Vorbemerkung

Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. bedankt sich für die Möglichkeit zur Stellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung des Solarpakets.

Für weiterführende Forderungen der Erneuerbaren Branchen und Details verweist der BEE als Dachverband an die Stellungnahmen des Bundesverbandes Solarwirtschaft e.V. (BSW)¹, des Bundesverbandes Windenergie e.V. (BWE)² und die des Hauptstadtbüros Bioenergie (HBB)³.

1 Photovoltaik

1.1 Anhebung der anzulegenden Werte für Anlagen bis 1 MW

Die stark gestiegene PV-Nachfrage in Deutschland wird in den letzten Jahren überproportional stark von der Nachfrage privater Immobilienbesitzer getragen. Erfolgskritisch für das Erreichen der PV-Ausbauziele dürfte es sein, dass es nun gelingt, auch gewerbliche Immobilienbesitzer deutlich stärker zu PV-Investitionen zu bewegen. Eine Vervielfachung der jährlich neu installierten PV-Leistung dieser Zielgruppe dürfte in den nächsten drei Jahren gegenüber 2022 dafür mindestens erforderlich sein (vgl. Grafik auf BSW Stellungnahme, S. 5).

Neben einer höheren Renditeerwartung bremsen die in den letzten zwei Jahren stark gestiegenen Kapitalkosten die PV-Investitionsbereitschaft von Unternehmen. Insbesondere im Falle geringerer Eigenverbrauchsmöglichkeiten des selbst erzeugten Solarstroms liegen die erzielbaren Amortisationszeiten neuer PV-Systeme auf Firmendächern derzeit i. d. R. außerhalb einer Zeitspanne von zehn Jahren, die nach Ergebnissen von Repräsentativbefragungen gerade noch von neun Prozent der potenziellen gewerblichen Investor:innen akzeptiert werden.

BEE-Empfehlung:

Der BEE empfiehlt der Politik daher dringend, die EEG-Vergütungssätze für neue PV-Gewerbedächer entsprechend der marktüblichen Renditeerwartungen von gewerblichen Einmalinvestoren, zumindest in einem ersten Schritt aber zur Kompensation der stark gestiegenen System- und Finanzierungkosten (Zinsen) anzupassen (für mehr Details siehe BSW Stellungnahme S. 26 vom 01.11.2023).

1.2 Europäische Resilienz und Wertschöpfung fördern: Resilienz-Auktionen und -Boni im EEG implementieren

Lieferengpässe bei wichtigen Solarkomponenten während der Corona-Pandemie sowie der Angriffskrieg gegen die Ukraine haben in Politik und Gesellschaft die Sensibilität dafür geschärft, wie riskant eine zu große Importabhängigkeit für unser künftiges Energiesystem ist.

Die europäischen Produktionskapazitäten für Solarzellen und Solarwafer reichen gegenwärtig nicht einmal aus, um 10 Prozent des europäischen Solarmaktes zu bedienen, bei Solarmodulen sieht es kaum besser aus.

Die EU und Deutschland haben sich daher zu Recht das Ziel gesetzt, künftig zumindest eine Grundversorgung in Höhe von 40 Prozent entlang der solaren Wertschöpfungskette anzustreben. Mit Hilfe geeigneter industriepolitischer Rahmenbedingungen sollen Skalierungsnachteile neuer europäischer Solarfabriken gegenüber Wettbewerbern in Übersee für die Dauer ihrer Ramp-up-Phase überbrückt werden. Berlin und Brüssel wollen so eine sichere und preiswerte Energieversorgung ermöglichen und ein hinreichendes Maß an kontinentaler Eigenversorgung und Diversifizierung von Lieferbeziehungen erreichen.

Damit eine Wiederansiedlung der PV-Industrie in Europa im harten Standortwettbewerb mit Asien und den USA gelingen kann, muss sehr schnell gehandelt werden, da die Solarindustrie jetzt ihre Standortentscheidungen zur Ansiedlung der nächsten Solarfabriken trifft. Sie trifft dabei auf deutlich attraktivere Investitionsanreize in Übersee, zum Beispiel in den USA (Inflation Reduction Act).

Das vom Bundeswirtschaftsministerium aufgelegte Interessenbekundungsverfahren für eine Capex-Förderung neuer Solarfabriken ist ein erster guter Ansatz. Es kann aber nur rund 20 Prozent der Wettbewerbsnachteile gegenüber einer vollintegrierten Solarmodulfertigung in China oder den USA kompensieren.

