{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.25/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.25.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der 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Eine Stellungnahme zu den Leitthemen: Steigerung der Kosteneffizienz des Offshore-Ausbaus, die verbesserte Synchronisierung von Netzausbau und Erzeugungskapazität, die weitere Marktintegration des Offshore-Stroms sowie Regelungen zu Offshore-Wasserstoff-Erzeugung und -Transport.","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"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":2,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0021152","regulatoryProjectTitle":"Förderung der Offshore Wind Zulieferindustrie im Rahmen des Gesetzes zur Förderung der Windenergie auf See","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e4/be/838932/Stellungnahme-Gutachten-SG2609060001.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 zum Entwurf des Gesetzes zur Optimierung und Absicherung des Ausbaus der Windenergie auf See („WindSeeG-Novelle 2026“), aufbauend auf der Stellungnahme zu Ihren Konsultationsfragen am 23. Dezember 2025 \r\nOnline-Maske unter dem am 10. August 2026 vom BMWE zur Verfügung gestellten Link.\r\n\r\nErfreulich ist Integration des Net Zero Industry Acts in die WindSeeG-Novelle 2026. Dies ist allerdings sowohl für zentral voruntersuchte als auch für nicht zentral voruntersuchte Flächen erforderlich, um das gewünschte Ziel von 40% des EU-Versorgungsbedarfs an strategischer Netto-Null-Technologie in der EU zu produzieren. Anmerkung: Dies sollte auch zur Vorgabe für Netzanschluss-Technologie realisiert werden.\r\nDie Stärkung von Resilienz und Sicherheit sollte neben der Nordsee auch für die Ostsee Anwendung finden.\r\nErfreulich ist ebenfalls die Einführung einer Weiterentwicklung des Rahmens für die Wettbewerbsfähigkeit und Innovation auf See insbesondere für Wasserstoff, die allerdings einer raschen Skalierung bedarf.\r\nDurch die fehlende Indexierung der geplanten Differenzkontrakte wird der PPA Markt voraussichtlich gestärkt, dennoch ist auch in diesem Fall Pönale für verspätete Netzanschlüsse erforderlich, um Investitionssicherheit zu gewährleisten.\r\nGrenzüberschreitende Kooperationsprojekte sollten auf die geplanten 70 Gigawatt nicht angerechnet werden. \r\nZur Erreichung des 70-GW-Ausbauziels ist der Ausbaupfad ab 2035 von durchschnittlich 4000 MW jährlicher Inbetriebnahme beizubehalten. Beides ist auch im Hinblick auf die Systemstabilität eines 100%-erneuerbaren Versorgungssystems zu berücksichtigen.\r\nDie bisherigen Aktualisierungen des Flächenentwicklungsplans weisen nicht darauf hin, dass die Flächenattraktivität maßgeblich durch das BSH erhöht wurde. Es ist begrüßenswert, dass sich dies mit dem neuen WindSeeG ändern soll. Zum heutigen Stand des FEP sollte es entsprechend zur geplanten flächenspezifischen Festlegung vom BSH zum Überbauungsgrad auch flächenspezifische Festlegungen zum „Unterbauungsgrad“, zur Reduzierung der Leistungsdichte geben, insbesondere für die Projekte, die zwischen 2023 und 2025 bezuschlagt wurden. \r\nDie „Unterbauung“ wird auch mit der Festlegung des Höchstwerts nahegelegt, da sich dieser auf den Referenzfall von 3600 Volllaststunden pro Jahr stützt.\r\nDie Erhöhung der Regellaufzeit von OWP von 25 auf 35 Jahre ist sinnvoll.