Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2025-10-29, Aktenzeichen 3 Kart 935/24
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2025:1029.3KART935.24.00

Tenor:
Die Beschwerde wird zurückgewiesen.
Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der zur zweckentsprechenden Erledigung der Angelegenheit notwendigen Kosten der Bundesnetzagentur trägt die Beschwerdeführerin.
Der Beschwerdewert wird auf … € festgesetzt.
Die Rechtsbeschwerde gegen diesen Beschluss wird zugelassen.

Tatbestand:
Die Beschwerdeführerin begehrt mit ihrer Beschwerde die Verpflichtung der Bundesnetzagentur zur Ausstellung einer Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 WindSeeG, derer sie zur Geltendmachung eines Zahlungsanspruchs aus § 94 Abs. 1, Abs. 2 Nr. 1, § 19 Abs. 1, § 33 WindSeeG bedarf.
Die Beschwerdeführerin … ist Errichterin und Betreiberin des Offshore-Windparks X in der ausschließlichen Wirtschaftszone der deutschen Nordsee, und zwar innerhalb des Clusters … des Bundesfachplans Offshore. Nachdem sie mit Beschluss der Bundesnetzagentur vom 27. April 2018 einen Zuschlag im Umfang von … MW für die Anbindungsleitung … zur Einspeisung von Energie durch Windenergieanlagen auf See erhalten hatte, stellte sie am 2. Mai 2018 bei der Bundesnetzagentur insgesamt fünf Anträge auf Feststellung der Pilotwindenergieanlageneigenschaft nach § 68 WindSeeG in der bis zum 31. Dezember 2022 geltenden Fassung (im Folgenden: § 68 WindSeeG a.F.), jetzt § 93 WindSeeG, für insgesamt fünf Innovationen an jeweils drei Windenergieanlagen auf See, unter anderem für die hier streitgegenständliche Innovation „Vollständig einvibrierter Gründungspfahl (Monopile) & Self expanding pile shoe (kurz: VIBRO & SEPS)“.
Die Bundesnetzagentur erließ im Verwaltungsverfahren am 3. September 2018 einen Beweisbeschluss zur Klärung der Frage, welche Vorteile, insbesondere hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit, der ökologischen Belange, der Belange der Schifffahrt oder sonstiger Belange mit der Neuerung verbunden sind, worin diese Vorteile bestehen und ob sich diese quantifizieren lassen. Weiter zielte der Beweisbeschluss auf Klärung der Frage, ob weltweit bereits Windenergieanlagen auf See eingesetzt werden, deren Fundamente vollständig einvibriert und mit einem SEPS versehen sind.
Wegen des Ergebnisses wird auf das Gutachten des Sachverständigen L. vom 13. November 2018 Bezug genommen.
Mit Beschluss vom 17. Dezember 2018 (Az.: BK…) stellte die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Schifffahrt und Hydrographie (im Folgenden: BSH) fest, dass bis zu drei Windenergieanlagen auf See des Offshore-Windparks X, bei denen die Gründungspfähle vollständig einvibriert und mit einem SEPS versehen sind, Pilotwindenergieanlagen auf See nach § 3 Nr. 6 WindSeeG sind. Sie behielt sich zugleich den Widerruf dieser Feststellung für den Fall vor, dass vor Inbetriebnahme der Pilotwindenergieanlagen auf See durch die Beschwerdeführerin weltweit mindestens eine Windenergieanlage mit einer Entfernung von mindestens drei Seemeilen von der Küstenlinie errichtet wird, bei der der Gründungspfahl vollständig einvibriert und mit einem SEPS versehen ist, und für den Fall, dass die Errichtungsweise von Windenergieanlagen auf See dem Stand der Technik zugefügt wird.
Zur Begründung führte die Bundesnetzagentur aus, die Kombination aus dem vollständigen Einvibrieren des Gründungspfahls in Verbindung mit einem SEPS stelle nach den von der Beschwerdeführerin vorgelegten Unterlagen und den Feststellungen des Sachverständigen L. eine wesentliche, deutlich über den Stand der Technik hinausgehende Innovation dar. Stand der Technik bei der Gründung von Windenergieanlagen auf See seien Schwergewichtsfundamente oder die Impulsrammung von Gründungspfählen. Damit sei das vorgeschlagene vollständige Einvibrieren eines Gründungspfahls ergänzt um einen SEPS neuartig und unterscheide sich hiervon deutlich. Zudem sei die Pfahltragfähigkeit nach einer Vibrationsrammung derzeit noch Gegenstand der Wissenschaft und nicht erforscht, weshalb nationale Regelwerke ein Nachrammen per Impulsrammung oder eine Reduktion der Pfahltragfähigkeit forderten. Auch hiervon setze sich die Innovation deutlich ab, wobei der erhebliche Unterschied in dem SEPS begründet liege, denn bei diesem handele es sich nicht um eine lediglich unbedeutende bauliche Veränderung mit einer nachrangigen Funktionalität, vielmehr um ein Element, welches eine zentrale Aufgabe bei der Statik der Windenergieanlage auf See übernehme und somit maßgeblich deren Standfestigkeit bestimme. Die Innovation bringe auch wesentliche Fortschritte mit sich. Die Errichtung sei deutlich effizienter und schon allein die aus der Zeitersparnis resultierenden Kostenersparnisse erheblich. Die drei Windenergieanlagen auf See gehörten derzeit zu den ersten drei ihres Typs. Zwar seien bereits Gründungspfähle für die Gründung vollständig einvibriert worden, wobei insoweit nicht von Relevanz sei, dass diese nicht im deutschen Küstenmeer oder der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone errichtet worden seien. Hier komme aber die Neuerung des Pfahlschuhs hinzu, die aufgrund ihres innovativen Charakters maßgeblich sei. Schließlich erachte sie einen Widerrufsvorbehalt als zweckmäßig. Denn für den Fall, dass weltweit mindestens ein Gründungspfahl einer Windenergieanlage auf See vollständig einvibriert und mit einem SEPS versehen werde, hätten die Windenergieanlagen auf See der Beschwerdeführerin nicht mehr alle drei die Eigenschaft als Pilotwindenergieanlagen auf See. Dies gelte auch, wenn die Gründungsmethode dem Stand der Technik zugefügt werde.
Der Beschluss wurde der Beschwerdeführerin am 18. Dezember 2018 unter Hinweis darauf, dass die Errichtung per vollständigem Einvibrieren mit einem SEPS geeignet nachzuweisen sei, § 69 Abs. 5 WindSeeG in der bis zum 31. Dezember 2022 geltenden Fassung (im Folgenden: § 69 Abs. 5 WindSeeG a.F.), jetzt § 94 WindSeeG, zugestellt.
Im Laufe des Jahres 2019 insistierte das BSH gegenüber der Beschwerdeführerin darauf, dass im Planfeststellungsverfahren neben der Vibrationsprüfung auch eine Backup-Lösung beantragt werden müsse für den Fall, dass die Errichtung der Gründungspfähle mittels Vibration nicht vollständig gelingen sollte. Letztlich wurde die Impulsrammung als zusätzliche Backup-Lösung durch das BSH zugelassen (Anlage B 5).
Mit Schreiben vom 19. September 2022 übersandte die Beschwerdeführerin ihren Abschlussbericht vom 2. September 2022 als Nachweis für die von ihr im Offshore-Windpark X installierten Pilotwindenergieanlagen „VIBRO & Self expanding pile shoe“ und beantragte – telefonisch – am 4. März 2024 die Ausstellung einer Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 Satz 2 WindSeeG. Die eingereichten Unterlagen – insbesondere die Kommentare zum Installationsprotokoll – ließen dabei erkennen, dass im Zeitraum vom 15. März 2022 bis 26. März 2022 u.a. an den Standorten … Gründungspfähle mit einem SEPS in den Boden eingebracht worden waren, diese Gründungspfähle jedoch nicht ausschließlich in den Boden einvibriert worden waren, sondern die erforderliche Endtiefe mittels Impulsrammung erreicht hatten (Anlage B 28). Gründe für den Abbruch der Vibrationsgründung waren u.a. … .
