{"$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 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zur Berücksichtigung technologischer Entwicklungen in der Offshore-Windenergie","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes","printingNumber":"20/11226","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/112/2011226.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-eu-erneuerbaren-richtlinie-in-den-bereichen/310640","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"- Reduzierung der Festlegung auf Layout, Anlagentyp und Gründungstechnologie von 6 Jahren oder mehr vor der geplanten Inbetriebnahme auf 4 Jahre vor Inbetriebnahme.\r\n- Ermöglichung eines \"Envelope Permit Approach\" für Genehmigungsprozesse\r\n- Kopplung des Genehmigungsverfahrens an das Netzverfügbarkeitsdatum und nicht an das Vergabedatum","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010671","title":"Unverzügliche Bekanntgabe von Verzögerung des Netzanschlusses und Möglichkeit zur Verschiebung des Einreichungstermin des Genehmigungsantrags","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Unverzügliche öffentliche Bekanntgabe von einer Verzögerung des Netzanschlusses und Möglichkeit zur entsprechenden Verschiebung des Einreichungstermin des Genehmigungsantrags, um so technologische 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Bundesbedarfsplangesetzes","printingNumber":"20/11226","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/112/2011226.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-eu-erneuerbaren-richtlinie-in-den-bereichen/310640","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Verlängerung der Realisierungsfrist nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG von 6 auf 12 Monate","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable 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Zum Schutz der Wirtschaftlichkeit bereits vergebener Flächen und des Investitionsanreizes für zukünftige Flächen muss der Flächenentwicklungsplan die verfügbaren Flexibilitäten in Bezug auf die zeitliche und räumliche Verteilung zukünftig auszuschreibender Flächen voll ausnutzen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014139","title":"Abschaffung der Pflicht zum Zuschlagsentzug bei Nicht-Einhaltung der letzten Realisierungsfrist ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Konsequenzen aus der Nicht-Einhaltung der letzten Realisierungsfrist (Nachweis der technischen Betriebsbereitschaft von 95 % der bezuschlagten Gebotsmenge) führt nicht nur zur Zahlung von Pönalen, sondern es droht auch der Zuschlagsentzug (WindSeeG §82 Absatz 3 Nr. 5). Das WindSeeG lässt der BNetzA diesbezüglich im Wortlaut keinen Spielraum. Die BNetzA ist verpflichtet bei Nichteinhaltung der Realisierungsfristen den Zuschlag zu entziehen. Wir empfehlen stattdessen eine „Kann“-Lösung.","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":"RV0014140","title":"Messung der Erreichung der Ausbauziele","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Erreichung der Ausbauziele sollte in GWh anstatt in GW gemessen werden. Die Ausbauziele sollten auf die tatsächliche Energieerzeugung einer Anlage abzielen, anstatt auf die theoretische Zahl, die die installierte Kapazität verkörpert. 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","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":7,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0010670","regulatoryProjectTitle":"Verbesserungsvorschläge zur Berücksichtigung technologischer Entwicklungen in der Offshore-Windenergie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/10/ff/327948/Stellungnahme-Gutachten-SG2406210078.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":"Haupaussage\r\nIm Rahmen des derzeitigen Genehmigungsverfahrens müssen das Layout, der Anlagentyp und die Gründungstechnologie 24 Monate nach dem\r\nZuschlag, d.h. 6 Jahre oder mehr vor der geplanten Inbetriebnahme, festgelegt werden. Ein angemessenes Entscheidungsfenster sollte bei 4 Jahren\r\nvor der Inbetriebnahme liegen.\r\n Eine Flexibilisierung des Genehmigungsverfahrens durch die Möglichkeit einer „Envelope permit approach“ wäre für die gesamte Branche von\r\nVorteil.\r\n• Wenn sich der Netzanschluss um einige Jahre verzögert, macht es keinen Sinn, einen Genehmigungsantrag mit Layout, Anlagentyp und\r\nGründungstechnologie 24 Monate nach dem Zuschlag einzufrieren. Darüber hinaus wird es wahrscheinlicher sein, dass Entwickler die durch das\r\nVerwaltungsverfahrensgesetz (VwVfG) gegebene Möglichkeit nutzen, eine Planänderung einzureichen, die zu einer zusätzlichen\r\nUnterweisungstätigkeit für die Behörden führt, wodurch weitere Ressourcen mobilisiert werden, die für die Unterweisung anderer Vorhaben hätten\r\nverwendet werden können.\r\n Sollte sich der Netzanschluss verzögern, ist dies unverzüglich öffentlich bekannt zu geben und der Einreichungstermin des Genehmigungsantrag\r\nentsprechend auch zu verschieben, um so auf technologische Entwicklungen eingehen zu können.\r\n• Diese 2 Maßnahmen würden die Robustheit der Planung erhöhen und die Ressourcen für die Entwicklung des OFW-Programms in Deutschland\r\noptimieren:\r\n- Dies würde den Entwicklern mehr Zeit für die Optimierung des Layouts geben;\r\n- Die Lieferkette würde von realistischeren Bestellungen profitieren, was einen soliden strategischen Plan zur Beseitigung von Engpässen in der\r\nLieferkette ermöglichen würde (Investitionen in zusätzliche Kapazitäten in deutschen Häfen, neue Installationsschiffe);\r\n- Die Kosten und der Arbeitsaufwand würden für die gesamte Branche sinken, da eine geringere Belastung der knappen Produktionskapazitäten zu\r\neinem besseren Ertragsmanagement der Anbieter führen würde;\r\n- Das BSH könnte bei der Planfeststellung die Projekte nach ihrer realistischen Inbetriebnahme und nicht nach dem Zeitpunkt der Zuschlag\r\npriorisieren;\r\n- Dies würde den Fachkräftemangel im Offshore-Bereich beim BSH, den Zulieferern, den ÜNB und den Entwicklern abmildern, da die Ressourcen\r\nzunächst für die dringendsten Projekte eingesetzt würden;\r\n- Dies würde die Planungssicherheit für die Erreichung des Regierungsziels von 70 GW Offshore-Windkraftleistung erhöhen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010670","regulatoryProjectTitle":"Verbesserungsvorschläge zur Berücksichtigung technologischer Entwicklungen in der Offshore-Windenergie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9e/07/397133/Stellungnahme-Gutachten-SG2501170020.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"German Offshore WindDevelopment Process\r\n13.11.2024\r\nGerman Offshore Wind 1 development process TotalEnergies Portfolio (end of 2024) 6.5 GW net / 8.5 GW gross\r\n• TotalEnergies is currently the\r\nlargest offshore wind developer in\r\nGermany Our main messages (May 2024) Under current Permitting Process: the layout, the turbine model and the foundations type shall be defined 24 months after Award,6 years before expected COD. The adequate decision window is rather 4 years before COD.