Das Solarpaket I bietet nun die einmalige Gelegenheit, diese Wettbewerbslücke zu schließen und gerade noch rechtzeitig verlässliche und hinreichende Investitionssignale zu senden. Der BEE empfiehlt der Ampelkoalition, die derzeit noch höheren Fertigungskosten neuer und künftiger europäischer Solarfabriken mittels degressiv ausgelegter Resilienz-Boni und -Auktionen ab dem kommenden Jahr abzufedern.

Diese sollten sich an der Zielsetzung des europäischen Net Zero Industry Act (NZIA) orientieren und in ihrem Volumen stufenweise auf 40 % der jährlich in Deutschland geförderten PV-Leistung aufwachsen.

Resilienz hat einen Preis. Doch der volkswirtschaftliche Nutzen dürfte die erforderlichen Anschubkosten derartiger Resilienz-Boni um ein Vielfaches übertreffen. Letztere dürften sich für 2024 auf maximal 40 Mio. Euro belaufen und auch in den nachfolgenden Jahren einen mittleren dreistelligen Millionenbetrag jährlich kaum übertreffen.

BEE-Empfehlung:

Vor diesem Hintergrund schlägt der BEE die Einführung von Resilienz-Ausschreibungen und Resilienz-Boni mit einem ansteigenden Marktanteil auf bis zu 40 Prozent vor (für mehr Details siehe BSW Stellungnahme vom 01.11.2023 S. 57ff oder das BSW Hintergrundpapier zu Resilienz-Auktionen bzw. Boni).

1.3 PV-Freifläche entfesseln: Gebotsgröße 100 MW bei EEG-Ausschreibungen verstetigen

Im Marktsegment der PV-Freifläche setzt der Gesetzentwurf mit der Öffnung der Flächenkulisse auf benachteiligte Gebiete, der Einführung eines Wegenutzungsrechts für die Verlegung von Netzanschlusskabeln sowie mit den neuen Förderregelungen für besondere Solaranlagen wichtige Impulse. Allein die Einführung des Wegenutzungsrechts wird zu einer Verfahrensbeschleunigung von durchschnittlich sechs Monaten führen, ergab eine BSW-Branchenumfrage.

Allerdings fehlen an einigen Bereichen weitergehende Änderungen, die für die erforderliche Verdreifachung des Zubaus notwendig sind. Dazu zählt insbesondere eine gesetzliche Anhebung der zulässigen Gebotshöchstwerte für Ausschreibungen im 1. Segment, die erst wieder eine Überzeichnung der Auktionen ermöglicht hat. Ferner empfiehlt der BEE eine Verstetigung der maximalen Gebotsgröße von 100 MW, die ebenso wie die Anhebung der Gebotshöchstwerte andernfalls bis zum Jahresende 2023 beschränkt wäre und auf 20 MW zurückfallen würde. Ein Solarpark mit einer Leistung von 100 MW kann schneller und kosteneffizienter geplant werden als 5 Solarparks zu je 20 MW.

BEE-Empfehlung:

Der BEE empfiehlt eine Anhebung des Gebotshöchstwertes für Auktionen in § 37 EEG und eine dauerhafte Anhebung der Gebotsgröße für PV-Freiflächenanlagen bei EEG-Ausschreibungen in § 37auf 100 MW (siehe BSW Stellungnahme S. 15-16).

1.4 Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (§ 42b)

Wer Solarstrom innerhalb einer Kundenanlage in einem Gebäude erzeugt und mit anderen Nutzern teilt, ob in Mehrfamilienhäusern, Wohneigentumsgemeinschaften, als Vermieter, als Eigentümer oder in anderen Konstellationen, sollte rechtlich nicht wie ein Energieversorger behandelt werden. Es handelt sich hier um eine erweiterte, gemeinsame Eigenversorgung hinter dem Netzanschlusspunkt, bei der diese Auflage unverhältnismäßig ist. Die Lieferantenpflichten eines Energieversorgers überfordern in aller Regel motivierte und investitionsbereite Immobilienbesitzer:innen und stellen somit ein Hemmnis für ein großes und schnell erschließbares Photovoltaik-Potenzial dar.

