\r\n26. August 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022209","regulatoryProjectTitle":"Verbesserungsvorschläge für die Umsetzung der EU-Wiederherstellungsverordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/42/ba/687471/Stellungnahme-Gutachten-SG2601300006.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\n\r\n\r\nReferentenentwurf zum Durchführungsgesetz der Wiederherstellungsverordnung\r\nErneuerbare-Energien-Projekte von Alternativenprüfung ausnehmen\r\n\r\n\r\n\r\nJuli 2025\r\n\r\nDie EU-Wiederherstellungsverordnung zielt darauf ab, die biologische Vielfalt langfristig zu sichern, geschädigte Ökosysteme wiederherzustellen und die Natur widerstandsfähiger gegenüber dem Klimawandel zu machen. Die Verordnung enthält konkrete, zeitlich gestaffelte Zielvorgaben, darunter die Renaturierung von mindestens 20 % der Land- und Meeresflächen bis 2030 sowie Maßnahmen für alle wiederherstellungsbedürftigen Ökosysteme bis 2050. Sie gilt unmittelbar in allen Mitgliedstaaten, während die konkrete Umsetzung in nationaler Verantwortung liegt.\r\nBis zum 1. September 2026 müssen die Mitgliedstaaten Entwürfe ihrer Wiederherstellungspläne an die EU-Kommission übermitteln. Deutschland wird seinen Plan auf Bundesebene in enger Abstimmung mit den Ländern erarbeiten. Zur Klärung der Zuständigkeiten zwischen Bund und Ländern hat das Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN) einen Referentenentwurf für ein Durchführungsgesetz vorgelegt, welcher grundsätzlich zu begrüßen ist. Der BWE bedankt sich für die Gelegenheit zur Stellungnahme.\r\nBei der Flächenauswahl sind Windenergieprojekte konkret betroffen. Artikel 4 Absatz 11 und 12 der Wiederherstellungsverordnung\t(WVO)\tenthalten\tVerbesserungsgebote\tsowie Verschlechterungsverbote für Flächen, die Wiederherstellungsmaßnahmen gemäß Artikel 4 Absätze 1, 4 und 7 unterliegen. Dies betrifft die Flächen der in Anhang I aufgeführten Lebensraumtypen (LRT).1 Die WVO bezieht sich auch auf die LRT außerhalb ausgewiesener Natura 2000-Gebiete. Dies betrifft direkt Windenergieprojekte, da diese sich in der Regel außerhalb dieser Schutzgebiete befinden. Nach Artikel 4 Absatz 11 und 12 WVO darf sich der Zustand dieser Flächen nicht erheblich verschlechtern, sofern sie sich bereits in einem guten Zustand befinden. Andernfalls muss sich ihr Zustand deutlich verbessern, bis sie einen guten Zustand2 erreicht haben.\r\nAllerdings ordnet die WVO selbst unter zwei Voraussetzungen eine Ausnahme für Erneuerbare-Energien-Projekte an. Die Verpflichtungen aus Artikel 4 Absätze 11 und 12 WVO gelten außerhalb von Natura 2000-Gebieten unter anderem nicht für Verschlechterungen, die auf einen Plan oder ein Projekt von überwiegendem öffentlichem Interesse zurückzuführen sind, für den oder für das es keine weniger schädlichen Alternativlösungen gibt. Dies ist auf Einzelfallbasis zu bestimmen.3 Die erste Voraussetzung – Plan bzw. Projekt von überwiegendem öffentlichem Interesse – wird von der WVO selbst für Erneuerbare-Energien-Projekte bejaht. Gemäß Artikel 6 Absatz 1 Satz 1 WVO liegen die Planung, der Bau und der Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen sowie deren Netzanschluss, das betreffende Netz selbst und die Speicheranlagen im überragenden öffentlichen Interesse. Die zweite Voraussetzung – weniger schädliche Alternativlösungen stehen nicht zur Verfügung – liegt allerdings im Ermessen er Mitgliedstaaten. Nach Artikel 6 Absatz 1 Satz 2 WVO können die Mitgliedstaaten Erneuerbare-Energien-Projekte von der Anforderung ausnehmen, dass keine weniger schädlichen Alternativlösungen4 zur Verfügung stehen, sofern im Vorfeld eine Strategische Umweltprüfung (SUP) oder eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) durchgeführt wurde.\r\n\r\n\r\n1 Die in Anhang I aufgeführten Lebensraumtypen entsprechen denjenigen des Anhangs I der FFH-Richtlinie 92/43/EWG des Rates vom 21. Mai 1992 zur Erhaltung der natürlichen Lebensräume sowie der wildlebenden Tiere und Pflanzen.\r\n2 Näheres in Schieferdecker, NVwZ 2024, 1865.\r\n3 Artikel 4 Absatz 14 Buchstabe c und Absatz 15 Buchstabe c WVO. Entsprechendes gilt gem. Artikel. 5 Absatz 9-12 für Flächen der in Anhang II aufgeführten Biotoptypen für Meeresökosysteme.\r\n4 Gemäß Artikel 4 Absätze 14, 15 sowie Artikel 5 Absätze 11, 12 WVO.