\r\nAdding flexibility in the Permitting Process by allowing an Envelope Permit approach would benefit to the whole industry.\r\n•\r\nIn case of Grid connection delayed by a few years, it makes no sense to submit a Permit Application 24 months after Award with lay-out, turbine model and foundations type frozen. Additionally, developers will be more likely to use the opportunity given by the theAdministrative Procedure Act (VwVfG) to submit a Permit (Plan) amendment leading to additional instruction activities for the authorities, mobilizing further resources that could have been affected to the instruction of other projects.\r\nIn case of delayed Grid Connection, this shall be made public, and Permit Application should be delayed accordingly.\r\n•\r\nCombining both an Envelope approach and a Permit submission linked to currently anticipated Grid connectionwould strengthen the robustness of the planning and optimize the resources dedicated to the development of the OFW program of Germany:\r\n-\r\nThis would give more time to the Developer to optimize the design;\r\n-\r\nThe supply chain would benefit from more realistic and streamlined orders, allowing a robust strategic remediation plan for the supply chain bottlenecks (investment in additional marshalling capacity in German ports, new installation vessels);\r\n-\r\nCosts and workloads would be reduced for the whole sector, since putting less pressure on finite production capacity leads toa better yield management by suppliers;\r\n-\r\nFor the planning approval, BSH could prioritize projects based on their COD and not on the award date;\r\n-\r\nThis would mitigate the lack of skilled resources in OFW sector for BSH, suppliers, TSOs and Developers by dedicating resources to the most urgent project first;\r\n-\r\nThis would improve the robustness of the planning of realization of the 70GW offshore wind capacity target set by the government. Unsere Hauptanliegen (Mai 2024) Im Rahmen des derzeitigen Genehmigungsverfahrens müssen das Layout, der Anlagentyp und die Gründungstechnologie 24 Monate nach dem Zuschlag, d.h. 6 Jahre oder mehr vor der geplanten Inbetriebnahme, festgelegt werden. Ein angemessenes Entscheidungsfenster sollte bei 4 Jahren vor der Inbetriebnahme liegen.\r\nEine Flexibilisierung des Genehmigungsverfahrens durch die Möglichkeit einer „Envelopepermitapproach“ wäre für die gesamte Branche von Vorteil.\r\n•\r\nWenn sich der Netzanschluss um einige Jahre verzögert, macht es keinen Sinn, einen Genehmigungsantrag mit Layout, Anlagentyp undGründungstechnologie 24 Monate nach dem Zuschlag einzufrieren. Darüber hinaus wird es wahrscheinlicher sein, dass Entwickler die durch das Verwaltungsverfahrensgesetz (VwVfG) gegebene Möglichkeit nutzen, eine Planänderung einzureichen, die zu einer zusätzlichen Unterweisungstätigkeit für die Behörden führt, wodurch weitere Ressourcen mobilisiert werden, die für die Unterweisung anderer Vorhaben hätten verwendet werden können.\r\nSollte sich der Netzanschluss verzögern, ist dies unverzüglich öffentlich bekannt zu geben und der Einreichungstermin des Genehmigungsantrag entsprechend auch zu verschieben, um so auf technologische Entwicklungen eingehen zu können.\r\n•\r\nDiese 2 Maßnahmen würden die Robustheit der Planung erhöhen und die Ressourcen für die Entwicklung des OFW-Programms in Deutschland optimieren:\r\n-\r\nDies würde den Entwicklern mehr Zeit für die Optimierung des Layouts geben;\r\n-\r\nDie Lieferkette würde von realistischeren Bestellungen profitieren, was einen soliden strategischen Plan zur Beseitigung von Engpässen in der Lieferkette ermöglichen würde (Investitionen in zusätzliche Kapazitäten in deutschen Häfen, neue Installationsschiffe);\r\n-\r\nDie Kosten und der Arbeitsaufwand würden für die gesamte Branche sinken, da eine geringere Belastung der knappen Produktionskapazitäten zu einem besseren Ertragsmanagement der Anbieter führen würde;\r\n-\r\nDas BSH könnte bei der Planfeststellung die Projekte nach ihrer realistischen Inbetriebnahme und nicht nach dem Zeitpunkt derZuschlag priorisieren;\r\n-\r\nDies würde den Fachkräftemangel im Offshore-Bereich beim BSH, den Zulieferern, den ÜNB und den Entwicklern abmildern, da die Ressourcen zunächst für die dringendsten Projekte eingesetzt würden;\r\n-\r\nDies würde die Planungssicherheit für die Erreichung des Regierungsziels von 70 GW Offshore-Windkraftleistung erhöhen. Main messages updated (November 2024) Optimize Investment & industry resources\r\n•\r\nBuild an Envelope Permit framework, with a dedicated Permitting framework in WindSeeGesetz, instead of following Verwaltungsverfahrensgesetz(VwVfG)process for Permitting Approval\r\n•\r\nInstallation period extended to 12 months at least (instead of 6 months today)\r\n•\r\nPermitting process linked to Grid Availability Date, and not Award Date\r\n•\r\nGive BNetzAmore autonomy and freedom to apply penalties, with flexibility in the extent of application\r\n•\r\nModify the Development Plan to cope with External Wake impacts Envelope approach for OFW Permit Application in\r\nGermany Envelope approach\r\n✓ Today Permitting process in Germany requires a fixed number of locations\r\n✓ Permitting Dossier with envelope parameters to:\r\n✓ Allow prioritisation of cumulative effects above and below water rather than a dedicated frozen design\r\n✓ Allow developers greater flexibility in equipment selection\r\n✓ Minimise the workload of authorities and developers by avoiding major changes (as observed for past projects)  Above Sea impacts – Similar impacts for 1GW Below Sea impacts – Two main cases to be assessed 15 MW\r\nSwept area:\r\n2,9 km² /GW  22MW\r\nSwept area:\r\n2,7 km² /GW Sealed area surface & Noise impact Main messages updated (November 2024) Permitting process linked to Grid Availability Date, and not Award Date\r\n•\r\nProposal:\r\ni.\r\nPreliminaryGridAvailabilityDate(asperFEP)isconfirmedupto6monthsafterAwardDate,\r\nii.\r\n60monthsbeforePreliminaryGridAvailabilityDate:DevelopersubmitsEnvelopePermitApplication,\r\niii.\r\n48monthsbeforePreliminaryGridAvailabilityDate:GridAvailabilityDatebecomesbinding,DevelopersubmitsFinalPermitApplication,\r\niv.\r\n36monthsbeforeGridAvailabilityDate(12monthsafterFinalPermitApplication):FinalPermitGrantedbyBSH,\r\nv.\r\n34monthsbeforeGridAvailabilityDate(2monthsafterFinalPermitGranted):ProofofFinancingandLongLeadItemsSupplyContract,\r\nvi.\r\n12monthsafterGridAvailabilityDate:95%ofturbinesoperational(CommercialOperationsDate). External wake effect still subject to uncertainty\r\nImpacts of North-Sea cluster development\r\nGerman  SN10 (red circle) impact on GER23/24 sites:\r\n>15% of production lost FEP24: later projects impacts on already existing\r\nprojects\r\nChange country’s targets from GW to GWh.