Nach Anhörung der Beschwerdeführerin lehnte die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur den Antrag mit Beschluss vom 9. September 2024 (Az.: BK…-Nachweis, Anlage B 1), der Beschwerdeführerin am 13. September 2024 zugestellt, ab. Zur Begründung führte sie im Wesentlichen aus, die Voraussetzungen für die Ausstellung einer Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 Satz 2 WindSeeG lägen nicht vor.
Es stehe außer Streit, dass die Gründungspfähle nicht vollständig in den Boden einvibriert worden seien, sondern die erforderliche Endtiefe mittels Impulsrammung erreicht hätten. Der bestandskräftige Feststellungsbeschluss BK… lege die geforderten Eigenschaften einer Pilotwindenergieanlage nach § 3 Nr. 6 WindSeeG für die Nachweisführung im Verfahren nach § 95 Abs. 5 WindSeeG aber verbindlich fest. Nur nach einer positiven Feststellung und für den Fall ihrer Übereinstimmung mit den geforderten Eigenschaften könne es sich bei einer Windenergieanlage auf See um eine Pilotwindenergieanlage auf See handeln. Ein anderes Verständnis der Normen stellte die Frage nach dem Sinn der bereits erfolgten aufwendigen Prüfung im Verfahren nach § 93 WindSeeG. Denn könnte der Anlagenbetreiber ohne Weiteres von den Vorgaben des Feststellungsbeschlusses abweichen, bedürfte es keiner anschließenden Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 WindSeeG mehr.
Der bloße Versuch, Gründungspfähle mittels einer Vibrationsrammung in Kombination mit einem SEPS zu errichten, reiche für ein Erproben i.S.d. § 3 Nr. 6 WindSeeG nicht aus. Die in Frage stehenden Windenergieanlagen müssten notwendigerweise zunächst errichtet werden, um anschließend die Wirksamkeit der innovativen Eigenschaften im Betrieb unter Beweis zu stellen. Hierfür spreche auch die Regelung des § 95 Abs. 4 WindSeeG, in welcher der Gesetzgeber festhalte, dass der Betreiber nach Errichtung und Inbetriebnahme der Pilotwindenergieanlagen auf See zu einem vom BSH gesetzten Termin einen Erfahrungsbericht über die Erprobung der Innovation und die gewonnenen Erkenntnisse einzureichen habe. Etwas Anderes gelte nicht deshalb, weil die Innovation vorliegend in der Art der Errichtung an sich liege. Denn der Sachverständige L. habe überzeugend festgestellt, dass die Innovation in der vollständigen Vibrationsrammung in Kombination mit einem SEPS liege, welcher die Instabilitäten, die sich aus einer vollständigen Vibrationsrammung ergäben, ausgleichen solle. Ab dem Zeitpunkt des nachträglichen Einrammens sei es aber nicht mehr möglich abzusehen, wie standfest der auf innovative Weise anzubringende Monopfahl letztlich sei. Die Wirksamkeit des eigens zu diesem Zweck eingebrachten SEPS könne ebenso nicht mehr überprüft werden.
Auch wenn der Gesetzgeber – in Abweichung zu § 3 Nr. 37 EEG – in § 3 Nr. 6 WindSeeG keine Trennung zwischen den Begriffen „aufweisen“ und „erproben“ vornehme, lasse sich der Gesetzesbegründung entnehmen, dass er das Wort „erproben“ im Sinne von „aufweisen“ verstanden wissen wolle. Gründe, Innovationen am Fundament einer Windenergieanlage gegenüber sonstigen Innovationen dadurch zu privilegieren, dass bei ihnen geringere Anforderungen an ein „Erproben“ gestellt würden, seien nicht ersichtlich. Die insoweit seitens der Beschwerdeführerin angeführte Passage aus den Gesetzesmaterialien sei aus dem Kontext gerissen. Die Notwendigkeit einer Privilegierung könne auch nicht aus dem Sinn und Zweck des § 3 Nr. 6 WindSeeG hergeleitet werden. Dieser verfolge zwar das Ziel, die Entwicklung neuer Anlagen zu erleichtern und so den Forschungs- und Entwicklungsstandort zu unterstützen. Nähme man aber an, dass trotz Scheiterns der Errichtung die gegenständlichen Anlagen als Pilotwindenergieanlagen einzustufen seien, so würde einem anderen Marktteilnehmer, der in der Lage wäre, Monopfähle erfolgreich vollständig einzuvibrieren, die Möglichkeit genommen, einen entsprechenden Beschluss nach § 93 WindSeeG mit anschließender Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 WindSeeG einzuholen. Das Scheitern eines innovativen Errichtungsprozesses dürfe in der Folge nicht den Zahlungsanspruch nach § 94 Abs. 1 WindSeeG für tatsächlich innovativ errichtete Windenergieanlagen anderer Marktteilnehmer sperren.
Etwaige durch die Errichtung der Anlagen entgegen der Vorgaben des Beschlusses vom 17. Dezember 2018 gewonnene wissenschaftliche Zusatzerkenntnisse rechtfertigten kein anderes Ergebnis. So bleibe der sehr viel wichtigere Erkenntnisgewinn bezogen auf die Standfestigkeit der Anlagen nach einem vollständigen Einvibrieren unter Einbeziehung eines SEPS außen vor, weil ein solcher durch das Nachrammen per Impulsrammung abgeschnitten worden sei.
Der Zahlungsanspruch des § 94 Abs. 1 WindSeeG verfolge insbesondere den Zweck, wirtschaftliche Nachteile, die durch einen unregelmäßigen Betrieb der Windenergieanlage aufgrund gesteigerter Unsicherheit im Rahmen von innovativen Technologien entstünden, auszugleichen. Vorliegend bestünden jedoch keine solchen Unwägbarkeiten, da letztlich eine Errichtung auf herkömmliche Art und Weise vorgenommen worden sei. Es könne aber nicht im Sinne des Gesetzgebers sein, eine Technologie zu fördern, die bereits existiere. Anderenfalls drohe zusätzlich die Gefahr, dass die Anforderungen des § 3 Nr. 6 WindSeeG verwässerten und in der Folge innovative Projekte gemäß § 93 WindSeeG beantragt würden, die in der Praxis nur schwer umzusetzen wären. Hierbei sei zu beachten, dass eine Art „Umsetzbarkeitsprüfung“ im Rahmen von § 93 WindSeeG seitens der Regulierungsbehörde nicht vorgenommen werde. Die Umsetzbarkeit des Vorhabens liege einzig und allein in der Risikosphäre des Anlagenbetreibers.
Gegen die Annahme, dass bereits der Versuch einer Innovation ausreiche, spreche auch das vom Gesetzgeber gewählte Förderungsregime. Der Betreiber der Pilotwindenergieanlage auf See erhalte eine erhöhte Förderung für die eingespeisten Strommengen. Könne eine Anlage nicht erfolgreich installiert werden und werde deshalb mit dieser kein Strom erzeugt, bleibe eine Förderung aus.