\r\n \r\n\r\nDer BWE regt an, das Durchführungsgesetz zu nutzen, um die Ausnahme von der Alternativenprüfung für Erneuerbare-Energien-Projekte aus Artikel 6 Absatz 1 Satz 2 WVO in Deutschland umzusetzen. Gebiete für Windenergie werden bereits außerhalb der Natura 2000-Gebiete5 und abseits von ökologisch wertvollen Flächen ausgewiesen. Die Planungsträgerinnen prüfen bereits umfassend, welche Flächen am besten für Windenergie geeignet sind. Zudem durchlaufen die Windenergiegebiete eine SUP, bei der die zu erwartenden Umweltauswirkungen des Plans sowie vernünftige Planungsalternativen beschrieben und bewertet werden. Hierbei sind Umweltbehörden und die Öffentlichkeit zu beteiligen. Ein zusätzliches Prüferfordernis auf Planebene würde die Prozesse unnötig verzögern. Gleiches gilt für Projekte außerhalb von Windenergiegebieten mit UVP, die nach der Änderung des § 249 Abs. 2 BauGB und § 1 WindBG durch das Gesetz zur Umsetzung der Novelle der Erneuerbare-Energien-Richtlinie 2023/2413 (RED III) ohnehin nur noch in seltenen Ausnahmefällen möglich sind. Eine zusätzliche Alternativenprüfung für die einzelnen Projekte würde die Verfahren verzögern und somit dem forcierten Beschleunigungsgedanken entgegenlaufen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n5 Gleiches gilt für Beschleunigungsgebiete.\r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\niStockfoto/sruenkam\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\n\r\nAnsprechpersonen\r\nMoritz Röhrs | Fachreferent Planung, Genehmigung, Naturschutz | m.roehrs@wind-energie.de\r\n\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nMoritz Röhrs | Fachreferent Planung, Genehmigung, Naturschutz | m.roehrs@wind-energie.de\r\n\r\nBeteiligte Gremien\r\nGesamtvorstand\r\nSprecherkreis des Juristischen Beirats Vorstand des Planerbeirats Juristische AG Naturschutzrecht Juristische AG Planungsrecht\r\nAG BNatSchG und RED III\r\n\r\n\r\n\r\nDatum\r\n30. Juli 2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022226","regulatoryProjectTitle":"Anpassungsvorschläge zum Standortfördergesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/77/8f/687732/Stellungnahme-Gutachten-SG2601300018.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\n\r\n\r\n\r\nÄnderung des Standortfördergesetzes (StoFöG)\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Förderung privater Investitionen und des Finanzstandorts (Standortfördergesetz/StoFöG) des Bundesministeriums der Finanzen vom 22.08.2025\r\n\r\n\r\nAugust 2025\r\n \r\nInhalt\r\n1\tEinleitung\t3\r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\t4\r\n3\tAnregungen für eine wirkungsvolle Investitionsförderung\t5\r\n3.1\tAusweitung der Schwarmfinanzierung-Privilegien auf Bürgerenergie\t5\r\n3.2\tEigenständige Infrastruktur-Quote für erneuerbare Energien\t6\r\n3.3\tBürokratieabbau\t6\r\n\r\n \r\n1\tEinleitung\r\nDer Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) begrüßt ausdrücklich die Zielsetzung des Referentenentwurfs des Standortfördergesetzes (StoFöG), Investitionen in erneuerbare Energien und in die dazugehörige Infrastruktur zu stärken. Mit 63 Artikeln – darunter zu Änderungen im Gesetz über deutsche Immobilien-Aktiengesellschaften mit börsennotierten Anteilen (REIT-Gesetz), Investmentsteuergesetz (InvStG), Kapitalanlagegesetzbuch (KAGB) sowie dem Vermögensanlagengesetz (VermAnlG) – legt der Entwurf einen umfangreichen ersten Ansatz vor, institutionelles Kapital für Investitionen nutzbar zu machen. Gleichzeitig sehen wir: Für eine wirklich starke und zielgerichtete Förderung erneuerbarer Energien sind weitere Maßnahmen erforderlich.\r\nDie Schaffung attraktiver Rahmenbedingungen für privates Kapital ist eine zentrale Voraussetzung, um die ambitionierten Klimaziele der Bundesregierung zu erreichen und die Energiewende erfolgreich umzusetzen. Bereits im Koalitionsvertrag wurde das Ziel formuliert:\r\n„Zur Vergabe von Eigen- und Fremdkapital bei Investitionen wollen wir im Zusammenspiel von öffentlichen Garantien und privatem Kapital einen Investitionsfonds auflegen für die Energieinfrastruktur.“ (Zeile 1011)\r\nDie vorgesehenen Anpassungen im StoFöG sind ein erster wichtiger Schritt, um Investitionsspielräume für erneuerbare Energien zu eröffnen. Wir sehen in diesen Regelungen die Chance, institutionelles Kapital in deutlich größerem Umfang für die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien zu mobilisieren. Gleichzeitig ist zu berücksichtigen, dass der Referentenentwurf zwar den Zugang zu Kapital für Investitionen verbessert, jedoch ohne gezielte Maßnahmen zur Regionalisierung die Gefahr besteht, dass die Wertschöpfung zunehmend ins Ausland abfließt. Dies hätte nicht nur wirtschaftliche Auswirkungen, sondern auch negative Effekte auf die gesellschaftliche Akzeptanz der Energiewende.