Das Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung schafft ein neues Versorgungskonzept als Alternative zum Mieterstrom, gerade für kleine Mehrparteienhäuser. Der grundsätzliche Ansatz, nach dem Anlagenbetreiber unter gewissen Voraussetzungen weitgehend von den Lieferantenpflichten befreit werden, wenn der Strom innerhalb einer Gebäudeanlage geliefert wird, ist sehr zu begrüßen. Die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung kann als weiteres Konzept der Vor-Ort-Versorgung mit Photovoltaik einen Beitrag dazu leisten, das große Potential für Gebäudeanlagen zu heben.

Es besteht allerdings noch dringender Klärungsbedarf zur genauen Ausgestaltung des Konzeptes. Insbesondere besteht das Risiko, dass durch die aktuelle Formulierung des Gesetzentwurfs Unklarheit darüber entsteht, ob die Regelung auch andere, seit Langem erprobte Modelle der Vor-Ort-Versorgung erfasst wie bspw. den Einschluss der Stromkosten in die Miete bei Hotels, Wohnheimen und Ferienwohnungen oder die Vermietung von PV-Anlagen auf Einfamilienhäusern. Die beispielhaft genannten Modelle sehen eine anteilige oder vollständige Nutzung von Strom aus den auf dem Grundstück befindlichen Stromerzeugungsanlagen durch Letztverbraucher vor Ort vor. Diese bereits bestehenden Modelle sollten durch die Regelungen zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung nicht beeinträchtigt werden.

BEE-Empfehlung:

Der BEE versteht die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung als zusätzliches Modell und Angebot zur Vor-Ort-Versorgung mit Solarenergie. Im Gesetzentwurf sollte unmissverständlich klargestellt werden, dass sich die geplanten Regelungen in § 42b EnWG ausschließlich auf die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung beziehen und andere Vor-Ort-Versorgungskonzepte nicht berühren. Zudem ist dringend klarzustellen, dass der von der Gebäudestromanlage erzeugte Strom vor dem Verbrauch auch zwischengespeichert werden darf und sonstige Nutzer, die keine Mieter sind (bspw. Pächter), von der Regelung miterfasst werden. Weiterhin sollte die Anwendungsmöglichkeit auf Nebenanlagen des Gebäudes ausgeweitet werden, damit bspw. Solaranlagen auf Garagen nicht von dem Konzept ausgeschlossen werden. Vor diesem Hintergrund sollten die § 3 Nummer 20a EnWG und § 42b EnWG wie in dem vom BEE entwickelten Vorschlag umformuliert werden (siehe BSW Stellungnahme, S.29).

2 Windenergie

2.1 RED III: Möglichkeit zur Erklärung bereits ausgewiesener Gebiete zu Beschleunigungsgebieten nutzen

Die Möglichkeit zur Erklärung bereits ausgewiesener Windenergiegebiete zu Beschleunigungsgebieten wie sie die geänderte Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III)⁴ vorsieht, muss jetzt im Rahmen des PV-Pakets I umgesetzt werden. Ansonsten besteht die Gefahr, dass die von der RED III hierfür vorgegebene kurze Umsetzungsfrist nicht einge- halten werden kann und diese wichtige Möglichkeit für weitere Beschleunigung des EE-Ausbaus ungenutzt bleibt.

Gemäß Art. 15c Absatz 4 der RED III haben die EU-Mitgliedstaaten die Möglichkeit zur kurzfristigen Erklärung bereits ausgewiesener Windenergiegebiete zu Beschleunigungsgebieten innerhalb von sechs Monaten nach Inkrafttreten der Regelung.

Die RED III wurde durch das Europäische Parlament am 12. September und durch den Euro-päischen Rat am 9. Oktober 2023 final verabschiedet. Sie wurde am 31. Oktober 2023 im EU-Amtsblatt veröffentlicht und tritt am 20. November 2023 in Kraft. Hiermit beginnen auch die verschiedenen in der RED III vorgesehenen Umsetzungsfristen. Für die oben aufgeführte Regelung bedeutet das, dass die Mitgliedsstaaten nur bis zum 21. Mai 2024 Zeit haben, von Art. 15 c Abs. 4 Gebrauch zu machen.