Schließlich reiche auch die erfolgreiche Installation des SEPS allein nicht aus, um eine erfolgreiche Erprobung einer wesentlichen, weit über den Stand der Technik hinausgehenden Innovation zu begründen. Der SEPS isoliert stelle schon keine Innovation i.S.d. Feststellungsbeschlusses BK… dar. Denn auch wenn dieser Teil der Innovation maßgeblich für die positive Feststellungsentscheidung gewesen sei, hänge er doch untrennbar mit der Methode des vollständigen Einvibrierens zusammen. So habe der Sachverständige L. in seinem Gutachten den SEPS nicht als eigenständige Innovation, sondern vielmehr als notwendiges Ausgleichelement zu den Nachteilen der Vibrationsrammung hervorgehoben. Jedenfalls könne nicht von dessen Erprobung ausgegangen werden, weil die Beurteilung seiner Wirksamkeit letztlich davon abhinge, dass die gegenständlichen Monopfähle vollständig einvibriert worden wären.
Gegen diesen Beschluss richtet sich die Beschwerdeführerin mit ihrer fristgerecht eingelegten und begründeten Beschwerde und macht geltend, die Bundesnetzagentur habe sich zu Unrecht geweigert, ihr eine Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 Satz 2 WindSeeG auszustellen.
Der Gesetzgeber habe die Ausstellung einer solchen Bescheinigung nicht im Sinne einer zwingend einzuhaltenden Bedingung von der Übereinstimmung mit den Vorgaben des Feststellungsbeschlusses nach § 93 WindSeeG abhängig gemacht, sondern auch im Nachweisverfahren ausschließlich auf die materiellen tatbestandlichen Voraussetzungen einer Pilotwindenergieanlage abgestellt, wie sie in § 3 Nr. 6 WindSeeG legaldefiniert seien. Der Wortlaut der Norm sei insoweit eindeutig. Auch ihr Sinn und Zweck geböten die von der Bundesnetzagentur bevorzugte Auslegung nicht, eine solche verkürze im Gegenteil den gesetzlichen Zahlungsanspruch nach § 94 WindSeeG in unzulässiger Art und Weise. Der gesetzgeberische Sinn und Zweck des Feststellungsbeschlusses liege allein in der Einräumung eines planungssicheren Optionsrechts dergestalt, dass sich ein Entwickler sicher sein könne, dass eine in Übereinstimmung mit dem Feststellungsbeschluss errichtete Anlage später als Pilotwindenergieanlage anerkannt werde. Dagegen lege der Feststellungsbeschluss nicht verbindlich fest, dass jede hiervon abweichend errichtete Anlage keine Pilotwindenergieanlage nach § 3 Nr. 6 WindSeeG sei. Schließlich sei ausweislich der Gesetzesbegründung das Nachweisverfahren zur Angleichung an die Bestimmungen des EEG 2017 zu Pilotwindenergieanlagen an Land in das WindSeeG eingeführt worden. Die einschlägigen Bestimmungen für solche Anlagen sähen indes überhaupt kein zweistufiges Verfahren, sondern nur ein einstufiges Nachweisverfahren in § 22a Abs. 3 EEG vor, in dem die tatbestandlichen Voraussetzungen für Pilotwindenergieanlagen an Land nach § 3 Nr. 37 Buchst. a und Buchst. b EEG überprüft würden.
Zwar stimme sie der Bundesnetzagentur darin zu, dass die Normen des § 93 und des § 94 Abs. 5 WindSeeG in einem „logisch sinnvollen Stufenverhältnis“ zueinander stünden. Dieses bestehe aber nicht im Sinne einer umfassend bindenden Vorfestlegung aller tatbestandlichen Voraussetzungen des § 3 Nr. 6 WindSeeG, sondern im Sinne einer Abschichtungssystematik, welche die Frage der hinreichenden und nachweislichen Erprobung erst dem Verfahrensstadium des § 94 Abs. 5 WindSeeG zuweise. So könne ein vorlaufender Beschluss wie der nach § 93 WindSeeG schon in zeitlicher Hinsicht lediglich die zu erprobende Innovation verbindlich determinieren, nicht aber die spätere Erprobung selbst. Für die verbindliche Vorgabe des Erfolgs- oder Umsetzungsgrads der Erprobung fehle die gesetzliche Grundlage. Stattdessen sollten die nach § 93 Satz 2 WindSeeG beizubringenden Nachweise der Bundesnetzagentur – neben der Prüfung, ob es sich um „eine der ersten drei Anlagen eines Typs“ handele – allein die Prüfung ermöglichen, ob eine „wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation“ vorliege.
Die mit der SEPS-Errichtung kombinierten Vibrationsgründungen im Windpark X erfüllten die Voraussetzungen einer Pilotwindenergieanlage nach § 3 Nr. 6 WindSeeG.
Die Bundesnetzagentur habe bereits im Feststellungsverfahren bestätigt, dass dieses kombinierte Errichtungskonzept eine erstmalige und weit über den Stand der bisherigen Technik hinausgehende Innovation darstelle. Dabei sei es für die sachverständige Anerkennung der Pilotwindenergieanlageneigenschaft nicht darauf angekommen, ob ein vollständiges oder nur teilweises Einvibrieren erfolge, da ohnehin bereits komplett einvibrierte Gründungspfähle in anderen Offshore-Windprojekten errichtet worden seien (wenngleich diese mit Blick auf die räumlichen Begebenheiten, die vibrierten Gründungspfahl-Dimensionen sowie die Zielrichtung und Auswertung der jeweiligen Errichtungsvorgänge nicht mit der Erprobung im Windpark X verglichen werden könnten); das Alleinstellungsmerkmal des hiesigen Pilotversuchs sei stattdessen in der Verwendung des SEPS als einer Innovation „first of its kind“ gesehen worden. Auch das BSH habe als zuständige Genehmigungsbehörde den „hohen Innovationsgrad“ des hiesigen Kombinationsmodells explizit bestätigt (Anlage B 25).
Schon der Versuch einer Errichtungsinnovation sei vom „Erprobungsbegriff“ in § 3 Nr. 6 WindSeeG erfasst und nicht erst der vollumfängliche Innovationserfolg. Dies gelte jedenfalls dann, wenn hiermit ein zusätzlicher Erkenntnisgewinn einhergehe.
Hierfür streite das allgemeine Begriffsverständnis. Unter Berücksichtigung des allgemeinen Sprachgebrauchs bezeichne der Begriff des „Erprobens“ den Versuch einer Prüfung und gerade nicht das positive Ergebnis derselben. Selbst das Bundesverfassungsgericht (Beschl. v. 18.07.2005 – 2 BvF 2/01, juris Rn. 175) verstehe den Begriff der Erprobung nicht im Sinne vollständiger Erreichung eines vorab final festgelegten Zielzustands, sondern als Vorgehen zur Überprüfung einer Prognose, was das Fehlgehen dieser Prognose einschließe.
Für die von ihr vertretene Auslegung lasse sich zudem die gesetzgeberische Begriffsverwendung in anderen Regelungskontexten anführen. Der Gesetzgeber gebrauche, wie beispielhaft die Vorschriften der § 2 Abs. 3 Satz 1 der 4. BImSchV und § 1 des Gesetzes über den Bau und den Betrieb von Versuchsanlagen zur Erprobung von Techniken für den spurgeführten Verkehr zeigten, den Begriff der „Erprobung“ typischerweise immer dann, wenn ein „Versuchen“, also ein ernstliches Bemühen zur Umsetzung bislang nicht hinreichend erprobter Techniken gemeint sei.
Gestützt werde ihr Auslegungsverständnis auch durch die Gesetzgebungshistorie. Der Gesetzgeber habe sich bei der Kodifikation von § 3 Nr. 6 WindSeeG explizit an der Regelungsstruktur für sog. Forschungswindenergieanlagen i.S.d. § 3 Nr. 37 Buchst. b EEG orientiert, die gerade nicht eine bestimmte Eigenschaft „aufweisen“, sondern lediglich eine bestimmte Innovation „erproben“ müssten. Für eine gesetzgeberisch gewollte Parallelität beider Anlagentypen sprächen auch die mit § 22a Abs. 3 EEG deckungsgleiche Regelung des Nachweisverfahrens in § 94 Abs. 5 WindSeeG, die Vorschrift des § 51 Abs. 2 EEG sowie die Übergangsvorschrift des § 100 Abs. 1 Nr. 1 Buchst. c EEG.