\r\nGleichzeitig identifizieren wir Herausforderungen, die eine Nachjustierung erforderlich machen. Statt eines Abbaus von Bürokratie und Verwaltungsaufwand – wie es die Zielsetzung des Gesetzes nahelegt – besteht derzeit die Gefahr, dass zusätzliche Melde-, Dokumentations- und Compliance-Pflichten entstehen. Aus Sicht des BWE ist es entscheidend, dass die neuen Regelungen so ausgestaltet werden, dass sie den Marktzugang für Investitionen in erneuerbare Energien erleichtern und nicht durch übermäßige Komplexität hemmen. Auch mit Blick auf künftige Anpassungen darf das Ziel des Bürokratieabbaus nicht aus den Augen verloren werden.\r\nDarüber hinaus sind flankierende Maßnahmen erforderlich, die über das StoFöG hinausgehen. So müssen Banken nach aktueller Regulierung (CRR II, Art. 132 Abs. 3) für Infrastruktur-Eigenkapitalinvestitionen eine sehr hohe Eigenkapitalunterlegung (bis zu 250 %) vorhalten. Diskutierte Entlastungen wie ein Infrastructure Supporting Factor oder Green Supporting Factor sind auf EU-Ebene bislang nicht umgesetzt. Die Bundesregierung sollte dieses Thema adressieren und ergänzend nationale Instrumente wie KfW-Garantien prüfen, um die Finanzierungskosten für Infrastruktur zu reduzieren.\r\nIm Folgenden legt der BWE seine Empfehlungen zu den vorgesehenen Gesetzesänderungen dar, mit dem Ziel, Investitionen in erneuerbare Energien und die notwendige Infrastruktur wirkungsvoll und effizient zu fördern.\r\n \r\n2\tDas Wichtigste in Kürze\r\nWir begrüßen:\r\n\r\n•\tErhöhte Investitionsmöglichkeiten: Spezialfonds und REITs dürfen nun stärker in EE-Anlagen investieren.\r\n•\tRechtssicherheit: Investitionen in EE sind jetzt klar gesetzlich definiert (§1 Nr. 6a KAGB, §26 Nr. 7a InvStG).\r\n•\tFörderung von Infrastruktur: Projekte, wie Ladeinfrastruktur oder EE-Anlagen, können über Fonds langfristig finanziert werden, was den Ausbau der Energiewende unterstützt.\r\n\r\nWir kritisieren:\r\n\r\n•\tGemeinsame Anlagegrenze für Immobilien und Infrastruktur (§ 260 KAGB): Verknüpfung von Immobilien und Infrastruktur kann Wettbewerbsverzerrungen zulasten von EE-Projekten erzeugen.\r\n•\tBürokratie: Die neuen Regelungen bringen zusätzliche Melde-, Dokumentations- und Compliance-Pflichten, die den Marktzugang erschweren können.\r\n\r\nWir regen an:\r\n\r\n•\tBürgerenergie stärken: Schwarmfinanzierungs-Erleichterungen für Bürgerenergie-Gesellschaften einführen, ergänzt durch standardisierte Informationsblätter und Musterverträge (Prospekt-Light).\r\n•\tEigenständige Infrastruktur-Quote: Die Anlagegrenze für Infrastruktur, insbesondere EE, sollte von Immobilien entkoppelt werden, um gezielt Kapital in die Energiewende zu lenken.\r\n•\tBürokratieabbau: Melde- und Reporting-Pflichten müssen zweckmäßig und proportional bleiben, um Verwaltungsaufwand für Fonds und Investoren zu reduzieren.\r\n \r\n3\tAnregungen für eine wirkungsvolle Investitionsförderung\r\nDer BWE nutzt die Gelegenheit, konkrete Vorschläge zu unterbreiten, um die Investitionsmöglichkeiten in erneuerbare Energien und Infrastruktur zu stärken. Ziel ist es, die Rahmenbedingungen so zu gestalten, dass sowohl Bürgerenergieprojekte als auch institutionelle Investitionen effizient, zielgerichtet und ohne unnötige Bürokratie realisiert werden können. Dabei sollen sowohl große, eigenkapitalstarke  Gesellschaften  als  auch  kleine  und  mittlere  Akteure  profitieren. Im Folgenden werden unsere drei zentralen Anregungen vorgestellt.\r\n\r\n\r\n3.1\tAusweitung der Schwarmfinanzierung-Privilegien auf Bürgerenergie\r\nDer BWE fordert, Bürgerenergieprojekte gezielt zu fördern, um insbesondere kleine und mittlere Akteure zu stärken und die regionale Wertschöpfung zu sichern. Im Rahmen des Referentenentwurfs des Standortfördergesetzes (StoFöG, Artikel 21) sollte das bestehende Schwarmfinanzierungs-Privileg nach § 2a VermAnlG auf Bürgerenergie-Gesellschaften in der Rechtsform GmbH und GmbH & Co. KG ausgeweitet werden. Diese Gesellschaften sollen bis zu einem Gesamtvolumen von 500.000 Euro innerhalb von zwölf Monaten Kapital aufnehmen können, wobei der Anteil eines einzelnen Investors maximal 10 % des Emissionsvolumens betragen darf. Zudem sollen mindestens 60 % der Investoren natürliche Personen aus der Region sein, beispielsweise innerhalb eines Radius von 25 Kilometern zum Projektstandort. Die Unternehmen müssen überwiegend in der Errichtung, dem Betrieb, der Speicherung oder Verteilung erneuerbarer Energien tätig sein.