Das gesamte Umsetzungsverfahren der RED III mit seinen vielzähligen Vorschriften zu den Planungsverfahren neuer Beschleunigungsgebiete und zu Erleichterungen für die Genehmigungsverfahren ist mit Unwägbarkeiten bezüglich der Dauer der Abstimmungen und dem weiteren parlamentarische Verfahren behaftet. Da die Abstimmungen und der Beschluss im Bundestag sowie etwaig erforderliche Zustimmungen des Bundesrates noch bis in die Mitte kommenden Jahres oder sogar darüber hinaus dauern können, sieht es der BEE für erforderlich an, diese wichtige Regelung separat und bereits jetzt im Rahmen des PV-Pakets umzusetzen und damit ihre Geltung zu sichern.

Die Sicherstellung der Erklärung bereits ausgewiesener Gebiete zu Beschleunigungsgebieten ist deswegen so wichtig, weil es für diese Gebiete dann keiner neuen Ausweisung als Beschleunigungsgebiet nach Art. 15c Absatz 1 und 2 bedarf. Die Ausweisung neuer Beschleunigungsgebiete ist komplexer und verlangt erneute lange Planungszeiten. Durch die Erklärung bereits ausgewiesener Gebiete zu Beschleunigungsgebieten werden doppelte Prüfungen und Planverfahren und damit weitere Verzögerungen des EE-Ausbaus verhindert. Zudem trägt die Erklärung dazu bei, dass Deutschland am Ende auch eine erhebliche Gesamtgröße an Beschleunigungsgebieten vorweisen kann. Denn gemäß der RED III muss das Ziel sein, eine erhebliche Gesamtgröße der Beschleunigungsgebiete sicherzustellen, die zur Verwirklichung der EU-EE-Ziele beitragen, vgl. Art. 15c Absatz 3 RED III.

Die Umsetzung kann so erfolgen, dass allein die Anerkennung ausgewiesener Windenergiegebiete, welche die Voraussetzungen der RED III-Vorgabe erfüllen, stattfindet, ohne schon die Rechtsfolgen (genehmigungsrechtliche Erleichterungen) in diesen Gebieten mitzuregeln. Für die Umsetzung der Regelungen zu den veränderten Genehmigungsverfahren (insb. Art. 16b RED III) haben die Mitgliedstaaten bis zum 01. Juli 2024 Zeit. Die Umsetzung sollte anschließend zügig und im Rahmen eines schlüssigen Gesamtkonzeptes vorgenommen werden.

Es sollten alle Windenergiegebiete gemäß § 2 Nr. 1 Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG), also Raumordnungspläne und die kommunalen Bauleitpläne mit Strategischer Umweltprüfung (SUP) und falls erforderlich FFH-Verträglichkeitsprüfung zu Beschleunigungsgebieten erklärt werden. Hierbei ist klarzustellen, dass es sich bei den Erfordernissen der SUP und ggf. der FFH-Prüfung um rein formale Anforderungen handelt (vgl. § 6 WindbG).⁵ Gemäß Art. 15c Absatz 4 a) RED III müssen ferner Natura 2000-Gebiete sowie Schutzgebiete für Natur und biologische Vielfalt (in Deutschland sind dies die Naturschutzgebiete und Naturparks, vgl. auch § 6 WindBG) ausgeschlossen werden. Vogelzugrouten müssen nicht ausgeschlossen werden, da es solche – anders als z.B. in der Meeresenge von Gibraltar – hier-zulande nicht gibt und die Vögel in Deutschland im sog. „Breitfrontzug“ nicht durch WEA gestört werden können.⁶ Angemessene und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen (wie in Art. 15c Absatz 4 c) RED III vorgesehen) werden bereits durch die Regelungen nach § 6 WindBG bzw. der modifizierten Artenschutzprüfung nach § 45b i.V.m. Anlage 1 BNatSchG gewährleistet und sind daher in der Normumsetzung nicht zu adressieren.

BEE-Empfehlung:

Der BEE empfiehlt dem Gesetzgeber die Möglichkeit einer kurzfristiger Erklärung bereits ausgewiesener Windenergiegebiete zu Beschleunigungsgebieten gemäß Art. 15c Absatz 4 der RED III bereits im PV-Paket zu verankern, um eine schnellstmögliche und fristgemäße Umsetzung zu ermöglichen.