Darüber hinaus bedinge der generelle Innovationsförderungszweck des Regimes für Pilotwindenergieanlagen, dass im Falle des „innovativen Scheiterns“ ebenfalls eine staatliche Risikoübernahme zu garantieren sei. Anderenfalls hätten Vorhabenträger keinerlei Incentivierung mehr, kostspielige, weil weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovationen erstmals zu erproben, da sie nur bei vollständigem Erprobungserfolg eine Kompensation ihrer Zusatzkosten erhielten. Sicher planbare Innovationsansätze verfolgten Vorhabenträger schon aus Eigeninteresse am technologischen Fortschritt. Die Annahme der Bundesnetzagentur, primärer Zweck des Zahlungsanspruchs nach § 94 WindSeeG sei es, die durch einen unregelmäßigen Betrieb entstehenden wirtschaftlichen Nachteile auszugleichen, überzeuge nicht. Der Ausgleich wirtschaftlicher Betriebsnachteile möge ein einzelner Unteraspekt der gesetzgeberischen Intention gewesen sein, könne aber nicht als ausschließlicher Normzweck verstanden werden, denn anderenfalls wäre die gesetzgeberische Ausgestaltung des Pilotwindenergieregimes im höchsten Maße widersprüchlich erfolgt. So zögen die in § 3 Nr. 6 WindSeeG explizit angesprochenen Erprobungen im Bereich der Gründungsstrukturen überhaupt keinen „unregelmäßigen Betrieb“ nach sich. Vielmehr wirkten sich die gesteigerten Unsicherheiten durch die Erprobung eines innovativen Gründungsverfahrens allein während des Errichtungsvorgangs aus und zwar nicht nur im Fall der erfolgreichen, d.h. vollständigen Erprobung, sondern in gleicher Weise beim Erprobungsversuch.
Eine positive Bescheidung ihres Begehrens gehe auch nicht mit einer Sperrwirkung zu Lasten späterer vollständig erfolgreicher Vibrationsversuche einher, da in beiden Fällen eine innovative Errichtungstechnologie i.S.d. § 3 Nr. 6 WindSeeG erprobt werde, aber die jeweiligen Erprobungssachverhalte und vor allem auch die jeweiligen Erprobungserkenntnisse nicht deckungsgleich ausfielen (teilweise Erprobung vs. vollständige Erprobung). Stattdessen nur den späteren und vollständigen Errichtungsversuch mit dem erhöhten Zahlungsanspruch nach § 94 WindSeeG zu honorieren, obwohl regelmäßig der ganz überwiegende Teil der Innovationskosten bereits beim Erstversuch anfalle und der später erfolgreiche, d.h. vollständige Errichtungsvorgang mit lediglich geringen eigenen Zusatzkosten auf die bereits zuvor vorhandenen Zusatzerkenntnisse „aufsatteln“ könne, entspräche dem Prinzip „the winner takes it all“ und stünde konträr zum Innovationsförderungszweck der §§ 3 Nr. 6, 93, 94 WindSeeG. Kein Vorhabenträger würde in diesem Fall mehr eine Innovation erproben, sondern nur auf bewährte oder zumindest in der Vergangenheit hinreichend ersterprobte Verfahren aufsetzen.
Ebenso fehle es jedenfalls für Errichtungsinnovationen betreffend die Gründungsstrukturen an jeglicher rechtlichen Grundlage, um deren Anerkennungsfähigkeit an einen Wirksamkeitsnachweis „im Betrieb“ zu knüpfen. Ob eine neuartige Gründungstechnologie mit Erfolg eingesetzt worden sei, sei keine Frage des späteren Anlagenbetriebs, sondern müsse bereits vor Inbetriebnahme zweifelsfrei feststehen, da anderenfalls kein sicherer Anlagenbetrieb zu gewährleisten sei. Die Erprobungserkenntnisse würden hier bereits durch den Errichtungsvorgang als solchen gewonnen. Entgegen der Annahme der Bundesnetzagentur gehe es insoweit nicht um eine Privilegierung von Gründungsinnovationen gegenüber anderen Innovationsansätzen, sondern um ein sachgerecht am jeweiligen Innovationstyp ausgerichtetes Erprobungsverständnis. So werde auch in Bezug auf die Berichtspflicht nach § 95 Abs. 4 WindSeeG nach Auffassung der Literatur anhand des jeweiligen Innovationszwecks differenziert und eine Pflicht zur Vorlage eines Berichts nicht generell erst nach Inbetriebnahme bejaht. Gerade bei Errichtungsinnovationen werde vielmehr eine Vorlage schon bald nach Errichtung als zielführend angesehen.
Auch das gesetzgeberisch vorgesehene Vergütungsmodell lasse keinen Rückschluss auf die Nichtanerkennungsfähigkeit von Errichtungsversuchen zu. Zwar treffe es zu, dass ein späterer Anlagenbetrieb eine notwendige Grundvoraussetzung für den Zahlungsanspruch nach § 94 Abs. 1 WindSeeG darstelle. Dafür, dass sich deswegen die erprobte Innovation auch noch auf den späteren Betrieb auswirken müsse, sei im System des Pilotwindanlagenregimes aber kein Anhalt ersichtlich. Im Gegenteil habe sich der Gesetzgeber im Zuge der WindSeeG-Normierung bewusst gegen das Merkmal des „Aufweisens“ von Innovation entschieden.
Der von der Bundesnetzagentur befürchteten Verwässerung im Hinblick auf die tatbestandlichen Anforderungen in § 3 Nr. 6 WindSeeG lasse sich schließlich dadurch effektiv begegnen, dass nicht ausnahmslos jede gescheiterte Innovation mit einem Zahlungsanspruch nach § 94 Abs. 1 WindSeeG einhergehe, sondern im Falle des Errichtungsversuchs der zusätzliche wesentliche Erkenntnisgewinn das entscheidende Abgrenzungskriterium für die Anerkennung der Pilotwindanlageneigenschaft sei. Unter Berücksichtigung einer solch differenzierten Betrachtung blieben förderungswürdige und nicht förderungswürdige Errichtungsversuche in jedem Fall rechtssicher voneinander abgrenzbar. Anderenfalls hätte es der Einräumung von Ermessen im Rahmen des § 94 Abs. 5 WindSeeG auch gar nicht bedurft.