\r\nZur Sicherstellung von Transparenz, Rechtssicherheit und Vergleichbarkeit der Angebote schlägt der BWE die Einführung standardisierter Informationsblätter und Musterverträge vor. Ein kompaktes Informationsblatt soll wesentliche Angaben zu Mittelverwendung, Risiken, Kosten und Rendite enthalten, ergänzt durch einen jährlichen Kurzbericht von zwei Seiten an die Anlegerinnen und Anleger. Die Platzierung soll über ECSP-lizenzierte Plattformen oder registrierte Vermittler erfolgen, einschließlich Treuhand-Escrow bis zum Erreichen eines Mindestbetrags und einem 14-tägigen Widerrufsrecht. Zusätzlich sollen standardisierte Vertragsmuster, wie Nachrangdarlehen oder Genussrechte, zur Verfügung gestellt werden, um den Verwaltungsaufwand zu reduzieren und Investitionen effizienter zu gestalten.\r\nDie Inhalte des Informationsblatts sollten mindestens folgende Punkte abdecken:\r\n•\tWas wird angeboten? (Instrument, Stückelung, Ziel-/Mindestvolumen, Zeichnungsfenster)\r\n•\tEmittent & Projekt (Rechtsform, Sitz, Kurzbeschreibung Anlage/Standort, Status, Genehmigungen)\r\n•\tMittelverwendung (Prozentaufteilung oder feste Zahlen; ggfs. Sperrkonto)\r\n•\tLaufzeit & Rückzahlung (Fälligkeit, Kündigungsrechte, vorzeitige Rückzahlung)\r\n•\tRendite/Verzinsung & Ausschüttung (fix/variabel, Indexierung, Bedingungen)\r\n•\tKosten für Anleger*innen (einmalig/laufend/erfolgsabhängig – in € und %)\r\n•\tWesentliche Risiken (Bau-/Ertrags-/Zins-/Preis-/Genehmigungsrisiken, Nachrang)\r\n \r\n\r\n•\tErtragsszenarien (günstig/neutral/ungünstig – Annahmen + Rück-/Auszahlungsprofil)\r\n•\tRechte der Anleger*innen (Informations-/Berichtsrechte, ggfs. Beirat/Aufsichtsrat, Interessenkonflikte)\r\n•\tZeichnungsweg & Widerruf (Plattform/Vermittler, 14-Tage-Cooling-Off)\r\n•\tSteuer-Hinweis & Kontakt (Kurzsatz, keine Steuerberatung; Emittenten-Kontakt)\r\n\r\n\r\nZiel dieser Maßnahmen ist es, die Finanzierung von Bürgerenergieprojekten zu erleichtern, die Kostensituation für kleine Platzierungen zu verbessern und die Beteiligung regionaler Akteure sicherzustellen. Gleichzeitig wird eine Gleichbehandlung mit bestehenden Genossenschaftsmodellen erreicht. Durch diese klaren, praxisnahen Leitplanken soll gewährleistet werden, dass lokale Investitionen in erneuerbare Energien effektiv umgesetzt werden können, ohne dass der Zugang zu Kapital überwiegend großen, eigenkapitalstarken Gesellschaften vorbehalten bleibt.\r\n3.2\tEigenständige Infrastruktur-Quote für erneuerbare Energien\r\nDie Öffnung des Immobilienvermögens für erneuerbare Energien (§ 231 KAGB) begrüßen wir ausdrücklich, da sie erstmals Investitionen von Immobilienfonds in Projekte der erneuerbaren Energien ermöglicht. Gleichzeitig sehen wir jedoch eine erhebliche Einschränkung: Infrastrukturinvestments werden weiterhin zusammen mit Immobilien in einer gemeinsamen Anlagequote (§ 260 KAGB) geführt. Für erneuerbare Infrastruktur, wie Windparks, Stromnetze oder Ladeinfrastruktur, bedeutet dies, dass vorhandene Kapazitäten der Immobilienquote bereits ausgeschöpft sein können, bevor ausreichende Mittel für EE-Projekte bereitstehen. Auf diese Weise wird Kapital nicht optimal in die Energiewende gelenkt, obwohl diese politisch priorisiert ist.\r\nVor diesem Hintergrund fordert der BWE, die Infrastruktur-Quote von der Immobilienquote zu entkoppeln und eine eigenständige Quote für Infrastruktur zu schaffen, die insbesondere Investitionen in erneuerbare Energien gezielt fördert. Eine solche Regelung würde den Kapitalfluss in Erneuerbare-Energien-Projekte sichern, die Investitionssicherheit erhöhen und die Umsetzung der Klimaziele der Bundesregierung unterstützen. Zudem sollte klargestellt werden, dass Investitionen in Personengesellschaften nicht automatisch als gewerblich für Pensionskassen gewertet werden, da dies sonst zusätzliche aufsichtsrechtliche Einschränkungen auslösen würde und Investitionen in erneuerbare Infrastruktur unnötig erschwert.\r\n3.3\tBürokratieabbau\r\nDer BWE sieht in den geplanten Änderungen des REIT-Gesetzes, Investmentsteuergesetzes und KAGB eine Chance, Investitionen in erneuerbare Energien effizienter zu gestalten. Gleichzeitig zeigt der Entwurf des Standortfördergesetzes, dass durch die Vielzahl an neuen Melde-, Dokumentations- und Reportingpflichten das Ziel einer schlanken Verwaltung aktuell gefährdet ist.\r\nBesonders relevant ist dies für Fonds, die nun neben Immobilien auch in Infrastruktur und erneuerbare Energien investieren dürfen: Die zusätzlichen Pflichten zur Berichterstattung, Compliance und Dokumentation erhöhen den administrativen Aufwand erheblich. Aus Sicht des BWE ist es entscheidend, dass diese Vorgaben zweckmäßig und proportional ausgestaltet werden, damit der Fokus\r\n \r\n\r\nauf die tatsächlichen Investitionen in die Energiewende gerichtet bleibt und nicht durch unnötige Bürokratie abgeschwächt wird.