\r\nAlle vorgeschlagenen Änderungen im Hinblick auf die Autorisierung von BSH und BNetzA sollten spätestens 2 Jahre nach in Kraft treten der WindaufSeeG Novelle evaluiert werden (Anpassung des Höchstwertes, Sicherheitsthemen, Flächenneuzuschnitte, zentrale Koordinierung des Umweltmonitorings, Spielraum bei der Festlegung der Ausschreibungsmengen, Entscheidungskompetenz über eine nachträgliche Verlängerung der Befristung).\r\nSollte sich auszuschreibende Flächen unter 4000 Volllaststunden bewegen, ist eine höhere Anpassung durch die BNetzA als 10 Prozent erforderlich.\r\nDer jährliche Ausschreibungskorridor ab 2027 sollte grundsätzlich zwischen 4.000 und 6000 Megawatt liegen und erst bei Erreichung des Zwischenziels von mindestens 40 Gigawatt (bis zum Jahr 2035 vorgesehen) evaluiert werden.\r\nDie fehlende Ausschreibung im Jahr 2026 sollte mit einer zusätzlichen Ausschreibung zu Jahresbeginn 2027 kompensiert werden, um die Wertschöpfungskette nicht fortschreitend zu belasten.\r\n§6 sollte um die Orientierung am European Ocean Pact ergänzt werden.\r\nWarum sollte der FEP abweichend von Satz 4 einen anderen Gebotstermin für die Ausschreibung festlegen können?\r\nDie Anforderungen an das Präqualifikationskriterium Cyber- und Datensicherheit sollten keine unnötigen Sicherheitsrisiken außerhalb der EU beinhalten.\r\nZu §22  Zahlungsverpflichtung\r\nZu 1 – eine Zahlung in Höhe von 90 Prozent des Gesamtbeitrags der zweiten Gebotskomponente als Stromkostensenkungskomponente an den anbindungspflichtigen ÜNB, sollte nur unter der Voraussetzung eines plangemäß zur Verfügung stehenden Netzanschluss gezahlt werden, bzw. sollte im Falle eines verspäteten Netzanschlusses von mehr als sechs Monaten vom anbindungspflichtigen ÜNB getragen werden.\r\nZu 2 – die 5 Prozent sollten auf 8% angehoben werden mit der Vorgabe die Mittelverwendung ausschließlich für den Meeresschutz einzusetzen. (§57)\r\nZu 3 – eine Zahlung in Höhe von 2% anstatt 5% ist für die Fischereikomponente auf Grund der stark zurückgegangenen Fischerei ausreichend.\r\nZu §54 a\r\n(3) hier sollte die Zustimmung des Bundesrates relevant sein. Betrifft auch §83 a\r\n§54 c\r\nDer Refinanzierungsbeitrag sollte in Abhängigkeit von der pünktlichen zur Verfügung stehenden, stabilen, Netzanbindung gestalten, bzw. bei nicht pünktlicher Bereitstellung, Verspätung von mehr als 6 Monaten durch den anbindungspflichtigen ÜNB getragen werden. Das gilt auch für die Betriebszeit betreffend die Häufung der Fälle von Abregelung und Netzabschaltungen.\r\n§69\r\nCcc – die Begrenzung der einspeisbaren Strommenge als Speicherkapazität ist nicht nachvollziehbar und sollte ausgeweitet werden.\r\nGrundsätzlich sind die Themen Netzabschaltungen und Abregelungen nicht hinreichend thematisiert.\r\nDie Flächenentwicklungsplanung sollte grundsätzlich nicht unterhalb von 4000 Volllaststunden pro Fläche liegen. Ihr kommt eine bedeutende Rolle, wie auch durch die NSEC herausgestellt, in der Erreichung der NZIA-Ziele zu, der eine entsprechende Bedeutung bei der Aktualisierung des FEP beigemessen werden sollte.\r\nWenn die Volllaststunden-Anzahl in der Flächenentwicklungsplanung bereits unterhalb 4000 Volllaststunden liegt, wird die Offshore Windenergie ihren möglichen Kraftwerkseigenschaften nicht gerecht und die Rolle, die ihr im Erneuerbaren Erzeugungsmix zukommt, kann nicht mehr vollumfänglich eingenommen werden.