Über Miriam Vollmer

Dr. Miriam Vollmer ist Rechtsanwältin und Fachanwältin für Verwaltungsrecht. Sie vertritt seit 2006 Stadtwerke und andere Unternehmen rund um die Themen Klima, Umwelt und Energie. Frau Dr. Vollmer ist Lehrbeauftragte der Universität Bielefeld, Vortragsrednerin mit breiter Erfahrung von Fortbildungsveranstaltungen bis zur re:publica und Verfasserin zahlreicher Publikationen.
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Windparks ohne EEG Förderung?

Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneu­er­baren Energien stehen immer wieder mal in der Kritik, weil deren Strom­erzeugung, soweit sie nicht dem Eigen­ver­brauch dient, über das Instrument der Einspei­se­ver­gütung oder der Markt­prämie staatlich subven­tio­niert werde. Dabei gibt es auch Anlagen von relevanter Größe die inzwi­schen ohne solche Förderung auskommen.

Es gibt in Deutschland tatsächlich Windparks, die ohne zusätz­liche gesetz­liche Förderung (also etwa ohne eine garan­tierte Einspei­se­ver­gütung nach dem Erneuerbare‑Energien‑Gesetz – EEG) errichtet worden sind oder so geplant werden.

Der Windpark He Dreiht als derzeit Deutsch­lands größter Offshore-Windpark nordwestlich der Insel Borkum mit einer Leistung von ca. 900 MW wurde im Rahmen einer Ausschreibung gewonnen mit einem “Null-Bezuschussung”-Gebot: Der Betreiber erklärte, dass keine EEG-Förderung erfor­derlich sei.Auch bei anderen Offshore-Windpro­jekten wurde bzw. wird ein Zuschlag ohne Förder­an­spruch („0 Cent pro kWh“) erteilt. Ein weiteres Projekt, der Offshore-Windpark Windanker in der Ostsee, ist geplant mit einem Zuschlagssatz von 0 Cent/kWh – also auch ohne Förderung.

Diese Fälle betreffen insbe­sondere Offshore-Windparks (also Windener­gie­an­lagen auf See). Onshore-Windparks (an Land) sind oft noch stärker von Förder­me­cha­nismen abhängig oder haben andere Vertragsmodelle.

“Ohne Förderung” bedeutet hier: kein Anspruch auf eine staat­liche fixe Einspei­se­ver­gütung oder ein ähnliches Förder­modell. Nicht unbedingt: keine finan­zi­ellen Risiken oder keine Markt­ri­siken. Auch wenn kein Förder­tarif gewährt wird, bleibt oft eine Markt­be­tei­ligung bzw. Vermarktung über Strom­mengen- oder PPA-Verträge (Power Purchase Agree­ments) erfor­derlich, damit sich das Projekt wirtschaftlich trägt. Der Erfolg bzw. die Wirtschaft­lichkeit hängt stark ab von Faktoren wie: Stand­ort­qua­lität (Windauf­kommen, Volllast­stunden), Finan­zie­rungs­kosten, Technik- und Indus­trie­lern­kurven, Netzan­schluss­kosten etc.

Trotz dieser positiven Beispiele ist das derzeit aber noch nicht automa­tisch der Standardfall —Förder­mo­delle spielen weiterhin eine große Rolle im Ausbau der Windenergie.

(Christian Dümke)

2025-11-07T15:48:27+01:007. November 2025|Allgemein|

Wie weiter mit dem ETS II?

Der Europäische Rat – also das Organ der Mitglied­staaten der EU – will den EU ETS II um ein Jahr verschieben (siehe hier). Er soll also erst 2028 starten und nicht 2027. Der Grund ist banal: Manchen EU-Regie­rungen ist der CO2-Preis, der vor allem Erdgas, Heizöl, Diesel‘ und Benzin verteuert, schlicht zu hoch. Sie hoffen teilweise, dass es entweder gar nicht zu den teilweise prognos­ti­zierten hohen Preisen kommt oder der ETS II so spät starte, dass der Aufwuchs an klima­freund­lichen Techno­logien wie Wärme­pumpe und E‑Auto quasi von selbst zu niedri­geren Preisen führt, um den Volkszorn nicht zu provozieren.