\r\nEine angemessene Absicherung der Investitionen ist dabei immer wichtig und richtig, darf jedoch nicht zu unverhältnismäßiger Bürokratie führen. Ziel muss es sein, den administrativen Aufwand für Fonds und Investoren so gering wie möglich zu halten, damit das StoFöG seine Wirkung als Impulsgeber für private Investitionen voll entfalten kann.\r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nPixabay (CCO)\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist ebenso als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der Europäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen. Den Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\n\r\nAnsprechpartnerin und Autorin\r\nChristina Hasse | Fachreferentin Planung und Projektierung | c.hasse@wind-energie.de\r\n\r\n\r\nBeteiligte Gremien und Landesverbände\r\nGesamtvorstand Arbeitskreis Beteiligung Arbeitskreis Energiepolitik Bürgerwindbeirat Finanziererbeirat Planerbeirat\r\nJurAG Unternehmensjuristen\r\n\r\nDatum\r\n29. August 2025\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022234","regulatoryProjectTitle":"Verbesserungsvorschläge zum NIS2UmsuCG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b2/02/688270/Stellungnahme-Gutachten-SG2602020003.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nNIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz\r\n\r\n\r\n \r\nReferentenentwurf des BMI vom 23.06.2025\r\n \r\n\r\nJuli 2025\r\n \r\nInhalt\r\n1\tDas Wichtigste in Kürze\t3\r\n2\tEinleitung\t3\r\n3\tBehördliche Zuständigkeit für Cybersicherheitsmaßnahmen im Energiesektor\t4\r\n4\tUmsetzbarkeit aufgeführter Risikomanagementmaßnahmen\t5\r\n4.1\tMindestvorgaben für Risikomanagementmaßnahmen im IT- Sicherheitskatalog\t5\r\n4.2\tBesondere Anforderungen an die Risikomanagementmaßnahmen von Betreibern kritischer Anlagen\t6\r\n5\tKlarstellung der Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß\r\nBSI-KritisV\t7\r\n6\tUntersagung des Einsatzes kritischer Komponenten\t8\r\n \r\n1\tDas Wichtigste in Kürze\r\nWir begrüßen:\r\n•\tdie behördliche Zuständigkeit der Bundesnetzagentur (BNetzA) als zentrale Stelle für Cybersicherheitsmaßnahmen im Energiesektor.\r\n•\tumzusetzende Risikomaßnahmen für kritische Anlagen, um die Sicherheit und Resilienz unserer Energieinfrastruktur zu stärken.\r\n•\tdie Erweiterung der Befugnisse des BMI, insbesondere hinsichtlich der Untersagung des Einsatzes von kritischen Komponenten.\r\nWir kritisieren:\r\n•\tFür kleinere Windparkgesellschaften sind die genannten Risikomaßnahmen nicht umsetzbar.\r\nWir regen an:\r\n•\tDifferenzierung\tder\tAnforderungen\tbei\tumzusetzenden\tRisikomaßnahmen\tfür\tdie unterschiedlichen Einrichtungskategorien.\r\n•\tzeitnahe und präzise Umsetzung der umzusetzenden Risikomaßnahmen in Form konkret ausgestalteter Sicherheitskataloge durch die Bundesnetzagentur.\r\n•\tBNetzA als zentrale Stelle auch bei der Kommunikation von Sicherheitsvorfällen zu installieren.\r\n•\tKlarstellung der Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV.\r\n\r\n\r\n\r\n2\tEinleitung\r\nDas Bundesministerium des Innern und für Heimat (BMI) legt mit dem am 23. Juni 2025 veröffentlichten Referentenentwurf Regelungen zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie in Deutschland vor und gibt Gelegenheit zur Stellungnahme. Der Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) hatte sich bereits zu dem im Mai 2024 veröffentlichten Referentenentwurf des BMI zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie geäußert. Der BWE begrüßt die Regelungsentwürfe des BMI im vorliegenden Referentenentwurf, sieht jedoch weiterhin einige offene Fragen und Unklarheiten, die im weiteren Gesetzgebungsprozess adressiert werden sollten.\r\nDie Windenergiebranche unterstützt ausdrücklich das Ansinnen des BMI, weitere Maßnahmen zur Stärkung der Cybersicherheit in Deutschland zu verabschieden. Angriffe auf unsere IT-Infrastruktur und die Datenbestände von Unternehmen nehmen zu. Die Reform ist daher zentral für die Stärkung der Resilienz und IT-Sicherheit der deutschen Wirtschaft. Für Unternehmen in der Windenergiebranche gelten bereits seit Inkrafttreten der BSI-Kritisverordnung Anforderungen an die Umsetzung und den Nachweis von entsprechenden Maßnahmen. Mit dem aktuellen Referentenentwurf zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie kommen zwei neue Kategorien hinzu: „besonders wichtige Einrichtung“ und\r\n„wichtige Einrichtung“. Vor diesem Hintergrund werden weitere Mitgliedsunternehmen des BWE betroffen sein.