\r\nWechseloptionen zwischen PPA und CfD sollten abhängig von der ausstehenden Strommarkt-Reform bzw. -Entwicklung auch mehr als einmal in den ersten 10 Jahren und darüber hinaus möglich sein. „Der Referentenentwurf verweist hierzu auf § 21e EEG, wonach die Option besteht, in den ersten zehn Jahren einmalig aus dem CfD in die sonstige Direktvermarktung bzw. PPA-Vermarktung zu wechseln.“ Optimierungen des Strommarktes sind für die Attraktivität von PPA maßgeblich.\r\nWenn Investoren/Betreiber, wie im weiteren Verlauf ihrer ursprünglichen Konsultationsfragen thematisiert, auf PPAs setzen, dann ist die aktuelle Unsicherheit für die Einspeisung durch verspätete, überlastete oder wartungsbedingt nicht nutzbaren Netzanschlüsse, ein hohes finanzielles Risiko.\r\n\r\nGeplante Offshore-Netzanbindungssysteme sollten nicht reduziert werden.\r\nDie zu erwartende Leistungsdichte für die geplanten Projekte in der Nord- und Ostsee ist entscheidend für die Technologie-Auswahl. Somit sollten die Flächen meiner Einschätzung nach, die höchstmögliche Anzahl zu erwartender Volllaststunden bei jedem Flächentyp realisieren können. Die Auswahl Europäischer Hersteller hat wiederum einen Einfluss auf beispielsweise die Verwendung von Europäischen grünen Stahl und für die Nutzung von grünem Wasserstoff. \r\nWasserstoff auf See ist nicht nur relevant für den technologischen Wandel und die Bekämpfung des Klimawandels, es ist auch ein Wachstumspotenzial für die deutsche Industrie und Technologieentwicklung, zudem sichert die eigene Herstellung die Resilienz der deutschen Energieversorgung und sollte daher nicht ausschließlich als ‚grüne Alternative‘, sondern als geopolitisches Instrument behandelt und dementsprechend unterstützt, vergütet und gefördert werden. Das Skalierungspotenzial ist abhängig vom Angebot sowie von der anfänglichen Förderung durch das BMWE. \r\nDas vorgeschlagene ‚Entweder-Oder-Verfahren‘ deckt sich nicht mit dem angestrebten und erforderlichen Ausbauziel innerhalb einer diversifizierten Stromversorgung. Die rein marktwirtschaftliche Lösung des Vergabeverfahren priorisiert kurzfristige Entwicklungen und Entscheidungen. \r\nEin nicht-indexierter CfD stellt grundsätzlich keinen Mehrwert dar. Eine Mischvariante mit PPAs und indexierten CfD schützt Investitionen besser, lässt Innovationen zu und schafft aus diesem Grund für Investoren, sowie für die Energieversorgung Deutschlands mehr Mehrwert.  \r\nIm Rahmen der NSEC, sollte eine weitreichende Harmonisierung der Europäischen Ausschreibungsmodelle angestrebt werden, einschließlich der Präqualifikations- und Ausschreibungskriterien, um Mehraufwand für die Investoren zu begrenzen.\r\nZum Energiewirtschaftsgesetz sei nur ergänzt, dass die Gewichtung beider Bewertungskriterien je über 7,5% liegen sollte und die Bewertungskriterien für alle auszuschreibenden Flächen angewendet werden sollten.\r\nZur zentralen Beauftragung von Dienstleistern für das Umweltmonitoring sollte ebenfalls ein „Made-in-Europe-Ansatz“ verfolgt werden.\r\nDie Offshore Rettung sollte von den Erfahrungsträgern, den jetzigen Offshore-Windparkbetreibern in Nord- und Ostsee, validiert werden, um den Erfahrungsschatz von mittlerweile rd. 18 Jahren optimal zu berücksichtigen.\r\nAuch im Energiewirtschaftsgesetz sollte sowohl die Über- als auch Unterbauung im Hinblick auf die Leistungsdichte, besonders für die bereits vergebenen, noch nicht bebauten Flächen und abhängig von den Flächenzuschnitten unterhalb von 4000 Volllaststunden Berücksichtigung finden.