\r\n• Relocate the SN10 cluster in the middle of the SN10 channel.\r\n• Reduce the unit capacity of the SN10 cluster sites from 2GW to\r\n1GW.\r\n• Postpone COD of the SN10 cluster sites from 2032 to 2040.\r\n• Tendering the SN10 cluster sites as non-pre-surveyed areas.\r\nFEP24: later projects impacts on already existing\r\nprojects\r\nProtect and Optimize the Production\r\n11 German Offshore Wind development process\r\nSN10\r\nExisting\r\nprojects\r\nin 2032\r\nN-11.2\r\n2031(Q4)\r\nN-12.3\r\n2031(Q3)\r\nN-12.1\r\n2030(Q3)\r\nN-11.1\r\n2030(Q3)\r\nN-12.2\r\n2030(Q4) • Limiting annual capacity\r\nadditions to 4 GW between\r\n2030 and 2045.\r\n• Create a compensation\r\nmechanism to cover the yield\r\nenergy losses. Contact"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-11-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010670","regulatoryProjectTitle":"Verbesserungsvorschläge zur Berücksichtigung technologischer Entwicklungen in der Offshore-Windenergie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ba/e4/666145/Stellungnahme-Gutachten-SG2512220072.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":"Offshore-Ausbau kosteneffizient gestalten und Realisierung von bezuschlagten Flächen sichern\r\nDeutschland hat sich mit der Anpassung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) im Jahr 2023 ambitionierte Ziele für den Ausbau der Offshore-Windenergie gesetzt, indem das Ausbauziel für 2030 auf 30 GW angehoben wurde. Gleichzeitig wurden regulatorische Vorgaben überarbeitet oder neu eingeführt, im Vertrauen darauf, dass sich die Prozesse rund um Bau und Inbetriebnahme von Offshore-Windparks (OWP) und deren Anbindungsleitungen beschleunigen und parallelisieren lassen.\r\nDie Unternehmen TotalEnergies, JERA Nex BP und Luxcara haben seit dem Jahre 2023 in Auktionen Zuschläge im Umfang von mehr als 13 GW für die Entwicklung und den Betrieb von OWPs in Deutschland erhalten und treiben jetzt die Realisierung der Projekte aktiv voran. Die Zuschläge stehen für ein Investitionsvolumen von ca. 39 Mrd. €.\r\nDie praktische Umsetzung der aktuellen Regelungen für OWP-Projekte zeigt jedoch (z.B. bei der Umgehung des neuen Artillerieschießgebiets in der Nordsee), dass die regulatorischen Vorgaben nicht in allen Bereichen optimal auf die realen Bedingungen abgestimmt sind, gerade weil nun erstmals Projekte in der Größenordnung zwischen 1 GW und 2 GW zur Umsetzung kommen. In Verbindung mit den derzeit herausfordernden Rahmenbedingungen – Engpässen in der Wertschöpfungskette, einem stagnierenden Fachkräfteangebot, dem anspruchsvollen Zinsumfeld und rückläufigen Strompreiserwartungen – sind die Risiken für eine planmäßige und erfolgreiche Projektrealisierung spürbar gestiegen.\r\nDeshalb sollte die anstehende Überarbeitung des WindSeeG, des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und des Flächenentwicklungsplans (FEP) genutzt werden, regulatorische Risiken nicht nur für zukünftige, sondern auch für bereits bezuschlagte Projekte zu reduzieren. Da viele der hierfür erforderlichen Maßnahmen bereits breite Zustimmung innerhalb der Branche finden, ist es umso wichtiger, deren Anwendung auch für bestehende Projekte sicherzustellen.\r\n1.\r\nRealisierungsfristen und Sanktionen auf Projektrealisierung ausrichten\r\nDurch die Verlängerung der Realisierungsfristen der OWP und ein verursachergerechtes Sanktionierungsregime für Verspätungen im WindSeeG wird eine absolut notwendige Voraussetzung für die erfolgreiche Umsetzung der Projekte geschaffen. Denn durch die derzeitigen Regelungen bestehen in den Projekten erhebliche Risiken.\r\nWir schlagen drei Maßnahmen vor, um den Rechtsrahmen auf die Projektrealisierung auszurichten.\r\na.\r\nMehr Zeit für die Projektumsetzung: Die derzeit im § 81 Abs. 2 S.1 Nr. 5 WindSeeG festgesetzte Frist für den Nachweis der technischen Betriebsbereitschaft ist mit 6 Monaten angesichts vervierfachter Projektgrößen im Vergleich zu früheren OWP zu kurz bemessen. Die Betriebsbereitschaft der Anlage soll künftig erst 12 Monate nach Herstellung des Netzanschlusses nachgewiesen werden.\r\nb.\r\nAnwachsende Strafzahlungen bei Verspätungen: Verzögerungen in den Projekten sind nicht auszuschließen, etwa wegen der angespannten Lieferketten. Nach dem derzeitigen Gesetzeswortlaut (§ 82 Abs. 2 S. 1 Nr. 1 und Nr. 2 WindSeeG) können aber schon geringe\r\n13.10.2025\r\n2\r\nVerspätungen der Projektumsetzung zum vollständigen Verlust der Sicherheiten und sogar zum Zuschlagsentzug führen. Strafzahlungen sollen künftig in einem proportionalen Verhältnis zur Dauer der Verzögerung stehen. Dies ist im Wirtschaftsleben üblich. Wir plädieren für eine anwachsende Strafzahlung, die zu der Dauer der Verzögerung in einem angemessenen Verhältnis steht.\r\nc.\r\nZuschlagsverlust nur als „Mittel letzter Wahl“: Derzeit sieht das WindSeeG eine Pflicht zum Widerruf eines Zuschlages im Falle der Nichteinhaltung bestimmter Fristen vor. Eine „Kann-Regelung“ erlaubt der Bundesnetzagentur die Umstände des Einzelfalls zu berücksichtigen. Dies stärkt die Sicherheit des Bieters, im Falle eines nachrangigen Versäumnisses sein Projekt erfolgreich umsetzen zu können.\r\n2.\r\nAusschreibungen in 2026: Auszuschreibende Flächen müssen Mindestvoraussetzungen erfüllen\r\nDie gescheiterten Auktionen im Jahr 2025 belegen, dass großer Handlungsbedarf besteht, um Auktionen wieder attraktiv für Bieter zu machen. Solange aber grundlegende politische Entscheidungen über das zukünftige Ausbauvolumen, den Ausbaupfad und das Auktionssystem (CfD ja oder nein, in welchem Umfang) noch ausstehen, sind Auktionen mit einem erheblichen Risiko behaftet.\r\nSollten im nächsten Jahr Ausschreibungen stattfinden, sollte folgender Maßstab gelten: Es dürfen nur Flächen ausgeschrieben werden, die im Hinblick auf die Leistungsdichte und die erreichbaren Volllaststundenzahlen geeignet sind und die nicht zu weiteren Verschlechterungen bei angrenzenden OWPs führen. Diese Grundvoraussetzung ist bei den derzeit laut FEP 2025 für die Ausschreibung vorgesehenen Flächen nicht gegeben. Es sollten also stattdessen Flächen in einem noch nicht belegten Cluster ausgeschrieben werden.\r\nEinen Sonderfall stellt die Fläche N-10.2 dar, die sich mit einer bereits bezuschlagten Fläche die Netzanbindung teilt. Hier muss zeitnah eine Lösung gefunden werden, die sicherstellt, dass die Netzanbindung für die Bestandsfläche plangemäß realisiert werden kann.\r\nDieses Szenario böte die Gelegenheit, das Auktionssystem und den FEP gründlich zu überarbeiten, die Verzögerungen bei den Netzanbindungen abzubauen und zeitlich verzögerte Projekte verlässlich zu realisieren, ohne dass ein Fadenriss für die Lieferkette entstünde.