\r\n \r\n\r\nBei der Umsetzung der Richtlinie ist es daher wichtig, dass keine neuen bürokratischen Hemmnisse für Betreibergesellschaften, Planer bzw. Projektierer und Hersteller von Windenergieanlagen entstehen. Hier bedarf es klarer und praxistauglicher Regelungen. Insbesondere bei möglichen Zertifizierungen auch für die neuen Einrichtungskategorien sieht der BWE Klärungsbedarf, die in dieser Stellungnahme erläutert sind.\r\n\r\n\r\n3\tBehördliche Zuständigkeit für Cybersicherheitsmaßnahmen im Energiesektor\r\nDer BWE begrüßt ausdrücklich, dass die Verantwortung für Cybersicherheitsmaßnahmen im Energiesektor zukünftig zentral bei der Bundesnetzagentur (BNetzA) liegt. Dies betrifft sowohl kritische Anlagen als auch die neu eingerichteten Kategorien „besonders wichtige“ und „wichtige“ Einrichtungen. Die Ausgestaltung erfolgt in den jeweiligen IT-Sicherheitskatalogen. In diesem Zusammenhang begrüßen wir auch die gestärkte Rolle des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI). Demnach werden Anforderungen an einen angemessenen Schutz in den IT- Sicherheitskatalogen im Einvernehmen mit dem BSI bestimmt.\r\nWir sehen den Mehrwert insbesondere darin, dass bei Partner- oder verbundenen Unternehmen ein gemeinsames Informationsmanagementsystem für einen definierten Geltungsbereich auf Basis von ISO/IEC 27001 implementiert werden kann. Dies ist vorteilhaft, da die Betriebsführungssparte häufig schon entsprechenden Anforderungen über die Kategorie „digitaler Energiedienst“ unterliegt. Somit muss nicht jede ausgegliederte Windparkgesellschaft eigenständig Anforderungen erfüllen und nachweisen (siehe auch BNetzA „Mitteilung zur Zertifizierung nach IT-Sicherheitskatalog § 11 Abs. 1a und 1b EnWG im Fall einer Betriebsführung durch Dritte“). Positiv hervorzuheben ist auch, dass die Betreiber und deren Branchenverbände explizit an der Festlegung und Aktualisierung der IT-Sicherheitskataloge beteiligt werden sollen.\r\nGrundsätzlich ist aus unserer Sicht wichtig, dass im Gesetzentwurf an allen Stellen klar geregelt ist, welche Behörde oder welches Ministerium für welche Bereiche zuständig ist und für die betroffenen Unternehmen der relevante Ansprechpartner ist.\r\nVorschlag des BWE:\r\nAus unserer Sicht wäre es daher sinnvoll und folgerichtig, dass auch die Kommunikation bei Sicherheitsvorfällen mit der BNetzA geführt wird, insbesondere da es sich um eine gemeinsame Meldestelle handelt.\r\n \r\n4\tUmsetzbarkeit aufgeführter Risikomanagementmaßnahmen\r\n4.1\tMindestvorgaben für Risikomanagementmaßnahmen im IT-Sicherheitskatalog\r\nAus Sicht des BWE sind die unter § 5c Absatz 4 EnWG aufgeführten Risikomaßnahmen für größere Unternehmen mit eigenem Windparkmanagement gut umsetzbar.\r\nFür Betreibergesellschaften, die das Windparkmanagement an externe Dienstleister ausgelagert haben, sind die genannten Risikomaßnahmen nicht umsetzbar, da sie keinen Einfluss auf die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse haben. Die Pflichten müssten vertraglich auf die Dienstleister übertragen werden.\r\nIm Folgenden gehen wir auf die aus unserer Sicht kritischen Punkte ein:\r\n•\t§ 5c Absatz 4 Nummer 3 benennt die Aufrechterhaltung des Betriebs. Wenn Maßnahmen im Rahmen des Wiederanlaufs und des Notfallmanagements definiert werden, wäre dies zu bewältigen. Wenn darüber hinaus jedoch Maßnahmen erzwungen werden, um den unterbrechungsfreien Betrieb zu gewährleisten (z. B. verbindliche Notstromaggregate), wäre das eine immense Mehrbelastung. Der Ausführungsgrad müsste im IT-Sicherheitskatalog konkretisiert werden.\r\n•\t§ 5c Absatz 4 Nummer 4 bezieht sich auf die Sicherheit der Lieferkette. Aus Sicht des BWE ist das ein wichtiger Punkt. Allerdings haben insbesondere kleine Unternehmen kaum Einfluss auf große (internationale) Zulieferer bzw. Dienstleister (z. B. Chiphersteller, Softwareunternehmen). Darüber hinaus sind mehrstufige Lieferketten meist intransparent. Eine vollständige Kontrolle oder Überprüfung auf Sicherheitsrisiken entlang der Lieferkette ist daher aus unserer Sicht nicht realistisch umsetzbar.\r\n•\t§ 5c Absatz 4 Nummer 9 benennt als umzusetzende Maßnahme, die „Sicherheit des Personals, Konzepte für die Zugriffskontrolle und Management von Anlagen“. Insbesondere zur Sicherheit des Personals ergibt sich die Frage: Ist hiermit die Überprüfung des Personals gemeint, wie z. B. unter Punkt A.7.1 des Annexes der DIN ISO 27001 oder Nr. 56 der Konkretisierung der Anforderungen an die gemäß § 8a Abs. 1 BSIG umzusetzenden Maßnahmen?