Doch was bedeutet das für die Praxis? Klar ist jeden­falls, dass die aus deutscher Perspektive wünschens­werte Verein­heit­li­chung sich verzögert. Doch womit müssen deutsche Versorger und Verbraucher rechnen?

Eine mögliche Antwort geben Treib­hausgas-Emissi­ons­han­dels­gesetz (TEHG) und Brenn­stoff-Emissi­ons­han­dels­gesetz (BEHG). Denn der Fall einer Verschiebung ist hier durchaus bereits mitge­dacht, aber nicht als letztlich politische Entscheidung, sondern für den Fall, dass die Kommission wegen außer­ge­wöhnlich hoher Energie­preise den Start­schuss um ein Jahr verschiebt. Dieser – in Art. 30k Emissi­ons­han­dels­richt­linie sehr klar umrissene – Fall liegt nicht vor, deswegen kann die Kommission nicht einfach eine Bekannt­ma­chung vornehmen, aber die Situa­tionen sind so ähnlich, dass ein Rückgriff sich anbietet. In diesem Fall suspen­diert § 56 TEHG die Abgabe­pflicht – nicht aber die Berichts­pflicht – für Inver­kehr­bringer nach dem TEHG für das Jahr 2027.

Doch sind die Inver­kehr­bringer dann aller Sorgen ledig? Mitnichten – denn es gibt ja auch noch das BEHG. Dessen § 24 Abs. 1 BEHG sieht vor, dass nur dann die Verpflich­tungen nach dem BEHG zurück­treten, wenn das TEHG greift. Ist das nicht der Fall, gilt das BEHG also weiter.

Doch wie sieht dann die Bepreisung konkret aus? Gibt es feste Preise? Hier sieht § 10 BEHG an sich eine Verstei­gerung vor, ab 2027 ohne Preis­ober­grenze. § 10 Abs. 3 Nr. 5 BEHG erlaubt der Bundes­re­gierung aber (wie im Restan­wen­dungs­be­reich des BEHG) eine abwei­chende Rechts­ver­ordnung mit einem Festpreis­verkauf zum Preis von TEHG-Zertifikaten.

Dies wirft aller­dings die Frage auf, wie in diesem Fall mit der Diskrepanz zwischen dem Budget für diesen Sektor und den verkauften Zerti­fi­katen umzugehen ist. Ein weiterer Zukauf würde mindestens sehr teuer, es ist auch fraglich, ob eine solche Regelung wirklich einen wahrnehm­baren Minde­rungs­anreiz ausüben würde. Zudem bereiten DEHSt und EEX schon jetzt die Verstei­gerung für 2026 vor, die in einem Preis­kor­ridor zwischen 55 und 65 EUR statt­finden soll. Ob angesichts dessen nicht eher ein zweites Jahr natio­naler Verstei­ge­rungen naheliegt, mögli­cher­weise mit einer realis­ti­scheren Obergrenze?

Alle diese Fragen müsste der deutsche Gesetz­geber beant­worten. Bevor dies aller­dings eintreten kann, muss nun erst einmal auf EU-Ebene geklärt werden, wie es weitergeht. Denn bekanntlich macht der Rat Regelungen nicht allein. Um hier kurzfristig etwas zu ändern, müssen auch Europäi­sches Parlament und Kommission aktiv werden, die bereits bei der letzten Novelle der Emissi­ons­han­dels­richt­linie ihren eigenen Kopf bewiesen haben. Es bleibt also bei einer ärger­lichen Unsicherheit, gerade für Zweijah­res­ver­träge, die diese Risiken nun abbilden müssen (Miriam Vollmer).