\r\n13.10.2025\r\n3\r\n3.\r\nVerlängerung der Projektlaufzeit steigert Kosteneffizienz\r\nDie Verlängerung der OWP-Betriebszeiten von 25 um mindestens zehn Jahre (§ 69 Abs. 7 WindSeeG) könnte die betriebswirtschaftliche und die volkswirtschaftliche Kosteneffizienz des OWP-Ausbaus erheblich erhöhen. Denn ein längerer Betrieb der bereits bestehenden Anlagen- und Netzinfrastruktur verringert Kosten für Anlagenbetreiber und Netzanbindung erheblich. Davon profitieren die Stromkunden durch geringere Strompreise und geringere Netzentgelte (BDEW 2025 S. 33ff).\r\nEin weiterer Vorteil könnte durch eine flexible Handhabung der Verlängerungsmöglichkeiten entstehen. Statt einer einmaligen Verlängerung um maximal zehn Jahre, sollten mehrfach Verlängerungen möglich sein. Wenn sich Anlagen und Netzanbindungen wirtschaftlich weiter betreiben lassen, sollte dies auch zulässig sein.\r\n4.\r\nInvestitionssicherheit bei Verzögerungen des Netzanschlusstermins absichern\r\nAuch im Energiewirtschaftsgesetz sollte die Investitionssicherheit für OWP-Entwickler gestärkt werden. Sie benötigen eine Entschädigung für nicht selbst verschuldete Einnahmeausfälle. Ein erster Ansatzpunkt ist die Korrektur des § 17e Abs. 2 S. 1 EnWG. Dieser sieht vor, dass Betreiber im Falle einer Verzögerung des Netzanschlusses erst ab dem 91. Tag der Verspätung gegenüber dem ursprünglich kommunizierten Termin eine Entschädigung von lediglich 90 % der entstandenen Vermögensschäden erhalten. Durch diese Regelung sind die OWP-Betreiber, die in Deutschland allein auf einer marktlichen Basis ohne eine Förderzusage OWPs errichten, in ihren Investitionsplanungen starken Risiken ausgesetzt.\r\na.\r\nDer sog. „Selbstbehalt“ sollte für die bereits bezuschlagten und zukünftige Projekte entfallen, da die OWP-Betreiber für die Verzögerung der Netzanbindung nicht verantwortlich sind. In diesen Fällen ist eine vollständige Kompensation des Ertragsausfalls des OWP-Betreibers ab dem ersten Tag der Verspätung folgerichtig.\r\nb.\r\nDie OWP-Entwickler müssen in den Fällen, in denen die Verzögerung der Netzanbindung zeitlich nach dem Meilenstein nach § 81 Abs. 2 Nr. 2 liegt, eine finanzielle Entschädigung über dem PPA-Marktpreis erhalten, wenn sie unverschuldet nach Inbetriebnahme der OWP den vertraglich zugesicherten Strom nicht liefern können. Denn in den genannten Fällen sind bei diesen rein marktbasierten OWP die langfristigen Stromabnahmeverträge bereits geschlossen (und die endgültige Investitionsentscheidung steht unmittelbar bevor). Demzufolge steht der OWP-Betreiber in der Pflicht, den vertraglich zugesicherten Strom vertragsgemäß zu liefern, ist aber ohne eigenes Verschulden hierzu nicht in der Lage.\r\n13.10.2025\r\n4\r\n5.\r\nErtrags- statt leistungsorientierter OWP- Ausbau erhöht Kosteneffizienz\r\nEin ertragsbasierter Ausbaupfad und eine Neujustierung des FEP mit dem Fokus auf dem Ausbau von Flächen in noch nicht bebauten Gebieten würde die Abschattungsproblematik erheblich verringern. Bestandsprojekte würden, ebenso wie neue Projekte, höhere Erträge erzielen, zudem würde auch die Netzanbindung besser ausgelastet werden.\r\nAbschattungseffekte haben einen starken Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von OWP-Projekten. Die im WindSeeG vorgesehenen 3.500 Volllaststunden (§ 53 Abs. 4) erreicht heute aufgrund der dichten Bebauung und der Abschattungseffekte kaum ein deutsches Projekt. In den geplanten Flächen für 2026, erreichen weder N-12 (2.800) noch N-13 (3.050) ansatzweise die ursprünglich vorgesehenen Volllaststunden. Auch bei weiteren, bislang nicht bezuschlagten Flächen im aktuellen Cluster, wie etwa der Fläche N-6.8, liegt der Ertrag unter 2600 Volllaststunden. Im Schnitt verlieren die betroffenen Flächen also rund 20% ihrer Erzeugung und deutlich mehr finanzielle Erträge, da für die Entwickler und fürs Energiesystem besonders wertvolle Stunden verloren gehen.\r\nFür Rückfragen stehen Ihnen die folgenden Ansprechpartner der drei Unternehmen zur Verfügung:\r\nTotalEnergies, Herr Manuel Battaglia:\r\nJERA Nex BP, :\r\nLuxcara"},"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":"2025-10-01"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-11-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010671","regulatoryProjectTitle":"Unverzügliche Bekanntgabe von Verzögerung des Netzanschlusses und Möglichkeit zur Verschiebung des Einreichungstermin des Genehmigungsantrags","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4e/8f/327950/Stellungnahme-Gutachten-SG2406270210.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":"Haupaussage Im Rahmen des derzeitigen Genehmigungsverfahrens müssen das Layout, der Anlagentyp und die Gründungstechnologie 24 Monate nach dem\r\nZuschlag, d.h. 6 Jahre oder mehr vor der geplanten Inbetriebnahme, festgelegt werden. Ein angemessenes Entscheidungsfenster sollte bei 4 Jahren\r\nvor der Inbetriebnahme liegen.\r\n Eine Flexibilisierung des Genehmigungsverfahrens durch die Möglichkeit einer „Envelope permit approach“ wäre für die gesamte Branche von\r\nVorteil.\r\n• Wenn sich der Netzanschluss um einige Jahre verzögert, macht es keinen Sinn, einen Genehmigungsantrag mit Layout, Anlagentyp und\r\nGründungstechnologie 24 Monate nach dem Zuschlag einzufrieren. Darüber hinaus wird es wahrscheinlicher sein, dass Entwickler die durch das\r\nVerwaltungsverfahrensgesetz (VwVfG) gegebene Möglichkeit nutzen, eine Planänderung einzureichen, die zu einer zusätzlichen\r\nUnterweisungstätigkeit für die Behörden führt, wodurch weitere Ressourcen mobilisiert werden, die für die Unterweisung anderer Vorhaben hätten\r\nverwendet werden können.\r\n Sollte sich der Netzanschluss verzögern, ist dies unverzüglich öffentlich bekannt zu geben und der Einreichungstermin des Genehmigungsantrag\r\nentsprechend auch zu verschieben, um so auf technologische Entwicklungen eingehen zu können.\r\n• Diese 2 Maßnahmen würden die Robustheit der Planung erhöhen und die Ressourcen für die Entwicklung des OFW-Programms in Deutschland\r\noptimieren:\r\n- Dies würde den Entwicklern mehr Zeit für die Optimierung des Layouts geben;\r\n- Die Lieferkette würde von realistischeren Bestellungen profitieren, was einen soliden strategischen Plan zur Beseitigung von Engpässen in der\r\nLieferkette ermöglichen würde (Investitionen in zusätzliche Kapazitäten in deutschen Häfen, neue Installationsschiffe);\r\n- Die Kosten und der Arbeitsaufwand würden für die gesamte Branche sinken, da eine geringere Belastung der knappen Produktionskapazitäten zu\r\neinem besseren Ertragsmanagement der Anbieter führen würde;\r\n- Das BSH könnte bei der Planfeststellung die Projekte nach ihrer realistischen Inbetriebnahme und nicht nach dem Zeitpunkt der Zuschlag\r\npriorisieren;\r\n- Dies würde den Fachkräftemangel im Offshore-Bereich beim BSH, den Zulieferern, den ÜNB und den Entwicklern abmildern, da die Ressourcen\r\nzunächst für die dringendsten Projekte eingesetzt würden;\r\n- Dies würde die Planungssicherheit für die Erreichung des Regierungsziels von 70 GW Offshore-Windkraftleistung erhöhen.