\r\n•\t§ 5c Absatz 4 Nummer 10 fordert dedizierte, gesicherte Notfallkommunikationssysteme. Je nach Ausführungsgrad im Rahmen des IT-Sicherheitskatalogs wären die meisten Unternehmen wohl gezwungen, eine zweite Kommunikationsinstanz aufzubauen, die im besten Fall unabhängig von der kompletten IT-Infrastruktur des Unternehmens ist. Das kann eine größere finanzielle und personelle Mehrbelastung darstellen, wobei der Nutzen in keinem Verhältnis zum Aufwand steht.\r\n•\t§ 5c Absatz 4 Nummer 12 ist wenig verständlich formuliert, bleibt sehr vage und stellt unserer Einschätzung nach ein hohes Umsetzungsrisiko dar. Nach unserem Verständnis müssten über diese Anforderungen EUCC-zertifizierte Produkte und Dienste eingesetzt werden, wobei der Einsatzbereich nicht genau abgegrenzt wird. Dies muss im Rahmen des IT-Sicherheitskatalogs genauer ausgestaltet werden, um den genauen Aufwand abschätzen zu können. Zudem ist eine\r\n \r\n\r\nEUCC-Zertifizierung noch so neu, dass es zum jetzigen Zeitpunkt schwerfällt, überhaupt Produkte mit entsprechender Zertifizierung zu finden.\r\n4.2\tBesondere Anforderungen an die Risikomanagementmaßnahmen von Betreibern kritischer Anlagen\r\nGemäß § 31 Absatz 2 BSI- Gesetz sind Betreiber kritischer Anlagen dazu verpflichtet, für die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, die für die Funktionsfähigkeit der von ihnen betriebenen kritischen Anlagen maßgeblich sind, Systeme zur Angriffserkennung einzusetzen. Die Definition dieser Systeme, Komponenten und Prozesse, ist jedoch zu ungenau definiert. Hier sind konkrete Vorgaben für deren Erhebung und Bewertung vorzugeben.\r\nVorschlag des BWE (Ergänzung fett markiert):\r\nBetreiber kritischer Anlagen sind verpflichtet, für die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, die für die Funktionsfähigkeit der von ihnen betriebenen kritischen Anlagen maßgeblich sind, Systeme zur Angriffserkennung einzusetzen. Die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, die für die Funktionsfähigkeit der von ihnen betriebenen kritischen maßgeblich Anlagen, sind durch eine Business Impact Analyse zu ermitteln. Die maximal tolerierbare Ausfallzeit dieser Systeme, Komponenten und Prozesse ist zu bestimmen. Die eingesetzten Systeme zur Angriffserkennung müssen geeignete Parameter und Merkmale aus dem laufenden Betrieb kontinuierlich und automatisch erfassen und auswerten. Sie sollten dazu in der Lage sein, fortwährend Bedrohungen zu identifizieren und zu vermeiden sowie für eingetretene Störungen geeignete Beseitigungsmaßnahmen vorzusehen, die innerhalb der maximal tolerierbaren Ausfallzeit abgeschlossen werden. Dabei soll der Stand der Technik eingehalten werden. Der hierfür erforderliche Aufwand soll nicht außer Verhältnis zu den Folgen eines Ausfalls oder einer Beeinträchtigung der betroffenen kritischen Anlage stehen.\r\n \r\n5\tKlarstellung der Zertifizierungspflicht ausschließlich für kritische Anlagen gemäß BSI-KritisV\r\nAus Sicht des BWE sind die Vorgaben für eine Zertifizierung in den jeweiligen IT-Sicherheitskatalogen für kritische Anlagen - Energieanlagen und digitale Energiedienste - richtig und nachvollziehbar. Für kleinere Unternehmen sehen wir dafür jedoch keine Notwendigkeit und befürchten erhöhte Kosten und die Gefahr eines Zertifizierungsstaus. Das liegt vor allem an der Kombination aus neuen Pflichten, engen Fristen und begrenzten Ressourcen für Prüfungen und Zertifizierungen.\r\n•\tNeue Pflichten: Der Entwurf erweitert die Anzahl der betroffenen Unternehmen erheblich. Viele mittelständische Unternehmen aus dem Energiebereich werden nun als „wichtige Einrichtungen“ erfasst. Diese müssten erstmals umfangreiche Cybersicherheitsmaßnahmen nachweisen oder diese sogar zertifizieren lassen (z. B. nach ISO 27001).\r\nViele Anforderungen müssen zudem noch durch das BSI per Rechtsverordnung konkretisiert werden. Die Unternehmen wissen also nicht, ob und welche konkreten Zertifizierungen erforderlich sein werden, was ihre Vorbereitung verzögert. Sobald die Anforderungen veröffentlicht sind, entsteht zudem ein „Run“ auf Zertifizierungsstellen – alle auf einmal.\r\n•\tEnge Fristen: Den angepassten Zeitraum von drei Jahren zum Nachweis von Risikomanagementmaßnahmen bei kritischen Anlagen halten wir für einen realistischen und pragmatischen Ansatz. So werden sowohl die BNetzA als auch Zertifizierungs- und Auditierungsstellen und nicht zuletzt die Unternehmen selbst personell entlastet. Nach dem derzeitigen Entwurf müssen betroffene Unternehmen jedoch auch für Nicht-kritische Anlagen innerhalb von wenigen Monaten nach Inkrafttreten ihre Pflichten erfüllen, etwa beim Nachweis der Sicherheitsvorkehrungen und der Risikoanalyse. Das ist für viele Unternehmen zeitlich nicht machbar, wenn zusätzlich ein Zertifizierungsverfahren durchlaufen werden muss.