Bezogen auf die in Rede stehenden Anlagen … im Windpark X sei ein solcher wesentlicher Erkenntnisgewinn zu verzeichnen. Die Erprobung der SEPS-Vibrationsgründung habe, wozu sie im Einzelnen näher ausführt, zahlreiche Neuerkenntnisse für die konkrete Errichtungspraxis mit sich gebracht, was zunächst die Wahl der Gründungstechnologie sowie die Bodenanalyse im Vorfeld der Installation betreffe. Daneben sei aber auch der Installationsvorgang von Vibrationsgründungen selbst verbessert worden und habe die Erprobung Erkenntnisse für das Design des Pfahlschuhs gebracht. Es seien zudem wichtige Erkenntnisse für etwaige Schallschutzmaßnahmen gewonnen worden. Die Erkenntnisse habe sie, was die Bundesnetzagentur auch nicht bestreitet, nach Abschluss der Erprobung in einem öffentlichen Workshop mit der gesamten Offshore-Industrie geteilt, und auf diese Weise einen möglichst breiten Erkenntnisgewinn ermöglicht. Ferner seien zuvor theoretisch entwickelte Simulations- und Prognosemodelle anhand von Praxisdaten validiert und optimiert worden, so dass auf ihrer Grundlage nun standortspezifische Eindringprognosen für vibrierte Gründungspfähle möglich seien. Darüber hinaus habe aufgrund der bei X gewonnenen Daten ein Vorhersagemodell für die Ausbreitung des vibrationsbedingten Dauerschalls entwickelt werden können, das bereits derzeit bei anderen Offshore-Windprojekten, die ebenfalls die Vibrationsgründung anwenden wollten, genutzt werde. Des Weiteren würden im Windpark X (weiterhin) Erkenntnisse zum Tragverhalten einvibrierter Gründungspfähle gesammelt; hierfür entwickelte numerische Modelle könnten auf Basis dieser Datenlage validiert werden. Zudem habe im Rahmen der ökologischen Auswertung der Vibrationsgründung von X bestätigt werden können, dass die schallbezogenen Auswirkungen der Vibrationsgründung auf Schweinswale nicht so weit reichten wie bei der Impulsrammung. Schließlich belegten internationale Nachfolgeprojekte, Datenanfragen aus dem Ausland sowie die Vorstellung der X-Erkenntnisse auf internationalen Fachtagungen, dass die Erprobungserkenntnis auch über den deutschen Markt hinaus Berücksichtigung fänden und damit im Hinblick auf die gesamte Offshore-Errichtungsindustrie zu einem entscheidenden Wissensfortschritt für die Etablierung der Vibrationsgründung geführt hätten.
Von einer „erfolglosen Erprobung“ könne nach alledem nicht die Rede sein, vielmehr komme dem im Windpark X erprobten Gründungsansatz die entscheidende Schlüsselfunktion für den Wechsel von der bisherigen Impulsrammung auf die alternative Errichtungsmethode der ökonomisch und ökologisch vorteilhaften Vibrationsgründung zu.
Zur Erzielung dieser Erkenntnisse habe sie erhebliche wirtschaftliche Nachteile in Kauf genommen. Die erprobungsbedingten Zusatzkosten beliefen sich auf … EUR und seien – zumindest teilweise – mit dem Zahlungsanspruch nach § 94 Abs. 5 WindSeeG auszugleichen.
Jedenfalls aber habe sie einen Anspruch auf Ausstellung der Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 WindSeeG, weil bei allen drei Anlagen … die Innovation in Gestalt eines SEPS vollständig umgesetzt worden sei.
Schon das isolierte Einbringen des SEPS für sich gesehen stelle eine Innovation i.S.d. § 3 Nr. 6 WindSeeG dar. Dieser Bewertung stehe der Feststellungsbeschluss vom 17. Dezember 2018 mangels Bindungswirkung nicht entgegen, ungeachtet dessen, dass dieser dahingehend auszulegen sei, dass zwar die Pilotwindenergieanlageneigenschaft im Falle des isolierten Einvibrierens ohne SEPS, nicht hingegen umgekehrt im Falle der Verwendung eines SEPS ohne vollständiges Einvibrieren habe ausgeschlossen werden sollen. Vielmehr habe der SEPS ausweislich der damaligen behördlichen Begründung die maßgebliche Innovation i.S.d. § 3 Nr. 6 WindSeeG dargestellt.
Der SEPS sei darüber hinaus an allen drei Standorten erfolgreich eingebracht worden und isoliert auf ihn bezogen seien zentrale Erprobungserkenntnisse gesammelt worden. Kernbefund sei dabei gewesen, dass der SEPS mit hoher Wahrscheinlichkeit die vollständige Vibrationstiefe im Windpark X verhindert habe. Durch diesen Negativbefund könnten zukünftige Projektentwickler erneute Vibrationshemmnisse von vornherein ausschließen.
Ihrem Anspruch stehe auch nicht das im Gesetzeswortlaut angelegte behördliche Ausstellungsermessen entgegen. Denn die Norm des § 94 Abs. 5 WindSeeG sehe nach allgemeinem Auslegungsverständnis für den Fall, dass die jeweiligen Tatbestandsvoraussetzungen erfüllt sind, kein freies behördliches Ermessen vor, jedenfalls sei dieses in derartigen Antragskonstellationen auf Null reduziert.
Die Beschwerdeführerin beantragt,
die mit Beschluss der Bundesnetzagentur vom 9. September 2024 unter dem Az. BK…-Nachweis getroffene Ablehnungsentscheidung aufzuheben und die Bundesnetzagentur dazu zu verpflichten, die am 4. März 2024 beantragte Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 Satz 2 WindSeeG für die Windenergieanlagen auf See … im Windpark X zugunsten der Beschwerdeführerin auszustellen.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Sie verteidigt den angegriffenen Beschluss unter Wiederholung und Vertiefung seiner Gründe. Der Antrag der Beschwerdeführerin auf Ausstellung einer Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 WindSeeG sei bereits deshalb abzulehnen gewesen, weil die in Rede stehenden Windenergieanlagen nicht die Eigenschaften aufwiesen, die im Beschluss vom 17. Dezember 2018 als maßgeblich für die Einstufung als Pilotwindenergieanlage i.S.d. § 3 Nr. 6 WindSeeG festgelegt worden seien. Für eine ohne vorherigen Feststellungsbeschluss oder in Abweichung von diesem errichtete Windenergieanlage könne keine Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 Satz 2 WindSeeG ausgestellt werden, da im Rahmen dieses (bloßen) Nachweisverfahrens keine eigenständige, vollständig neue Prüfung der Einstufung einer Anlage als Pilotwindenergieanlage erlaubt sei.
Zwar ergebe sich dieses Stufenverhältnis von § 93 und § 94 Abs. 5 WindSeeG nicht mit größtmöglicher Klarheit aus den im Gesetz verwendeten Formulierungen. Zumindest aber legten das in § 94 Abs. 5 WindSeeG verwendete Wort „Nachweis“ und die in § 93 WindSeeG verwendeten Begriffe „Feststellung“ und „belegen“ nahe, dass der Gesetzgeber die Prüfprogramme beider Normen nicht identisch verstanden wissen wolle.
Die systematische Auslegung bestätige dies. Während dem Verfahren nach § 93 WindSeeG ein eigener Paragraph gewidmet sei, behandle § 94 WindSeeG das in Absatz 5 geregelte Nachweisverfahren nur als eine der zu beachtenden Verfahrensmodalitäten zur Erlangung des Zahlungsanspruchs. Für die hervorgehobene Stellung des § 93 WindSeeG spreche auch das (nur dort) gesetzlich normierte Erfordernis, das Einvernehmen mit dem BSH zu suchen. Zudem komme der Bundesnetzagentur im Rahmen von § 93 WindSeeG ein Beurteilungsspielraum hinsichtlich der Ausfüllung der gesetzlichen Vorgaben zu, während § 94 Abs. 5 Satz 2 WindSeeG auf Rechtsfolgenseite als „kann“-Vorschrift ausgestaltet sei. Schließlich habe § 118 Abs. 19 EnWG in der bis zum 21. Juli 2017 geltenden Fassung vorgesehen, dass der Anspruch auf Kapazitätszuweisung unter der Bedingung einer positiven Bescheidung der Anlage als Pilotwindenergieanlage durch die Bundesnetzagentur im Benehmen mit dem BSH gestanden habe, was die hervorgehobene Rolle des Verfahrens nach § 93 WindSeeG unterstreiche.
Auch erscheine es sinnwidrig, das komplexe und erhebliche Ressourcen beanspruchende Feststellungsverfahren nach § 93 WindSeeG letztlich nur als weitgehend unverbindlich zu betrachten und regelmäßig eine erneute, ebenso komplexe Prüfung nach § 94 Abs. 5 WindSeeG vorzusehen. Eine solche Duplizierung des behördlichen Prüfaufwands könne der Gesetzgeber nicht gewollt haben.