\r\nMain messages\r\nUnder current Permitting Process: the layout, the turbine model and the foundations type shall be defined 24 months after Award, 6\r\nyears before expected COD. The adequate decision window is rather 4 years before COD.\r\n Adding flexibility in the Permitting Process by allowing an Envelope Permit approach would benefit to the whole industry.\r\n• In case of Grid connection delayed by a few years, it makes no sense to submit a Permit Application 24 months after Award with\r\nlay-out, turbine model and foundations type frozen. Additionally, developers will be more likely to use the opportunity given by the\r\nthe Administrative Procedure Act (VwVfG) to submit a Permit (Plan) amendment leading to additional instruction activities for the\r\nauthorities, mobilizing further resources that could have been affected to the instruction of other projects.\r\n In case of delayed Grid Connection, this shall be made public, and Permit Application should be delayed accordingly.\r\n• Combining both an Envelope approach and a Permit submission linked to currently anticipated Grid connection would\r\nstrengthen the robustness of the planning and optimize the resources dedicated to the development of the OFW program of\r\nGermany:\r\n- This would give more time to the Developer to optimize the design;\r\n- The supply chain would benefit from more realistic and streamlined orders, allowing a robust strategic remediation plan for the\r\nsupply chain bottlenecks (investment in additional marshalling capacity in German ports, new installation vessels);\r\n- Costs and workloads would be reduced for the whole sector, since putting less pressure on finite production capacity leads to a\r\nbetter yield management by suppliers;\r\n- For the planning approval, BSH could prioritize projects based on their COD and not on the award date;\r\n- This would mitigate the lack of skilled resources in OFW sector for BSH, suppliers, TSOs and Developers by dedicating\r\nresources to the most urgent project first;\r\n- This would improve the robustness of the planning of realization of the 70GW offshore wind capacity target set by the Government."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010671","regulatoryProjectTitle":"Unverzügliche Bekanntgabe von Verzögerung des Netzanschlusses und Möglichkeit zur Verschiebung des Einreichungstermin des Genehmigungsantrags","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c3/ee/397135/Stellungnahme-Gutachten-SG2501170021.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"German Offshore WindDevelopment Process\r\n13.11.2024\r\nGerman Offshore Wind 1 development process TotalEnergies Portfolio (end of 2024) 6.5 GW net / 8.5 GW gross\r\n• TotalEnergies is currently the\r\nlargest offshore wind developer in\r\nGermany Our main messages (May 2024) Under current Permitting Process: the layout, the turbine model and the foundations type shall be defined 24 months after Award,6 years before expected COD. The adequate decision window is rather 4 years before COD.\r\nAdding flexibility in the Permitting Process by allowing an Envelope Permit approach would benefit to the whole industry.\r\n•\r\nIn case of Grid connection delayed by a few years, it makes no sense to submit a Permit Application 24 months after Award with lay-out, turbine model and foundations type frozen. Additionally, developers will be more likely to use the opportunity given by the theAdministrative Procedure Act (VwVfG) to submit a Permit (Plan) amendment leading to additional instruction activities for the authorities, mobilizing further resources that could have been affected to the instruction of other projects.\r\nIn case of delayed Grid Connection, this shall be made public, and Permit Application should be delayed accordingly.\r\n•\r\nCombining both an Envelope approach and a Permit submission linked to currently anticipated Grid connectionwould strengthen the robustness of the planning and optimize the resources dedicated to the development of the OFW program of Germany:\r\n-\r\nThis would give more time to the Developer to optimize the design;\r\n-\r\nThe supply chain would benefit from more realistic and streamlined orders, allowing a robust strategic remediation plan for the supply chain bottlenecks (investment in additional marshalling capacity in German ports, new installation vessels);\r\n-\r\nCosts and workloads would be reduced for the whole sector, since putting less pressure on finite production capacity leads toa better yield management by suppliers;\r\n-\r\nFor the planning approval, BSH could prioritize projects based on their COD and not on the award date;\r\n-\r\nThis would mitigate the lack of skilled resources in OFW sector for BSH, suppliers, TSOs and Developers by dedicating resources to the most urgent project first;\r\n-\r\nThis would improve the robustness of the planning of realization of the 70GW offshore wind capacity target set by the government. Unsere Hauptanliegen (Mai 2024) Im Rahmen des derzeitigen Genehmigungsverfahrens müssen das Layout, der Anlagentyp und die Gründungstechnologie 24 Monate nach dem Zuschlag, d.h. 6 Jahre oder mehr vor der geplanten Inbetriebnahme, festgelegt werden. Ein angemessenes Entscheidungsfenster sollte bei 4 Jahren vor der Inbetriebnahme liegen.\r\nEine Flexibilisierung des Genehmigungsverfahrens durch die Möglichkeit einer „Envelopepermitapproach“ wäre für die gesamte Branche von Vorteil.\r\n•\r\nWenn sich der Netzanschluss um einige Jahre verzögert, macht es keinen Sinn, einen Genehmigungsantrag mit Layout, Anlagentyp undGründungstechnologie 24 Monate nach dem Zuschlag einzufrieren. Darüber hinaus wird es wahrscheinlicher sein, dass Entwickler die durch das Verwaltungsverfahrensgesetz (VwVfG) gegebene Möglichkeit nutzen, eine Planänderung einzureichen, die zu einer zusätzlichen Unterweisungstätigkeit für die Behörden führt, wodurch weitere Ressourcen mobilisiert werden, die für die Unterweisung anderer Vorhaben hätten verwendet werden können.\r\nSollte sich der Netzanschluss verzögern, ist dies unverzüglich öffentlich bekannt zu geben und der Einreichungstermin des Genehmigungsantrag entsprechend auch zu verschieben, um so auf technologische Entwicklungen eingehen zu können.