\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":"2026-08-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022520","regulatoryProjectTitle":"Stellungnahme zu den Konsultationsfragen im Rahmen einer Novellierung des WindSeeG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/af/2d/815672/Stellungnahme-Gutachten-SG2607050010.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":"Stellungnahme zu den Konsultationsfragen im Rahmen einer Novellierung des WindSeeG\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nich steige mit meiner Stellungnahme bei den Leitthemen Ihrer Konsultationsfragen im Kontext einer zukünftigen Novellierung des WindSeeG ein. Zunächst bedanke ich mich für die Möglichkeit eine Stellungnahme abgeben zu dürfen. Leitthemen sollen die Steigerung der Kosteneffizienz des Offshore-Ausbaus, die verbesserte Synchronisierung von Netzausbau und Erzeugungskapazität, die weitere Marktintegration des Offshore-Stroms sowie Regelungen zu Offshore-Wasserstoff-Erzeugung und -Transport sein.\r\nGenerell möchte ich im Rahmen dieser Konsultation auf „The 2025 Joint Statement of Ostend on the North Seas Energy Cooperation” - ‘Stronger together in the North Seas’ Ostende, 6 November 2025 hinweisen.\r\n1.\tKosteneffizienz und Synchronisierung\r\n1.1.\tOptimierung\r\nSteigerung der Kosteneffizienz des Offshore-Ausbaus\r\nOffshore Wind Zulieferindustrie\r\nAus meiner Perspektive sollte die Novellierung des WindSeeG nicht in Konflikt mit dem Net Zero Industry Act stehen oder zu einem Konflikt mit dem Netto-Null-Industrie-Gesetz beitragen. Ich vermisse den Europäischen Bezug in den Konsultationsfragen, der für die Zulieferindustrie maßgeblich ist, wenn es um qualitative Ausschreibungskriterien geht. \r\nDie Offshore Wind Zulieferindustrie ist für den Großteil der Kostenoptimierungspfade zuständig und kann, wenn die Marktbedingungen dies zulassen, die Gesamtkosten u.a. durch Skalierung signifikant reduzieren. Hierfür ist erforderlich, dass der Net Zero Industry Act (NZIA) die Grundlage für die Gestaltung der deutschen Ausschreibungen für die Windenergie auf See ist. \r\nDas gilt besonders im Hinblick auf das Resilienzkriterium im NZIA, welches für 100% der Ausschreibungen im Bereich der Windenergie auf See zum Einsatz kommen sollte, im besten Fall kombiniert mit dem CO²-Fußabdruck. Hier kurz dargestellt, die Folgen einer schwachen Zulieferindustrie für den Offshore Wind Ausbau:\r\n•\tVerzögerungen der Ausbauziele auf See für DE und EU\r\n•\tVerzögerungen der Netzanschlüsse\r\n•\tChinesische Importe gewinnen an Relevanz\r\n•\tReduzierung von gesellschaftlicher Akzeptanz (fehlende Wertschöpfung und abnehmende Beschäftigung)\r\n•\tAbnehmende Resilienz beim Europäischen Ausbau\r\n•\tKostensteigerungen\r\n•\tHöhere Klimabelastung durch erforderliche Importe\r\n•\tLängere Abhängigkeit von fossiler Energieerzeugung und fossiler Energieimporte\r\n•\tAttraktivitätsverluste der betroffenen Märkte für Betreiber bzw. Entwickler\r\nBesonders wenn es um die Verlängerung der OWP-Betriebszeiten um mindestens zehn Jahre geht, ist die Verfügbarkeit der Offshore Wind Zulieferindustrie entscheidend. Komponenten müssen über diese Zeiträume gelagert werden und eingebaut werden, um weiterhin die geplanten Strommengen produzieren zu können. Es geht um die Verfügbarkeit der Zulieferindustrie, die bereits in den Kinderschuhen angefangen hat, Kosten zu reduzieren und daher kaum die Möglichkeit hat ohne die entsprechenden EU-weit harmonisierten Ausschreibungskriterien und ohne eine ausreichende Planungssicherheit investieren zu können. Hier geht es insbesondere um industrielles Wachstum, welches einen hohen volkswirtschaftlichen Mehrwert schafft.