2025-11-07T14:38:59+01:007. November 2025|Allgemein, Emissionshandel|

Alpha Ventus – Pionier der deutschen Offshore-Windenergie

Der Windpark Alpha Ventus gilt als Meilen­stein in der Geschichte der deutschen Energie­wende. Er war der erste Offshore-Windpark Deutsch­lands und diente als techno­lo­gische und wissen­schaft­liche Testplattform für die Nutzung von Windenergie auf hoher See. Mit seiner Inbetrieb­nahme begann ein neues Kapitel in der Entwicklung erneu­er­barer Energien.

Alpha Ventus liegt rund 45 Kilometer nördlich der Insel Borkum in der Nordsee, auf dem sogenannten „Borkum-Cluster“. Der Standort befindet sich in einer Wasser­tiefe von etwa 30 Metern, was die Errichtung der Anlagen zu einer ingenieur­tech­ni­schen Heraus­for­derung machte. Der Windpark besteht aus zwölf Windener­gie­an­lagen mit einer Gesamt­leistung von 60 Megawatt (MW). Errichtet wurden zwei unter­schied­liche Anlagen­typen: 6 Multibrid M5000-Anlagen (5 MW je Turbine) von Areva/REpower und 6 Adwen/AREVA-Anlagen von Senvion (ehemals REpower). Die Funda­mente wurden als Tripod-Konstruk­tionen im Meeres­boden verankert – eine damals neuartige Technik für Offshore-Projekte in dieser Tiefe.

Der Bau begann im Jahr 2008 unter Leitung der Projekt­ge­sell­schaft Deutsche Offshore-Testfeld und Infra­struktur GmbH & Co. KG (DOTI), einem Konsortium der Energie­un­ter­nehmen EWE, E.ON und Vattenfall. Die Bauphase war von schwie­rigen Wetter­be­din­gungen und logis­ti­schen Heraus­for­de­rungen geprägt. Trotzdem wurde das Projekt erfolg­reich abgeschlossen – und diente anschließend als Blaupause für viele weitere Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee. Im Jahr 2010 ging Alpha Ventus vollständig ans Netz und speiste erstmals Strom in das deutsche Übertra­gungsnetz ein.

Alpha Ventus war nicht nur ein Energie­projekt, sondern auch ein groß angelegtes Forschungsfeld. Im Rahmen des RAVE-Programms (Research at Alpha Ventus) wurden zahlreiche wissen­schaft­liche Unter­su­chungen durch­ge­führt – etwa zu Wind- und Wellen­ver­hält­nissen, Materi­al­be­lastung und Korrosion, Auswir­kungen auf Meeres­tiere, Vögel und Ökosysteme, Betriebs­si­cherheit und Wartung in Offshore-Umgebungen. Die dabei gewon­nenen Erkennt­nisse trugen maßgeblich dazu bei, die Technik und Wirtschaft­lichkeit späterer Offshore-Projekte zu verbessern.

Mit einer jährlichen Strom­pro­duktion von rund 250 Gigawatt­stunden (GWh) kann Alpha Ventus rechne­risch etwa 70.000 Haushalte mit klima­freund­lichem Strom versorgen. Dadurch werden jährlich rund 220.000 Tonnen CO₂ im Vergleich zu fossilen Energie­quellen einge­spart. Trotz hoher Kosten und techni­scher Risiken legte das Projekt den Grund­stein für eine ganze Industrie.

Das Betrei­ber­kon­sortium (EWE, RWE und Vattenfall) hat im Mai 2025 beschlossen, den 60 MW-Windpark nicht weiter in seiner bishe­rigen Form zu betreiben, sondern auf eine Rückbau-Lösung hinzuarbeiten.Mit dem Programm RAVE („Research at Alpha Ventus“) wird bereits intensiv an Forschung zu diesem End-of-Life-Prozess gearbeitet – das Projekt dient damit nicht nur dem Rückbau, sondern als Lernfeld für die gesamte Branche

(Christian Dümke)

2025-10-31T19:31:47+01:0031. Oktober 2025|Allgemein|