Die Planungssicherheit, auf die sich die Beschwerdeführerin als (einzigen) Grund für die Existenz des § 93 WindSeeG berufe, dürfe nicht verengt auf den Windparkbetreiber allein verstanden werden. Auch der Anschlussnetzbetreiber und ggf. andere Stakeholder hätten einen Anspruch auf Planungssicherheit dahingehend, dass die Pilotwindenergieanlage wie im Feststellungsbeschluss zugrunde gelegt realisiert werde. Entsprechend heiße es in der Gesetzesbegründung, die Feststellung solle dazu dienen, Planungs- und Rechtssicherheit für alle Beteiligten zu schaffen. Zudem stünde es dem Projektträger frei, im Falle von Designänderungen hin zu einer ebenfalls wesentlich über den Stand der Technik hinausgehenden Innovation einen neuen Antrag nach § 93 WindSeeG auch noch im laufenden Errichtungsprozess oder nach der Errichtung zu stellen.
Weiter sprächen praktische Gründe für ein im Vergleich zu Windenergieanlagen an Land (§ 22a EEG) differenziertes Prüfverfahren. Denn die Errichtung von Offshore-Anlagen sei deutlich komplexer und aufwendiger, und ihr Standort auf See in teils über 100 km Entfernung von der Küste erschwere es den Behörden bzw. dem anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber oder mache es diesen gar unmöglich, die Anlagen selbst während Bau oder Betrieb in Augenschein zu nehmen. Die separate Nachweisführung im Rahmen eines gesonderten behördlichen Verfahrens nach § 94 Abs. 5 WindSeeG spiegele diesen Umstand wider.
Ungeachtet dessen scheitere das Begehren der Beschwerdeführerin am Tatbestandsmerkmal der „Erprobung“. Nur die Errichtung von Windenergieanlagen auf See, welche die innovativen Eigenschaften realisierten, erfülle die Voraussetzungen an eine Erprobung i.S.v. § 3 Nr. 6 WindSeeG.
Die Notwendigkeit der Inbetriebnahme der Innovation für die Erfüllung des Tatbestandsmerkmals der „Erprobung“ folge zum einen aus einer systematischen Auslegung der Norm. Bereits die grundlegende Konzeption des Förderregimes mit einem Zahlungsanspruch nach § 94 Abs. 1 WindSeeG und damit einer erhöhten Förderung (nur) für die eingespeisten Strommengen, spreche dafür, dass der Gesetzgeber bei den förderungswürdigen Anlagen solche vor Augen gehabt habe, deren innovativen Eigenschaften sich im Betrieb unter Beweis stellten. Wenn der Gesetzgeber technische Neuerungen unabhängig vom Erfolg einer späteren Inbetriebnahme hätte fördern wollen, hätten andere Förderungsinstrumente (wie z.B. Zuschüsse) diesen Effekt deutlich einfacher erzielen können. Zum anderen fordere § 95 Abs. 4 WindSeeG vom Betreiber die Vorlage eines Erfahrungsberichts „nach Errichtung und Inbetriebnahme der Pilotwindenergieanlagen auf See“. Ein Erfahrungsbericht sei aber nur umfassend aufschlussreich, wenn er Erfahrungen aus dem Regelbetrieb enthalte.
§ 3 Nr. 6 WindSeeG sei in seinem eigenen Kontext auszulegen, eine Gleichsetzung mit § 3 Nr. 37 Buchst. b EEG dagegen untunlich. Der Gesetzentwurf des WindSeeG und EEG 2016 (BT-Drs. 18/8832), der noch die Terminologie „Prototyp“ anstelle von „Pilotwindengerieanlage“ in § 3 Nr. 6 WindSeeG und § 3 Nr. 37 EEG verwendet habe, habe ausdrücklich Prototypen von (zu diesem Zeitpunkt noch nicht normierten) Forschungswindanlagen abgegrenzt. Dabei sei es auch nach der im Laufe des Gesetzgebungsverfahrens des WindSeeG vollzogenen terminologischen Änderung von „Prototyp“ hin zu „Pilotwindenergieanlage“ geblieben. Ohnehin könnten die in Rede stehenden Windenergieanlagen auf See gar nicht unter § 3 Nr. 37 Buchst. b EEG subsumiert werden, da sie zu einem vorwiegend wirtschaftlichen Zweck betrieben würden; überdies ginge der Gesetzgeber selbst bei Pilotwindenergieanlagen mit Forschungscharakter i.S.d. § 3 Nr. 37 Buchst. b EEG davon aus, dass diese in Betrieb genommen würden und Strom erzeugten.
Auf eine Erprobung im Betrieb könne auch bei Gründungstechnologien nicht verzichtet werden. Das Gesetz gebiete eine differenzierte Betrachtungsweise je nach Art der Innovation nicht. Aus den Gesetzesmaterialien zu § 118 Abs. 19 EnWG a.F. folge dies nicht. Die dort verwandte Formulierung „Errichtung“ meine die Installation jedweder Pilotwindenergieanlage und nicht nur die das Fundament der Pilotwindenergieanlage betreffenden Innovationen. Eine Differenzierung stehe auch nicht in Einklang mit dem Regelungsziel des § 118 Abs. 19 EnWG a.F. Im Gegenteil illustriere die Norm, dass ein Anlagenbetreiber einstweilen erlangte Vorteile aus der Eigenschaft als Pilotwindenergieanlage durchaus nachträglich wieder verlieren könne, wenn deren Realisierung scheitern sollte. Mit dem Zeitpunkt der Errichtung der Windenergieanlage sei der Beweis der Gebrauchstauglichkeit der innovativen Gründungsstruktur zudem keineswegs schon hinreichend erbracht. Beispielsweise erzeuge erst der Betrieb der Windenergieanlage relevante Daten über die Tragfähigkeit des Gründungspfahls.
Etwas Anderes ergebe sich nicht mit Blick auf den von §§ 93 ff. WindSeeG intendierten Innovationsanreiz. Dieser liege nicht in der „blinden“ Förderung jedweder technischen Innovation, sondern habe auch die Interessen der umlagepflichtigen Allgemeinheit in den Blick zu nehmen, § 1 Abs. 2 Satz 2 WindSeeG, § 1 Abs. 3 EEG. In der Folge trage der Anlagenbetreiber das Umsetzungsrisiko der technischen Neuerung und würden durch den garantierten Zahlungsanspruch nach § 94 Abs. 1 WindSeeG nur die etwaigen Unregelmäßigkeiten im Betrieb einer mit noch nicht vollständig ausgereiften Komponenten versehenen Pilotwindenergieanlage ausgeglichen. Der Verlust jeglicher Anreize zur Innovation gehe damit nicht einher. Wie auch in anderen Bereichen stünden der Beschwerdeführerin die Instrumente des gewerblichen Rechtsschutzes zur Verfügung, um ihre gewonnenen Erkenntnisse entweder exklusiv für sich zu nutzen oder im Wege der Lizenzierung zu monetarisieren. Auch habe jeder Errichter bzw. Entwickler von Offshore-Windparks ein hohes eigenes Interesse, die Wirtschaftlichkeit seines Projekts durch Verfolgen innovativer Ansätze und Methoden zu erhöhen.
Schon aus Gründen der Rechtssicherheit könne nicht zwischen einem (weiterhin pilotförderungswürdigen) teilweisen/graduellen und einem (nicht mehr pilotförderungswürdigen) vollständigen Scheitern der Erprobung unterschieden werden. Die Art bzw. das Maß der gewonnenen ingenieurwissenschaftlichen Erkenntnisse sei hierfür kein taugliches Abgrenzungskriterium.