\r\nNetzausbau & Flächenplanung\r\nNetzabschaltungen und Abregelungen sind keine Einzelfälle und belasten neben dem aktuellen Strommarktdesign die Grundlage für die Einnahmen von Offshore Windparkbetreibern – den Verkauf von Strom bzw. die Einspeisung. Das führt zu einem Attraktivitätsverlust der noch auszuschreibenden Flächen und ist volkswirtschaftlich gesehen ein hoher Verlust.\r\nDie Auswirkungen zur Umgehung des Artillerieschießgebietes Nordsee und viele weitere Herausforderungen betreffend die Infrastruktur auf See und an Land, die außerhalb der Einflussmöglichkeiten von Offshore Windparkbetreibern liegen, führen zu erheblichen Mehrkosten und fehlender Planungssicherheit. (Am 18. Dezember 2025 informierte das BSH zum FEP 2025 zu der Entscheidung im ASG Prüfverfahren: ÜNB legen Ergebnisse der Detail-Evaluierung für die betroffenen Offshore-Netzanschlusssysteme vor.)\r\nDie Erhöhung der Übertragungsleistung ist ein wichtiger Schritt, aber sicherlich keine Grundlage für den Wegfall von geplanten Offshore Anbindungssystemen. Viel eher zielführend sind weniger Abregelungsbedarf, weniger Netzabschaltungen und rechtzeitig verfügbare Offshore-Wind-Anbindungssysteme.\r\nDie Überarbeitung des WindSeeG und des Energiewirtschaftsgesetzes sollte genutzt werden, die regulatorischen Risiken für die Offshore-Wind-Projekte zu reduzieren und die Investitionssicherheit sicherzustellen, um so die Attraktivität für Investoren wieder zu verbessern.\r\nEs sollte eine Entschädigung für nicht selbst verschuldete Einnahmeausfälle sichergestellt sein. Auf der anderen Seite sollten die Verspätungen im Netzausbau deutlich stärker pönalisiert werden, um dem volkswirtschaftlichen Anspruch gerecht werden zu können. Der sogenannte „Selbstbehalt“ sollte für die bezuschlagten und zukünftigen Projekte entfallen. \r\nWenn Investoren/Betreiber, wie im weiteren Verlauf ihrer Konsultationsfragen thematisiert, auf PPAs setzen, dann ist die aktuelle Unsicherheit für die Einspeisung durch verspätete, überlastete oder wartungsbedingt nicht nutzbaren Netzanschlüsse, ein hohes finanzielles Risiko.\r\nGeplante Offshore-Netzanbindungssysteme sollten nicht reduziert werden.\r\nWenn die Volllaststunden-Anzahl in der Flächenentwicklungsplanung bereits unterhalb 4000 Volllaststunden liegt, wird die Offshore Windenergie ihren möglichen Kraftwerkseigenschaften nicht gerecht und die Rolle, die ihr im Erneuerbaren Erzeugungsmix zukommt, kann nicht mehr vollumfänglich eingenommen werden.