\r\n•\r\nDiese 2 Maßnahmen würden die Robustheit der Planung erhöhen und die Ressourcen für die Entwicklung des OFW-Programms in Deutschland optimieren:\r\n-\r\nDies würde den Entwicklern mehr Zeit für die Optimierung des Layouts geben;\r\n-\r\nDie Lieferkette würde von realistischeren Bestellungen profitieren, was einen soliden strategischen Plan zur Beseitigung von Engpässen in der Lieferkette ermöglichen würde (Investitionen in zusätzliche Kapazitäten in deutschen Häfen, neue Installationsschiffe);\r\n-\r\nDie Kosten und der Arbeitsaufwand würden für die gesamte Branche sinken, da eine geringere Belastung der knappen Produktionskapazitäten zu einem besseren Ertragsmanagement der Anbieter führen würde;\r\n-\r\nDas BSH könnte bei der Planfeststellung die Projekte nach ihrer realistischen Inbetriebnahme und nicht nach dem Zeitpunkt derZuschlag priorisieren;\r\n-\r\nDies würde den Fachkräftemangel im Offshore-Bereich beim BSH, den Zulieferern, den ÜNB und den Entwicklern abmildern, da die Ressourcen zunächst für die dringendsten Projekte eingesetzt würden;\r\n-\r\nDies würde die Planungssicherheit für die Erreichung des Regierungsziels von 70 GW Offshore-Windkraftleistung erhöhen. Main messages updated (November 2024) Optimize Investment & industry resources\r\n•\r\nBuild an Envelope Permit framework, with a dedicated Permitting framework in WindSeeGesetz, instead of following Verwaltungsverfahrensgesetz(VwVfG)process for Permitting Approval\r\n•\r\nInstallation period extended to 12 months at least (instead of 6 months today)\r\n•\r\nPermitting process linked to Grid Availability Date, and not Award Date\r\n•\r\nGive BNetzAmore autonomy and freedom to apply penalties, with flexibility in the extent of application\r\n•\r\nModify the Development Plan to cope with External Wake impacts Envelope approach for OFW Permit Application in\r\nGermany Envelope approach\r\n✓ Today Permitting process in Germany requires a fixed number of locations\r\n✓ Permitting Dossier with envelope parameters to:\r\n✓ Allow prioritisation of cumulative effects above and below water rather than a dedicated frozen design\r\n✓ Allow developers greater flexibility in equipment selection\r\n✓ Minimise the workload of authorities and developers by avoiding major changes (as observed for past projects)  Above Sea impacts – Similar impacts for 1GW Below Sea impacts – Two main cases to be assessed 15 MW\r\nSwept area:\r\n2,9 km² /GW  22MW\r\nSwept area:\r\n2,7 km² /GW Sealed area surface & Noise impact Main messages updated (November 2024) Permitting process linked to Grid Availability Date, and not Award Date\r\n•\r\nProposal:\r\ni.\r\nPreliminaryGridAvailabilityDate(asperFEP)isconfirmedupto6monthsafterAwardDate,\r\nii.\r\n60monthsbeforePreliminaryGridAvailabilityDate:DevelopersubmitsEnvelopePermitApplication,\r\niii.\r\n48monthsbeforePreliminaryGridAvailabilityDate:GridAvailabilityDatebecomesbinding,DevelopersubmitsFinalPermitApplication,\r\niv.\r\n36monthsbeforeGridAvailabilityDate(12monthsafterFinalPermitApplication):FinalPermitGrantedbyBSH,\r\nv.\r\n34monthsbeforeGridAvailabilityDate(2monthsafterFinalPermitGranted):ProofofFinancingandLongLeadItemsSupplyContract,\r\nvi.\r\n12monthsafterGridAvailabilityDate:95%ofturbinesoperational(CommercialOperationsDate). External wake effect still subject to uncertainty\r\nImpacts of North-Sea cluster development\r\nGerman  SN10 (red circle) impact on GER23/24 sites:\r\n>15% of production lost FEP24: later projects impacts on already existing\r\nprojects\r\nChange country’s targets from GW to GWh.\r\n• Relocate the SN10 cluster in the middle of the SN10 channel.\r\n• Reduce the unit capacity of the SN10 cluster sites from 2GW to\r\n1GW.\r\n• Postpone COD of the SN10 cluster sites from 2032 to 2040.\r\n• Tendering the SN10 cluster sites as non-pre-surveyed areas.\r\nFEP24: later projects impacts on already existing\r\nprojects\r\nProtect and Optimize the Production\r\n11 German Offshore Wind development process\r\nSN10\r\nExisting\r\nprojects\r\nin 2032\r\nN-11.2\r\n2031(Q4)\r\nN-12.3\r\n2031(Q3)\r\nN-12.1\r\n2030(Q3)\r\nN-11.1\r\n2030(Q3)\r\nN-12.2\r\n2030(Q4) • Limiting annual capacity\r\nadditions to 4 GW between\r\n2030 and 2045.\r\n• Create a compensation\r\nmechanism to cover the yield\r\nenergy losses. Contact"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-11-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012876","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung der Realisierungsfrist von Offshore-Windparks","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2a/bb/366117/Stellungnahme-Gutachten-SG2410180021.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":"Sehr geehrte Damen und Herren,\r\nin Anbetracht des laufenden Gesetzgebungsverfahrens zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie (RED III) im Bereich Windenergie auf See möchten wir Sie auf ein Element des Rechtsrahmes für die Offshore-Windenergie hinweisen, der für uns als Entwickler und Betreiber von Offshore-Windprojekten in Deutschland von besonderer Relevanz ist: die Verlängerung der Realisierungsfrist von Offshore-Windparks.\r\nGrundsätzlich stellen das WindSeeG und das EnWG einen guten Rechtsrahmen für den Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland dar. Gleichwohl erfolgte die letzte WindSeeG-Novelle unter Voraussetzungen, die weniger ambitioniert waren als heute. Um den Erfordernissen eines geregelten Ausbaus hin zu einer installierten Leistung von 70 GW Offshore-Windenergie bis 2045 gerecht zu werden, sollte das WindSeeG daher nicht als statisch verstanden werden. In unseren Branchenverbänden BWO und BDEW haben wir gemeinsam mit den Netzbetreibern einen Vorschlag zur Verlängerung der Realisierungsfrist von Offshore-Windparks erarbeitet, um den aktuellen Gegebenheiten des Ausbaus der Offshore-Windenergie in Deutschland besser gerecht werden zu können.\r\nVorschlag\r\nWir plädieren für eine Verlängerung der Realisierungsfrist nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG von 6 auf 12 Monate. Realisierung bedeutet in diesem Kontext, die Herstellung der Betriebsbereitschaft von 95% des Offshore-Windparks.\r\nBegründung\r\nIn der WindSeeG-Novelle von 2020 wurde die Realisierungsfrist nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG 2023 für die Fertigstellung des Offshore-Windparks nach dem verbindlichem Fertigstellungstermin der Netzanschlüsse von 18 auf sechs Monate verkürzt.\r\nDie hier vorgestellten Änderungen zielen darauf ab, den Offshore-Windparkentwicklern bei der Errichtung unter den genannten Bedingungen eines ambitionierten Ausbauziels mehr Rechts- und Investitionssicherheit zu bieten. Dadurch könnte die Zielerreichung der Bundesregierung insgesamt unterstützt werden. Zu beachten ist hierbei, dass es sich bei der Sanktionierung der vorstehenden Realisierungsfrist (Widerruf Zuschlag und Pönalisierung) um eine „muss“- Vorschrift handelt und die entsprechende Ausnahmenvorschrift dermaßen eng gefasst ist, dass sie in der Regel nicht eingreifen wird. Insofern ist die Verlängerung der oben genannte Realisierungsfrist dringend notwendig, um ungeliebte Ergebnisse, nämlich die Projektbeendigung kurz vor Fertigstellung, zu vermeiden.