Bei unterstellter Richtigkeit der Rechtsauffassung der Beschwerdeführerin entfalte die zu erteilende Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 WindSeeG zudem eine – offensichtlich sinnwidrige – Sperrwirkung für nachfolgende, erfolgreiche Erprobungen der vollständigen Vibrationsrammung in Kombination mit einem SEPS. Dies ergebe sich bereits aus dem Wortlaut des § 3 Nr. 6 WindSeeG, wonach nur die ersten drei Windenergieanlagen auf See, mit denen eine Innovation erprobt werde, Pilotwindenergieanlagen sein könnten. Einen weiteren Projektträger für eine im Wesentlichen gleiche Innovation erneut zu privilegieren, sei auch nicht mit dem in der Gesetzesbegründung geforderten Technologiesprung zu vereinbaren. Letztlich würde damit nur ein Anreiz gesetzt, „halbgare“ Lösungen zu „erproben“, statt bis zu einer erfolgversprechenden Entwicklungsstufe voranzutreiben. Die Beschwerdeführerin bedürfe zudem gar keines besonderen Schutzes, da es ihr freistehe, die behaupteten Zusatzerkenntnisse aus der gescheiterten vollständigen Vibration als Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zu schützen und eigene Folgeforschungen anzustellen. Das von ihr heraufbeschworene Risiko des Trittbrettfahrens Dritter bestehe so nicht.
Schließlich stellten die letztlich errichteten Windenergieanlagen auch nicht ihrerseits eine wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation dar. Der Sachverständige L. sei in seinem Gutachten vom 13. November 2018 zu dem Ergebnis gelangt, dass nur das vollständige Einvibrieren in Kombination mit dem SEPS als wesentliche technische Neuerung angesehen werden könne. So sei in mehreren Windparks in Nord- und Ostsee, u.a. auch bei den deutschen Offshore-Windparks Riffgat und Global Tech 1, das Gründungsverfahren der Teileinvibration mit anschließender Impulsrammung bereits zuvor eingesetzt worden. Auch sei es nicht mit hinreichenden wirtschaftlichen oder ökologischen Vorteilen im Vergleich zur etablierten Bauweise verbunden gewesen. Das Errichterschiff habe weiterhin einen hydraulischen Hammer mit sich führen müssen, es habe aufgrund der längeren Dauer der Gründungspfahl-Gründungen entsprechende Rücksicht auf Wetterfenster genommen werden müssen und mit der abschließenden Impulsrammung seien entsprechende Schallimmissionen einhergegangen. Auch habe die Beschwerdeführerin ein Pfahldesign entwickeln müssen, das den eingesetzten Kräften der Impulsrammung habe standhalten können. Konsequenz all dessen seien erhebliche wirtschaftliche Nachteile … gewesen.
Das Ausbleiben der im Sachverständigengutachten vom 13. November 2018 ausgeführten wirtschaftlichen und ökologischen Vorteile könne auch nicht durch etwaige Zusatzerkenntnisse – selbst bei unterstellter Richtigkeit der ihnen seitens der Beschwerdeführerin zugeschriebenen grundlegenden Bedeutung – kompensiert werden. Ziel der Förderung von Pilotwindenergieanlagen sei nicht die Gewinnung abstrakter wissenschaftlicher bzw. theoretischer Erkenntnisse, sondern unmittelbare konkrete Verbesserungen in der Praxis mit Blick z.B. auf einen ressourcenschonenderen Materialeinsatz, eine Verringerung von Umweltbeeinträchtigungen oder auf Einsparpotentiale. Die in Rede stehenden Windenergieanlagen vermittelten selbst keine Vorteile, sie seien höchstens äußerst mittelbar förderlich für zukünftige (ungewisse) technische Lösungen, welche den genannten ökologischen und wirtschaftlichen Nutzen möglicherweise dann tatsächlich greifbar aufwiesen.
Auch der SEPS allein könne nicht die Eigenschaft als Pilotwindenergieanlage begründen. Ein dahingehendes Verständnis sei dem Feststellungsbeschluss nicht einmal durch Auslegung zu entnehmen. Überdies diene der Pfahlschuh gerade dem Ausgleich der durch das vollständige Einvibrieren verursachten Bodenverflüssigungen. Die isolierte Einbringung des SEPS ohne vollständiges Einvibrieren sei dagegen sinnlos.
Wegen der weiteren Einzelheiten wird auf die Schriftsätze der Beteiligten nebst Anlagen, die beigezogenen Verwaltungsvorgänge und das Protokoll der Senatssitzung vom 17. September 2025 Bezug genommen.

Entscheidungsgründe:
Die Beschwerde ist zulässig, hat in der Sache aber keinen Erfolg.
I. Die Beschwerde ist als Verpflichtungsbeschwerde gemäß § 103 Abs. 1 WindSeeG i.V.m. § 75 Abs. 3 Satz 1 EnWG statthaft. Sie ist zudem nicht nur am 14. Oktober 2024 innerhalb der Monatsfrist des § 78 Abs. 1 Satz 1 EnWG form- und fristgerecht beim Beschwerdegericht eingelegt, sondern am 14. Februar 2025 auch fristgemäß begründet worden.
II. Die Beschwerde ist indes unbegründet. Zu Recht hat die Bundesnetzagentur den Antrag der Beschwerdeführerin auf Ausstellung einer Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 WindSeeG abgelehnt.
1. Grundsätzlich besteht für Windenergieanlagen auf See ein Förderanspruch gemäß § 19 Abs. 1 EEG 2023 nur, solange und soweit für die jeweilige Windenergieanlage auf See ein von der Bundesnetzagentur erteilter Zuschlag wirksam ist, § 14 Abs. 1 Satz 1 WindSeeG. Pilotwindenergieanlagen auf See dagegen sind nach Maßgabe des WindSeeG von dem Erfordernis des Zuschlags in einem wettbewerblichen Verfahren befreit und haben unabhängig von Ausschreibungen grundsätzlich einen Anspruch auf die Zahlung der Marktprämie oder der Einspeisevergütung, § 14 Abs. 5 i.V.m. § 94 Abs. 1 WindSeeG. Pilotwindenergieanlagen auf See sind nach § 3 Nr. 6 WindSeeG die jeweils ersten drei Windenergieanlagen auf See eines Typs, mit denen nachweislich eine wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation erprobt wird; die Innovation kann insbesondere die Generatorleistung, den Rotordurchmesser, die Nabenhöhe, den Turmtypen oder die Gründungsstruktur betreffen. Für Strom aus Pilotwindenergieanlagen auf See wird darüber hinaus auch eine höhere Einspeisevergütung bzw. Marktprämie gezahlt. Nach § 94 Abs. 2 Nr. 1 WindSeeG entspricht der anzulegende Wert für Pilotwindenergieanlagen auf See, die nach dem 31. Dezember 2020 und vor dem 1. Januar 2026 in Betrieb genommen werden (dieser bildet nach § 3 Nr. 3 EEG 2023 die Grundlage für die Berechnung der Marktprämie, der Einspeisevergütung oder des Mieterstromzuschlags), dem Höchstwert nach § 33 WindSeeG in Höhe von 10 Cent/kWh. Strom aus Pilotwindenergieanlagen auf See wird daher immer mit dem Höchstwert, mithin dem höchsten zulässigen Gebotswert vergütet, die Windenergieanlagen auf See hingegen nur mit dem Zuschlagswert, § 36 WindSeeG, der in der Regel unterhalb des Höchstwertes liegt.
2. Nach § 94 Abs. 5 Satz 1 WindSeeG ist der Nachweis, dass eine Anlage eine Pilotwindenergieanlage nach § 3 Nr. 6 WindSeeG ist, vom Anlagenbetreiber durch eine Bescheinigung der Bundesnetzagentur zu führen. Diese kann die Bescheinigung gemäß § 94 Abs. 5 Satz 2 WindSeeG dem Anlagenbetreiber auf dessen Antrag hin ausstellen, wenn er geeignete Unterlagen einreicht, die nachweisen, dass es sich bei einer Windenergieanlage auf See in der ausschließlichen Wirtschaftszone oder im Küstenmeer um eine Pilotwindenergieanlage handelt.
a) Im Streitfall scheitert der Anspruch der Beschwerdeführerin auf Ausstellung dieser Bescheinigung bereits daran, dass die tatsächlich von ihr errichteten Windenergieanlagen auf See nicht den Vorgaben des Feststellungsbeschlusses vom 17. Dezember 2018 entsprechen.