\r\nSo geht die Studie „Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien“ vom Fraunhofer ISE beispielsweise von 4500 Volllaststunden für Ihre Berechnungen der Stromgestehungskosten für die Windenergie auf See aus. Dies ist auf Basis der aktuellen Planung kaum anzunehmen. Das wiederum kann Auswirkungen auf die Auswahl der Offshore-Windkraftanlagen für das jeweilige Projekt haben. So ist davon auszugehen, dass bei einer niedrigen Anzahl zu erwartender Volllaststunden in einem Projekt, die Wahl auf eine leistungsstarke, sehr kostengünstige Offshore-Windkraftanlage aus China fällt. \r\nAuch der wissenschaftliche Endbericht, Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung eines Erfahrungsberichts gemäß § 97 Erneuerbare-Energien-Gesetz Teilvorhaben: Windenergie auf See, erstellt im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz deutet darauf hin, dass für den Ausbau der Projekte im Jahr 2028 16 MW-Offshore Windenergieanlagen und im Jahr 2030 20 MW-OWEA verbaut werden. Besonders Tabelle 8: Netto-Volllaststunden IBN-Jahr 2026 – 2030 des Berichts veranschaulichen, die abnehmende Anzahl der zu erwartenden Volllaststunden (hier wird bei den Volllaststunden von einem Minimum von 2.873 und einem Maximum von 3.280 für 2028 und für 2030 von einem Minimum von 2.884 und von einem Maximum von 3.075 laut Fraunhofer IWES Berechnungen ausgegangen). Das liegt deutlich unter 4000 Volllaststunden. Daher sollten Flächen mit einer viel höheren zu erwartenden Anzahl an Volllaststunden den Vorrang gegeben werden, um die Wettbewerbssituation Europäischer Anlagenhersteller nicht zu erschweren. \r\n\r\nGleichzeitig steht das Ausbauziel von 70 Gigawatt für eine Anzahl an Terrawattstunden, die die Offshore Windenergie auch im Gesamtkontext der Erneuerbaren Energien für die Systemstabilität bereitstellen sollte. Wenn die Ausbauziele reduziert werden, oder weniger Netzanbindungskapazität zur Verfügung steht, oder die Volllaststunden durch die ineffiziente Flächenplanung zu gering sind, werden 70 GW installierte Kapazität nicht ausreichen, um dem zu erwartenden Strombedarf gerecht zu werden. Im Hinblick auf grünen Wasserstoff für beispielsweise grünen Stahl, ist die mögliche Produktion von Volllaststunden ebenfalls entscheidend.\r\nAktuell liegen die Europäischen Hersteller bei einer Leistung von maximal 15-16 MW und bis 2030 würde dies zu den Planungsgrundlagen des FEP für diesen Zeitraum einen Entwicklungssprung bedeuten. Eine schnelle technologische Entwicklung ist mit hohen Kosten verbunden und ermöglicht meiner Einschätzung nach, nicht den erforderlichen Validierungszeitraum der Technologie (Prototypen-Tests, etc.). Technische Fehler, die hieraus entstehen können, sind erneut mit hohen Kosten verbunden. Gleichzeitig ist das Preisgefälle von Europäischen und Chinesischen Offshore Windkraftanalgen bekannt. Darüber hinaus wird mit einer weiteren Preissteigerung wichtiger Rohstoffe für Europäischen Anlagenhersteller gerechnet.\r\nDer Flächenentwicklungsplanung kommt so eine bedeutende Rolle für die Realisierung der Net Zero Industry Act Ziele und die Umsetzung des Clean Industrial Deals zu. Das wurde bisher auch durch die North Seas Energy Cooperation (NSEC) herausgestellt. \r\nDie zu erwartende Leistungsdichte für die geplanten Projekte in der Nordsee ist entscheidend für die Technologie-Auswahl. Somit sollten die Flächen meiner Einschätzung nach, die höchstmögliche Anzahl zu erwartender Volllaststunden realisieren können, sowohl bei zentral voruntersuchten als auch nicht voruntersuchten Flächen sowie bei den sogenannten Beschleunigungsflächen. Die Auswahl Europäischer Hersteller hat wiederum einen Einfluss auf beispielsweise die Verwendung von Europäischen grünen Stahl und für die Nutzung von grünem Wasserstoff. \r\nZum Thema Wasserstoff hat AquaVentus mit ihrer Studie (November 2025) „EFFICIENT INTEGRATION OF MIXED CONNECTION CONCEPTS FOR OFFSHORE WIND AND HYDROGEN PRODUCTION“ einen wichtigen Beitrag geleistet. Dem ist nichts hinzuzufügen.