2.2 Duldungspflicht: Recht zur Verlegung von Leitungen / Recht zur Überfahrt verstetigen

Der BEE begrüßt ausdrücklich den erneuten Vorstoß des Gesetzgebers, die Verlegung von Anschlussleitungen zu ermöglichen und der Blockade und Verteuerung der Projekte durch einzelne Grundstückeigentümer*innen entgegenzuwirken. Aus der Praxis erreichen uns immer wieder Beispiele, bei denen ein Recht zur Verlegung von Leitungen weiterhelfen würde. Im Kabinettsbeschluss wurden zum ursprünglichen Entwurf des § 11a EEG RefE Anpassungen vorgenommen und einige Formulierungsvorschläge des BWE aufgegriffen. Die Duldungspflicht ist ein zentraler Hebel, um die Inbetriebnahme von Erneuerbaren-Anlagen zu beschleunigen und den Einsatz personeller Ressourcen bei den Projektierer*innen zu reduzieren. Denn bislang kommt es oft zu langwierigen Verhandlungen mit Grundstückseigentümern, die dazu führen, dass teilweise enorme Umwege zum Netzverknüpfungspunkt und sehr hohe Entschädigungszahlungen in Kauf genommen werden müssen, um EE-Anlagen mit dem Netzverknüpfungspunkt zu verbinden. Dadurch steigen auch die volkswirtschaftlichen Kosten für den EE-Ausbau. Diese Problematik betrifft jedoch genauso Batteriespeicher, die angesichts der fortschreitenden Energiewende immer wichtiger werden, um das Netz stabil zu halten. Deshalb sollte die Duldungspflicht gleichermaßen für EE-Anlagen, Speicher und Elektrolyseure gelten, damit bei Letzteren der Bau nicht nur in unmittelbarer Nähe von EE-Erzeugungsanlagen angereizt wird. Zudem sollte die Duldungspflicht für den Transport von Windenergieanlagen auch auf Transporte, die aufgrund von Reparaturarbeiten an den Anlagen erforderlich sind, ausgeweitet werden.

BEE-Empfehlung:

Der BEE empfiehlt die Verstetigung der Duldungspflicht für EE-Anlagen ebenso für Speicher und Elektrolyseure und regt weitere technische Verbesserung an der Regelung an (siehe BWE-Stellungnahme S. 5ff).

2.3 Verlängerung der Realisierungs- und Pönalefristen

Bereits seit Jahren stellen unflexiblen Realisierungs- und Pönalefristen (§ 55E EEG) ein Problem für die Windbranche dar.⁷

Auch wegen der Verzögerungen in den Lieferketten, zunächst aufgrund der Covid-19-Pandemie und anschließend durch den Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine hat der BEE mehrfach Verbesserungsvorschläge gemacht; bisher ohne eine entsprechende Umsetzung im EEG.⁸ Ohne zeitweise Aussetzung oder zumindest Anpassung der Realisierungs- und Pönalefristen wird die Korrektur des Höchstwertes nicht den gewünschten Effekt der Entfesselung der genehmigten Projekte und der Steigerung der Teilnahme an den Ausschreibungen haben. Eine Verlängerung der Realisierungsfristen ist in Hinsicht auf die langen Lieferzeiten bei Netztechnik unerlässlich. Nur wenn die Projekte in den Ausschreibungen bezuschlagt werden und sich eine Finanzierung sichern, kann anschließend die Bestellung der Netztechnik ermöglicht werden. Deshalb benötigt die Branche statt der vorgeschlagenen 3 Monate eine Verlängerung der Realisierungsfrist auf 12 Monate (siehe BWE-Stellungnahme S. 11 ff).

BEE-Empfehlung:

Die Realisierungsfrist in § 36e Abs. 1 EEG müsste von 30 Monaten um 12 Monate auf 42 Monate angepasst werden (siehe BWE Stellungnahme S. 11ff für Formulierungsvorschläge).

3 Bioenergie

3.1 Flexibilitätszuschlag an Inflation anpassen

Die Investitionskosten für die Flexibilisierung von Biogasanlagen sind insbesondere seit Beginn des Kriegs in der Ukraine und der Zinserhöhungen sehr stark gestiegen. Seit 2022 stagniert die Flexibilisierung und hat sich in 2023 ggü. dem Vorjahr nochmal halbiert. Um die weitere Flexibilisierung anzureizen und den Kostenanstieg auszugleichen, sollte der Flexibilitätszuschlag an Inflation und gestiegene Zinsen angepasst werden. Das entspricht einer Erhöhung von 65 Euro/kW installierter Leistung auf 120 Euro/kW.

BEE-Empfehlung:

Der BEE empfiehlt dem Gesetzgeber eine Anhebung des Flexibilitätszuschlag an Inflation und gestiegene Zinsen im vorliegenden PV Paket zu verankern.