\r\nDie Anpassung im § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG wäre wie folgt vorzunehmen:\r\n„(2) Bezuschlagte Bieter müssen\r\n[…] 5. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der bezuschlagten Gebotsmenge entspricht. […]“\r\nZudem wären gleichlautende Änderungen in § 17d Abs. 8 Nr. 3 EnWG für Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer vorzunehmen:\r\n„(8) […] Der Inhaber der Genehmigung für die Errichtung der Windenergieanlagen auf See muss\r\n[…] 3. innerhalb von sechs zwölf Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin\r\ngegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische\r\nBetriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese\r\nAnforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens\r\nzu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.“\r\nIna Kamps\r\nManaging Director\r\nOffshore Wind\r\nDeutschland\r\nElmar Friedrich\r\nOffshore Wind Market\r\nDevelopment Director\r\nGermany\r\nPeter Heydecker\r\nVorstand Nachhaltige\r\nErzeugungsinfrastruktur\r\nFelipe Montero\r\nCEO Iberdrola Deutschland\r\nJörg Kubitza\r\nCountry Manager Germany\r\nTill Schwarzlose\r\nDirector Offshore Wind\r\nDevelopment Germany\r\nAntoine Becker\r\nMD Offshore Wind Germany\r\nSamira Barakat\r\nActing Head of Offshore Wind"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of 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":"2024-10-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013028","regulatoryProjectTitle":"Beibehaltung des aktuellen Vergabeverfahrens für nicht voruntersuchte Flächen auf See","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/55/87/391378/Stellungnahme-Gutachten-SG2412300003.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":"Impulspapier zum Regierungsprogramm\r\nMaßnahmen für eine Beibehaltung der Attraktivität und\r\nWettbewerbsfähigkeit der Windenergie auf See in Deutschland\r\nIn der kommenden Legislaturperiode sollte O􀆯shore-Windkraft als zentraler Baustein einer\r\nsauberen Energieversorgung der Zukunft gestärkt werden, indem die Attraktivität und\r\nWettbewerbsfähigkeit dieses Sektors in Deutschland gefestigt werden. Dazu gehören ein\r\nzielgerichteter Umgang mit dem Vergabeverfahren für Flächen auf See, der das\r\nVertrauen in den Wirtschaftsstandort stärkt, und konkrete Maßnahmen zur Stärkung der\r\nLieferkette.\r\nIm Folgenden wird dargelegt, warum ein dynamisches Gebotsverfahren mit einer Deckelung der\r\nzu gewinnenden Flächen pro Bieter am besten geeignet ist, die Akteursvielfalt zu fördern und die\r\ntatsächliche Erfüllung der Ausbauziele bei der Windenergie auf See anzureizen. Damit die\r\nausgeschriebenen und vergebenen Flächen für Investoren interessant sind und bleiben, muss\r\nzudem über den Flächenentwicklungsplan ein ausreichender Windertrag sichergestellt werden.\r\nIn Kürze:\r\n Rein gebotspreisbasierte Auktionen sind für marktreife, förderfreie Technologien\r\ndie kostene􀆯izienteste, diskriminierungsfreieste und transparenteste Wahl.\r\n Statt des Staates sollte der Entwickler das Marktpreisrisiko übernehmen, da dies\r\nfür ihn kostengünstiger beherrschbar ist.\r\n Der Strompreis wird maßgeblich durch Angebot, Nachfrage und Wettbewerb bestimmt.\r\nDer Gebotspreis ist für die Preisbildung sekundär.\r\n Aufgrund ihrer eingeschränkten Fähigkeit zur Marktanpassung gefährden CfDs die\r\nUmsetzungssicherheit und fördern potenziell einen Selbstkannibalisierungse􀆯ekt.\r\n Die Beibehaltung der aktuellen, rein gebotspreisbasierten Variante des Auktionsdesigns\r\ndient dem Vertrauensschutz gegenüber bisher und zukünftig bezuschlagten\r\nBietern.\r\n Eine Deckelung der Anzahl der zu gewinnenden Flächen pro Bieter kann die Akteursvielfalt\r\nin rein gebotspreisbasierten Auktionsmodellen stärken.\r\n Die ausgeschriebenen Flächen sollten 1 GW oder größer sein.\r\n Die Entwicklung später ausgeschriebener, unmittelbar in Windrichtung vorgelagerter\r\nFlächen darf bereits vergebene Flächen nicht entwerten.\r\nAuktionsdesign\r\nRein gebotspreisbasierte Auktionen sind für marktreife, förderfreie Technologien die kostene\r\n􀆯izienteste, diskriminierungsfreieste und transparenteste Wahl.\r\nDynamische Gebotsverfahren1 ermöglichen dem Staat die bestmögliche Verwertung der raren\r\nFlächen auf See. Zum einen kommt das aktuelle Auktionsmodell für nicht voruntersuchte Flächen\r\nohne staatliche finanzielle Unterstützung aus – im Gegensatz zu Auktionsmodellen mit Differenzverträgen\r\n(CfDs). Die so generierten Einnahmen können dann (wie es aktuell schon geschieht)\r\nin Kostensenkung für den Abnehmer, z. B. in den Netzausbau, investiert werden. Auch\r\n1 Die Begri􀆯e „dynamisches Gebotsverfahren“ und „(rein) gebotspreisbasierte Auktion“ werden hier\r\nsynonym verwendet.\r\n2\r\nInvestitionen in Umweltschutz und Nachhaltigkeit (wie im aktuellen Ausschreibungsdesign) sind\r\ndadurch gezielter möglich.\r\nZum anderen steht der Gewinner am Ende einer Auktion zweifelsfrei und damit rechtssicher fest.\r\nQualitative Kriterien sollten maximal eine Voraussetzung für die Teilnahme an Auktionen sein und\r\nnicht der Hauptbestandteil des Wettbewerbs um das Recht, einen O􀆯shore-Windpark zu entwickeln.\r\nQualitative Kriterien als finale Entscheidungskriterien scha􀆯en durch ihre unvermeidliche\r\nSubjektivität Bewertungs- und damit Investitionsunsicherheiten. Sie sind somit nicht per se diskriminierungsfrei.\r\nJe nach Ausprägung des qualitativen Kriteriums sind einige Markteilnehmer für\r\ndessen Erfüllung geeigneter aufgestellt als andere. Qualitative Kriterien, die auf den Fähigkeiten\r\nder Lieferkette beruhen, haben zudem kein hinreichendes Di􀆯erenzierungspotential für die an\r\nder Auktion teilnehmenden Bieter.\r\nStatt des Staates sollte der Entwickler das Marktpreisrisiko übernehmen, da dies für ihn\r\nkostengünstiger beherrschbar ist.\r\nCfDs sind Förderinstrumente, die insbesondere bei nicht-marktreifen Technologien eingesetzt\r\nwerden. Das verbleibende Risiko von Strompreisschwankungen allein sollte angesichts der Technologiereife\r\nund Marktgängigkeit von O􀆯shore-Windenergie kein Beweggrund dafür sein, vom\r\nStaat getragen und damit auf andere Akteure (Stromkunde, Steuerzahler) umgewälzt zu werden.\r\nDa das Risiko der Marktvolatilität durch Entwickler mit einem breiten Erzeugungsportfolio kostengünstiger\r\nbeherrschbar ist als durch den Staat, sollte dieses Risiko auch weiterhin wie in der Energiewirtschaft\r\nüblich durch den Entwickler (und späteren Betreiber) getragen werden.\r\nZudem ist es weder im Interesse des Staates noch des Energiemarktes, Stromerzeugung über Instrumente\r\nwie CfDs auch dann zu fördern, wenn aufgrund eines Überangebotes (z. B. in Starkwindphasen)\r\ndie erzielbaren Erlöse gering oder sogar negativ sind. Hier wirkt eine Förderung sogar\r\nexplizit negativ.