\r\nWasserstoff auf See ist nicht nur relevant für den technologischen Wandel und die Bekämpfung des Klimawandels,  ist auch ein Wachstumspotenzial für die deutsche Industrie und Technologieentwicklung, zudem sichert die eigene Herstellung die Resilienz der Bundesrepublik und sollte daher nicht ausschließlich als ‚grüne Alternative‘, sondern als geopolitisches Instrument behandelt und dementsprechend unterstützt, vergütet und gefördert werden. Das Skalierungspotenzial ist abhängig vom Angebot sowie von der anfänglichen Förderung durch das BMWE. \r\n2. Marktintegration\r\nDas vorgeschlagene ‚Entweder-Oder-Verfahren‘ deckt sich nicht mit dem angestrebten und erforderlichen Ausbauziel innerhalb einer diversifizierten Stromversorgung. Die rein marktwirtschaftliche Lösung des Vergabeverfahren priorisiert kurzfristig Entwicklungen und Entscheidungen. \r\nEin nicht-indexierter CfD stellt grundsätzlich keinen Mehrwert dar. Eine Mischvariante mit PPAs und indexierten CfD schützt Investitionen besser, lässt Innovationen zu und schafft aus diesem Grund für Investoren, sowie für die Energieversorgung Deutschlands mehr Mehrwert.  Hierzu ist auch die Analyse von Green Planet Energy eG vom 03. August 2024 „Wechseloptionen zwischen CfD- Förderung und PPAs -  Sinnvolle Kombinationen staatlicher Förderung mit marktlicher Refinanzierung“ heranzuziehen. \r\nDas BMWE hätte bereits bei der Konsultation konkreter auf die Kriterien des Net Zero Industry Acts (NZIA) eingehen können. Eine europäische Harmonisierung der Ausschreibekriterien aufbauend auf dem NZIA und der Bestrebung der NSEC (z.B. CO2-Fußabdruck und Resilienz) ist zu befürworten. Dies fördert die europäische bzw. deutsche Industrie, sichert langfristig Arbeitsplätze und trägt zur Resilienz Europas bei. Die vorgeschlagenen Optionen des Konsortiums, wie vorgestellt, sind weniger zielführend und keine Bereicherung.\r\nIm Rahmen der NSEC, sollte eine weitreichende Harmonisierung der Europäischen Ausschreibungsmodelle angestrebt werden, einschließlich der Präqualifikations- und Ausschreibungskriterien, um Mehraufwand für die Investoren zu begrenzen.\r\nEs benötigt weniger ein resilientes Ausschreibungsdesign als viel eher Resilienz als Ausschreibungskriterium.\r\nBezüglich der Präqualifikations- und der Ausschreibungskriterien ist der Mehraufwand vertretbar, weil die Kriterien essenziell für Resilienz und Sicherheit unserer Energieversorgung sorgen und gleichzeitig Kosten langfristig senken können. \r\nQualitative Kriterien\r\nDie Kriterien sind im NZIA bereits aufgeführt und müssen nicht neu entwickelt werden. Das würde sowohl der Zusammenarbeit im NSEC entgegenstehen als auch zu einer fehlenden Harmonisierung der Ausschreibungskriterien innerhalb der EU führen.\r\nVorqualifikations- oder Zuschlagskriterien sind aufzunehmen, mit denen der Beitrag der Auktion zur Nachhaltigkeit und Resilienz bewertet wird (Artikel 26, 2024/1735)\r\nDer Beitrag der Auktion zur Nachhaltigkeit kann durch die Aufnahme von Kriterien in Bezug auf ökologische Nachhaltigkeit, Innovation oder Integration ins Energiesystem bewertet werden. Die Kommission erhält Durchführungsbefugnisse zur Festlegung der Mindestanforderungen. Der CO2-Fußabdruck gemessen auf Lebenszyklusbasis bietet sich an, um die Resilienz zu stärken und den Klimaschutz zu fördern.