3.2 Biomethan-Ausschreibungen wieder auf flexible Kraft-Wärme-Kopplung ausrichten und für Standorte in ganz Deutschland ausweiten

Anfang 2022 wurden die Biomethan-Ausschreibungen umgestaltet: Zukünftig soll nur noch der Bau von Spitzenlastkraftwerken ohne Wärmeauskopplung („Peaker“) angereizt werden; zum Einsatz von flexiblen KWK-Anlagen, mit denen auch die Wärmenetze defossilisiert werden können, soll Biomethan gar nicht mehr in Frage kommen. Außerdem dürfen diese Biomethan-Kraftwerke nur in der „Südregion“ gehören, wobei laut EEG auch das nördlichen Bayern nicht mehr zur Südregion gehört.

Seitdem gab es in den Biomethanausschreibungen kein einziges Gebot mehr.

Dabei zeigt das Wärmeplanungsgesetz, dass wir dringend jede Möglichkeit für die erneuerbare Fernwärme brauchen, genauso wie flexible Leistung als Back-Up für die Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie. Bis 2030 wollen wir laut des Kabinettsentwurfs zum Wärmeplanungsgesetz 50% der Fernwärme in Deutschland defossilisieren – und dies auch bundesweit, nicht nur in Bayern und Bade-Württemberg.

BEE-Empfehlung:

• Deshalb sollten die Biomethan-Ausschreibungen umgestaltet werden:Die Ausschreibungen sollten wieder für KWK-Projekte geöffnet werden, d.h. insbesondere sollten die maximal jährlich zulässigen Volllaststunden von aktuell ca. 900 auf 2.500 Stunden erhöht. Das wäre eine Anpassung des EEG an das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, das fossile KWK-Anlagen adressiert. Biomethan-Spitzenlastkraftwerke sind dann immer noch zulässig, konkurrieren aber mit Biomethan-KWK-Anlagen.

• Außerdem sollten die Ausschreibungen für Standorte in ganz Deutschland geöffnet werden.

¹ BSW Stellungnahme https://www.solarwirtschaft.de/wp-content/uploads/2023/07/230706_BSW-Stellungnahme_PV-Paket-I.pdf

² BWE Stellungname https://www.wind-energie.de/fileadmin/redaktion/dokumente/publikationen-oeffentlich/themen/04-politische-arbeit/01-gesetzgebung/20231009_BWE_Stellungnahme_PV-Paket_parl_Verfahren.pdf

³ HBB Stellungnahme https://www.hauptstadtbuero-bioenergie.de/aktuelles/positionspapiere/wichtigste-vorschlaege-zur-aenderung-des-eeg-2023

⁴ Richtlinie (EU) des Europäischen Parlamentes und des Rates zur Änderung der Richtlinie (EU) 2018/2001, der Verordnung (EU) 2018/1999 und der Richtlinie 98/70/EG im Hinblick auf die Förderung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Aufhebung der Richtlinie (EU) 2015/652 des Rates – LINK

⁵ Vgl. BMWK und BMUV (2023): Vollzugsempfehlung zu § 6 WindBG, S. 6 f. – LINK

⁶ Vgl. BWE Positionspaper (2023): Empfehlungen zur nationalen Umsetzung der RED III S. 7 – LINK

⁷ Vgl. z.B. BWE (2020): Positionspapier: COVID-19-Krise und deren Auswirkungen auf die Windener- giebranche – LINK; BWE (2022): Stellungnahme zum Regierungsentwurf eines Gesetzes zur Änderung des EEG und weiterer energierechtlicher Vor-schriften – LINK; BWE (2022): Stellungnahme zum Referentenentwurf des BMWK zum sog. Osterpaket – LINK; BWE (2023): Forderungskatalog: Aktuelle Positionen für den Windgipfel – LINK; zuletzt: BWE (2023): Stellungnahme zum Referentenent-wurf des BMWK zum sog. PV-Paket I – LINK

⁸ Wie zuvor und BWE (2022): Positionspapier Verzögerungen und Preissteigerungen durch die Covid-19-Pandemie (höhere Gewalt) bei bereits bezuschlagten Windenergie-Projekten auffangen und den Ausbau sichern! – LINK; BWE (2022): Stellung-nahme zum RegE Erneuerbaren-Energien-Gesetz u.a. – LINK