\r\nDer Strompreis wird maßgeblich durch Angebot, Nachfrage und Wettbewerb bestimmt.\r\nDer Gebotspreis ist für die Preisbildung sekundär.\r\nDas vielzitierte „Weitergeben der Gebotskosten“ an Lieferanten oder Abnehmer ist in Märkten, in\r\ndenen der Strompreis an der Börse gebildet wird, kein automatischer Freiheitsgrad des Entwicklers.\r\nKein Entwickler kann seinen Vermarktungspreis allein basierend auf seinen realen Kosten\r\nfestlegen. Zwar werden bei der Vermarktung über CPPAs auch Gebotskosten an den Stromabnehmer\r\ndurchgereicht werden müssen – dies geschieht jedoch auch bei den zur Erfüllung qualitativer\r\nKriterien erforderlichen Kosten oder bei den auf den Verbraucher umgelegten Förderungen\r\ndurch CfDs, dort allerdings deutlich intransparenter und weniger e􀆯izient. Bei der Vermarktung\r\nüber die Strombörse ist der Grenzpreis, auf den der Pachtpreis für einen O􀆯shore-Windpark keinen\r\nEinfluss hat, preisbestimmend.\r\nQualitative Kriterien sind kein Garant für Kostensenkung. Einige am Markt zu beobachtende Maßnahmen,\r\nspeziell rund um Netzdienlichkeit, wie z. B. die Vorgabe, Elektrolyseure oder schwimmende\r\nPV-Anlagen als Teil des O􀆯shore-Windparks zu errichten, erhöhen die Gesamtkosten der\r\nEnergieerzeugung (LCoE) erheblich. Zudem sind Auktionen, bei denen eine Vielzahl von Wettbewerbern\r\nsignifikante Vorarbeit und finanzielle Mittel in die Erfüllung dieser qualitativen Kriterien\r\ninvestieren müssen, obwohl nur eine geringe Zahl an Bewerbern schlussendlich bezuschlagt\r\nwird, weder e􀆯izient noch attraktiv im Sinne der Förderung von Akteursvielfalt.\r\n3\r\nDer beste Weg, einen wettbewerbsfähigen Preis aus erneuerbaren Energien zu erreichen, ist eine\r\nausreichende Verfügbarkeit an erneuerbarem Strom und ein Wettbewerb der Anbieter. Deswegen\r\nmuss die höchste Priorität aktuell sein, den Ausbau jetzt, im benötigten Ausmaß und mit der notwendigen\r\nQualität der ausgeschriebenen Flächen anzureizen. Dafür sollten mit ausreichend zeitlichem\r\nVorlauf signifikante Kapazitäten ausgeschrieben und zugewiesen werden, was auch zu\r\nentsprechender Planungssicherheit bei der Lieferkette führen würde.\r\nAufgrund ihrer eingeschränkten Fähigkeit zur Marktanpassung gefährden CfDs die Umsetzungssicherheit\r\nund fördern potenziell einen Selbstkannibalisierungse􀆯ekt.\r\nAuktionsmodelle mit CfDs sind keine Versicherung für eine Umsetzung: Für alle derzeit aufgegebenen\r\noder eingefrorenen Projekte, wie z. B. Norfolk Boreas vor der Küste Großbritanniens oder\r\n\"Ocean Wind“ 1 & 2 vor New Jersey, war eine CfD-ähnliche Finanzierung vorgesehen, die für diese\r\nkomplexen Projektierungsvorhaben schlussendlich nicht ausreichend Flexibilität bot. Aufgrund\r\nder langen Entwicklungszeiten werden CfDs in Auktionen oft zu einem Zeitpunkt festgelegt, an\r\ndem die Realisierungskosten und Zinsentwicklungen noch nicht vorhersehbar sind. Wenn diese\r\nKosten bei der Investitionsentscheidung höher sind als ursprünglich angenommen, reicht die\r\nCfD-basierte Vergütung möglicherweise nicht aus, um wirtschaftlich zu bleiben. In diesem Fall\r\nmüssen die Projekte entweder aufgegeben oder eine neue Vergütung beantragt werden. Generisch\r\nindizierte CfDs können die Flexibilität des freien Strommarkts nicht widerspiegeln: Das Zulassen\r\nvon marktlichen Strompreisen als Vergütungsgrundlage für reife Technologien ist schlussendlich\r\ndie direkteste und flexibelste Art des Reagierens auf sich ändernde Kostensignale.\r\nAuch das Problem des winner‘s curse, also zu aggressives Bieten mit nachfolgender Gefährdung\r\nder Umsetzung, können CfDs nicht lösen: Da es in reinen CfD-Auktionen keine Untergrenze für\r\nGebote gibt (da die Gebotshöhe das einzige Unterscheidungsmerkmal ist), sind hier extrem niedrige\r\n– und damit auch unwirtschaftliche – Angebote möglich.\r\nIm derzeitigen gebotspreisbasierten Auktionsmodell sorgen zudem schon die abzugebenden Sicherheiten\r\nsowie die verauslagten Entwicklungskosten für die notwendige Umsetzungssicherheit.\r\nZudem ist kein Bieter gezwungen, oberhalb seiner Wertermittlung zu bieten.\r\nDie Beibehaltung der aktuellen, rein gebotspreisbasierten Variante des Auktionsdesigns\r\ndient dem Vertrauensschutz gegenüber bisher und zukünftig bezuschlagten Bietern.\r\nEine materielle Änderung des Auktionsdesign käme einem Vertrauensbruch gegenüber den Gewinnern\r\nder letzten Ausschreibungsrunden in 2023 und 2024 gleich. Sollten die auktionierten Flächen\r\nerst an den Meistbietenden versteigert und nachfolgend zu günstigeren Marktkonditionen\r\nvergeben werden, würde dies dem Vertrauen in den deutschen Markt erheblich schaden und die\r\nInvestitionssicherheit untergraben.\r\nEine Deckelung der Anzahl der zu gewinnenden Flächen pro Bieter kann die Akteursvielfalt\r\nin rein gebotspreisbasierten Auktionsmodellen stärken.\r\nUm der Befürchtung einiger Marktteilnehmer, der Zugang zu O􀆯shore-Flächen werde durch das\r\naktuelle Auktionsdesign zu stark eingeschränkt, entgegenzutreten, kann sich eine Deckelung der\r\nAnzahl der zu gewinnenden Flächen pro Bieter eignen. Eine solche Begrenzung kann die Zahl der\r\nAkteure erhöhen und den Wettbewerb fördern.\r\nDie ausgeschriebenen Flächen sollten 1 GW oder größer sein.\r\nDie verauktionierten Flächen sollten 1 GW oder größer sein, um Skalierungse􀆯ekte nutzen zu können\r\nund so die ohnehin angespannte Lieferkette zu entlasten.\r\n4\r\nFlächennutzung und Reihenfolge der Vergabe\r\nDie Entwicklung später ausgeschriebener, unmittelbar in Windrichtung vorgelagerter Flächen\r\ndarf bereits vergebene Flächen nicht entwerten.\r\nDer wirtschaftliche Wert bereits versteigerter Flächen darf nicht durch Abschattung, die durch\r\ndie Bebauung zukünftiger Flächen entsteht, gemindert werden. Der aktuelle Flächenentwicklungsplan\r\nsieht vor, dass zukünftige Flächen räumlich jeweils direkt neben bereits bezuschlagten\r\nFlächen ausgeschrieben werden, was zu maximalen Beeinträchtigungen bereits vergebener Flächen\r\ndurch Abschattungsverluste führt. Der in der Folge erheblich geminderte Stromertrag gefährdet\r\ndie wirtschaftliche Rentabilität bestehender und zukünftiger Windparks signifikant. Zum\r\nSchutz der Wirtschaftlichkeit bereits vergebener Flächen und des Investitionsanreizes für zukünftige\r\nFlächen muss der Flächenentwicklungsplan die verfügbaren Flexibilitäten in Bezug auf die\r\nzeitliche und räumliche Verteilung zukünftig auszuschreibender Flächen voll ausnutzen.\r\nFür eventuelle Rückfragen, Anregungen oder für weitere Informationen stehen wir Ihnen gerne\r\nzur Verfügung.\r\nKontakt:"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-29"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":true,"codeOfConductPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/02/666143/TotalEnergies_CodeDeConduite_2022_EN.pdf"}}