\r\nResilienz Kriterien sollten für 100% der Ausschreibungen im Bereich der Windenergie auf See für beide Flächentypen angewendet werden, um den volkswirtschaftlichen Mehrwert zu erhöhen. Optimalerweise sollte die NSEC einheitliche Kriterien in harmonisierten Ausschreibungsmodellen verwenden, um den Mehraufwand für Investoren zu minimieren.\r\nDer Aufwand kann darüber hinaus durch digitale Nachweißführung und Standardisierung minimiert werden. Idealerweise werden EU- Nachweißsysteme genutzt (CSRD, CSDDD, NIS-2, …). Die Selbstauskunft gibt den Freiraum für Unternehmen, zeitgleich sollten hohe Pönalen bei Nichteinhaltung oder Falschangaben implementiert werden, da hier der Effekt für eine industriepolitische Reindustrialisierung wichtig ist.\r\nDer CO2-Fußabdruck der Lieferkette sowie der Resilienzwert eignen sich sehr gut als Nachhaltigkeitskriterien im NZIA für die Offshore Wind Energie. Dies haben einige Markteilnehmer aus Drittstaaten verstanden und verlagern bereits erste Produktionskapazitäten in die EU.\r\nGleichzeitig sind Optimierungen des Strommarkes für die Attraktivität von PPA (Stromabnahmeverträgen) maßgeblich, um die Elektrifizierung zu beschleunigen und damit mittel- bis langfristig industrielle Wertschöpfung im Land zu halten.\r\nPönale:\r\nDie vorgeschlagene stärkere Vorverlagerung der Zahlungen ist kritisch. Eine höhere Sofortzahlung erhöht die Kapitalkosten und mindert die Investitionsbereitschaft, insbesondere vor dem Hintergrund zusätzlicher Risiken wie Netzanschlussverzögerungen, die unbedingt pönalisiert werden sollten. Die Annahme, dass eine gestauchte Zahlung die Realisierungswahrscheinlichkeit erhöht, ist nicht belastbar, da sie die wirtschaftliche Tragfähigkeit der Projekte verschlechtert. Ebenso ist die pauschale Sicherheitsleistung von 150 €/kW sowie die zusätzliche dynamische Sicherheit für unverhältnismäßig. Hohe Sicherheiten hemmen darüber hinaus insbesondere Repowering-Projekte der Windenergie auf See, insbesondere im Hinblick auf die Laufzeitverlängerung, sowie die nationale Wertschöpfung. \r\nBei qualitativen Kriterien ist zu berücksichtigen, dass deren Erfüllung bereits erhebliche Vorleistungen erfordert. Eine Anreizgestaltung, die fair und verhältnismäßig ist, ohne die Investoren durch überhöhte Sicherheiten und Zahlungen zu belasten, ist sicherlich hilfreich.\r\nIm Hinblick auf die Novellierung des WindSeeG sollte der NZIA und die Europäische Zielrichtung einschließlich der Überlegungen zu dreiseitigen Vereinbarungen (Tripartite agreements) maßgeblich sein. \r\nDie vorgesehenen Anpassungen sollten den Ausbau der Offshore-Windenergie und damit die Erreichung der Klimaziele sowie die industriepolitische Resilienz Deutschlands und Europas nicht gefährden. Der NZIA ist nicht nur eine rechtliche Verpflichtung, sondern als Werkzeug des Green Deals eine langfristige industriepolitische Strategie, die unsere exportorientierte Wirtschaft stabilisieren und die europäische Wertschöpfung sichern und ausbauen kann. Dies muss sich im Ausschreibungsdesign widerspiegeln und durch eine enge europäische Zusammenarbeit, insbesondere im Rahmen der NSEC, flankiert werden. \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":"2025-12-23"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}