\r\n•\tBegrenzte Ressourcen: Zertifizierungsstellen (z. B. für ISO 27001) haben bereits jetzt lange Wartezeiten. Zudem müssen sich viele Auditor*innen erst für neue Anforderungen qualifizieren oder durch das BSI akkreditieren lassen. Dadurch entsteht ein Flaschenhals, sodass selbst vorbereitete Unternehmen im Falle einer verpflichtenden Zertifizierung den Nachweis nicht rechtzeitig abschließen können.\r\nDer Änderungsvorschlag in § 5c Abs. 2 EnWG-E besagt, dass auch Betreiber von Energieanlagen, die als\r\n„besonders wichtige“ oder „wichtige“ Einrichtungen im Sinne des § 28 BSI- G zu klassifizieren sind, die Vorgaben aus dem IT-Sicherheitskatalog der BNetzA einhalten müssen. Der aktuelle IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Absatz 1b des EnWG beinhaltet eine Zertifizierungspflicht bei einer akkreditierten Zertifizierungsstelle.\r\n \r\n\r\nVorschlag des BWE:\r\nDa sich die Zertifizierungspflicht nicht aus dem Gesetz, sondern aus dem IT-Sicherheitskatalog1 selbst ergibt, bitten wir um Klarstellung, dass eine Zertifizierungspflicht über den von der BNetzA erstellten IT-Sicherheitskatalog ausschließlich kritische Anlagen betrifft, die unter der aktuell gültigen BSI-KritisV hierunter klassifiziert werden.\r\n\r\n6\tUntersagung des Einsatzes kritischer Komponenten\r\nDer BWE betont die herausragende Bedeutung des sicheren Betriebs jeder einzelnen Windenergieanlage über ihre gesamte Lebensdauer hinweg. Die Gewährleistung höchster Sicherheitsstandards ist unerlässlich, da Windenergieanlagen nicht nur potenziellen Angriffen von außen, sondern auch Risiken innerhalb der Lieferkette ausgesetzt sein können. Vor diesem Hintergrund begrüßt der BWE ausdrücklich die im aktuellen Entwurf des NIS-2-Umsetzungsgesetzes erweiterten Befugnisse des BMI und die vorgesehene Möglichkeit, den Einsatz kritischer Komponenten zu untersagen, sofern diese nicht von einem vertrauenswürdigen Hersteller stammen.\r\nGleichzeitig möchten wir darauf hinweisen, dass die Definition kritischer Komponenten in § 2 Nr. 23 BSI-Gesetz sehr allgemein ist. Auch die Festlegung kritisch bestimmter Funktionen der BNetzA2 (veröffentlicht im Amtsblatt 12/25) lässt vieles offen. Sowohl bei der Anzeige beim geplanten erstmaligen Einsatz einer kritischen Komponente als auch bei einer möglichen Untersagung besteht Unsicherheit, da unklar ist, welche Komponenten konkret gemeint sind. Die in der Windenergie eingesetzten IKT-Produkte, IKT-Dienste und IKT-Prozesse sind in der Regel branchenspezifische Produkte und speziell für den Windparkbetrieb konzipiert (SCADA-Systeme wie Windparkregler, Parkrechner, Condition-Monitoring-Systeme, Betriebsführungssoftware usw.). Hier würde es helfen, wenn es Whitelists gäbe, also Listen, in denen die Geräte und ihre erlaubten Einsatzgebiete dokumentiert sind. Darüber hinaus sind, abhängig von der Art der betroffenen Komponenten, angemessene Vorlaufzeiten für Windenergieanlagenhersteller, Planer und Projektierer zu berücksichtigen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n1 IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Absatz 1b Energiewirtschaftsgesetz – LINK\r\n2 BNetzA- Festlegung kritisch bestimmter Funktionen/ Amtsblatt/ 12/2025 – LINK\r\n \r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. EUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\n030 21234121 0\r\ninfo@wind-energie.de www.wind-energie.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\n\r\nFoto\r\nAdobeStock, kiri\r\n\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und zusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen ist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\n\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister des Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\n\r\nAnsprechpartner\r\nStefan Grothe | Fachreferent Technik| s.grothe@wind-energie.de\r\n\r\nAutoren in alphabethischer Reihenfolge\r\nStefan Grothe | Fachreferent Technik Katharina Schuler | Referentin Politik Europa\r\n\r\nEinbezogenen Gremien\r\n\r\n•\tGesamtvorstand\r\n•\tAK Energiepolitik\r\n•\tBetreiberbeirat\r\n•\tBetriebsführerbeirat\r\n•\tJuristischer Beirat\r\n\r\nDatum\r\n\r\n04.07.2025"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-04"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}