Der Senat teilt die Ansicht der Bundesnetzagentur, dass das Feststellungsverfahren nach § 93 WindSeeG zwingend vor der Antragstellung i.S.d. § 94 Abs. 5 EnWG zu durchlaufen ist und es Bindungswirkung für das Nachweisverfahren des § 94 Abs. 5 WindSeeG entfaltet (nachfolgend zu aa)) mit der Folge, dass die Bundesnetzagentur für die von der Beschwerdeführerin errichteten Windenergieanlagen keine Bescheinigung auszustellen hat, weil diese nicht den Vorgaben des Feststellungsbeschlusses entsprechen (nachfolgend zu bb)).
aa) Das Stufenverhältnis von Feststellungs- und Nachweisverfahren sowie die Bindungswirkung des Feststellungsbeschlusses folgen aus der gebotenen Auslegung der Regelungen der § 93 und § 94 Abs. 5 WindSeeG nach ihrem Wortlaut, ihrer Systematik und ihrem Inhalt sowie unter Berücksichtigung der Gesetzesmaterialien und der Entstehungsgeschichte der Normen. Gestützt wird dieses Auslegungsergebnis zudem durch den Regelungsgehalt u.a. der § 118 Abs. 19 EnWG a.F. und § 95 WindSeeG.
(1) Zwar spricht der Wortlaut der Normen für sich allein betrachtet dafür, dass die beiden Regelungen unabhängig voneinander die Prüfung und Feststellung bzw. Bescheinigung der Pilotwindenergieanlageneigenschaft ermöglichen. Denn weder in der Vorschrift des § 93 WindSeeG noch in der des § 94 WindSeeG lässt sich ein eindeutiger Hinweis darauf finden, dass für die Geltendmachung eines Zahlungsanspruchs die vorherige Feststellung der Pilotwindenergieanlageneigenschaft in einem Verfahren nach § 93 WindSeeG zwingend erforderlich ist. Auch fordert § 94 Abs. 5 Satz 2 WindSeeG seinem Wortlaut nach (nur) den Nachweis, dass es sich bei der Windenergieanlage auf See um eine Pilotwindenergieanlage handelt, ohne dies dahingehend zu konkretisieren, dass dies (zugleich) eine solche im Sinne des Feststellungsbeschlusses sein muss.
(2) Für ein Stufenverhältnis der beiden Normen streiten indes systematische Erwägungen.
Während dem Verfahren nach § 93 WindSeeG ein eigener Paragraph gewidmet ist, der die amtliche Überschrift „Feststellung einer Pilotwindenergieanlage auf See“ trägt, behandelt § 94 WindSeeG das in dessen Absatz 5 geregelte Nachweisverfahren (nur) als eine der zu beachtenden Verfahrensmodalitäten zur Erlangung des Zahlungsanspruchs. Eine solche gesetzliche Ausgestaltung wäre für zwei gleichwertige, voneinander unabhängige Prüfverfahren zumindest ungewöhnlich.
(3) Auch inhaltliche Argumente können für eine vorrangige Bedeutung und Rolle des Verfahrens nach § 93 WindSeeG angeführt werden.
Während die Bundesnetzagentur im Feststellungsverfahren nach § 93 WindSeeG das Einvernehmen mit dem BSH zu suchen hat, ist eine Beteiligung des BSH im Nachweisverfahren des § 94 Abs. 5 WindSeeG nicht vorgesehen. Könnte ein Anlagenbetreiber ebenso gut unmittelbar eine Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 WindSeeG beantragen, würde das Erfordernis des Einvernehmens mit dem BSH unterlaufen, ohne dass ein triftiger Grund dafür ersichtlich ist, im – möglicherweise vor Errichtung der Anlage initiierten – Feststellungsverfahren eine solche Beteiligung zu fordern, im nach der Errichtung initiierten Nachweisverfahren dagegen nicht. Die Fruchtbarmachung der technischen Fachexpertise des BSH stellt einen wichtigen Baustein zur Sicherstellung dar, dass nur tatsächlich wesentlich über den Stand der Technik hinausgehende Windenergieanlagen auf See in den Genuss des Pilotförderregimes kommen. Ein Bedürfnis hiernach besteht aber nicht minder, wenn ein Anlagenbetreiber die Anlage zunächst ohne einen Feststellungsbeschluss i.S.v. § 93 WindSeeG errichtet und erst nach Errichtung um einen Nachweis der Pilotwindenergieanlageneigenschaft nachsucht.
(4) Weiterhin spricht die Normhistorie dafür, dass stets in einem ersten Schritt das Feststellungsverfahren des § 93 WindSeeG zu betreiben ist und dem Feststellungsbeschluss Bindungswirkung für das im Anschluss zu durchlaufende Nachweisverfahren zukommt.
In dem vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie am 14. April 2016 veröffentlichen Referentenentwurf heißt es zur Begründung des § 68 WindSeeG a.F.:
„Für die Anspruchsberechtigung muss zunächst festgestellt sein, dass es sich um einen Prototypen handelt. Definiert ist der Prototyp in § 3 Nummer 6 WindSeeG. Um Planungs- und Rechtssicherheit für alle Beteiligten zu schaffen, stellt die Bundesnetzagentur auf Antrag die Protoypeneigenschaft der betreffenden drei Windenergieanlagen auf See fest. Sie tut dies im Einvernehmen mit dem BSH. Zudem kann sie weitere geeignete öffentliche Stellen oder private Gutachter oder Institutionen heranziehen, ob eine wesentliche technische Neuerung oder Weiterentwicklung vorliegt. Die Nachweispflicht trifft denjenigen, der sich auf die Prototypeneigenschaft beruft. Nach Satz 2 müssen daher mit dem Antrag geeignete Unterlagen eingereicht werden, die die wesentlichen technischen Weiterentwicklungen oder Neuerungen belegen.“
Der Referentenentwurf postulierte somit die Feststellung der Protoypeneigenschaft gemäß § 68 WindSeeG a.F.
In dem Gesetzentwurf vom 21. Juni 2016 (BT-Drs. 18/8860) findet sich die Vorschrift des § 68 WindSeeG a.F. unverändert wieder. Soweit dagegen die Begründung des Referentenentwurfs nur fragmentarisch übernommen worden ist, können hieraus keine für die Beschwerdeführerin günstigen Schlüsse gezogen werden. In Anbetracht dessen, dass die Begründung des Gesetzentwurfes mit dem unvollständigen Satz „6 WindSeeG.“ beginnt, besteht vielmehr Grund zur Annahme, dass lediglich wegen eines Redaktionsversehens im Zuge der vorgenommenen Ergänzungen („…, und zwar sowohl bei Anlagen in der ausschließlichen Wirtschaftszone als auch im Küstenmeer.“, „… und dass es sich um die ersten drei Anlagen eines Typs handelt.“) die beiden ersten Sätze der Begründung nicht bzw. nur unvollständig übernommen wurden. Hierfür spricht ergänzend, dass dieser Gesetzentwurf den Absatz 5 des § 69 WindSeeG a.F. noch nicht vorsah. Hätte der Gesetzgeber also von der im Referentenentwurf geforderten Notwendigkeit einer Feststellung abrücken wollen, wäre zu erwarten gewesen, dass er dies klar zum Ausdruck gebracht hätte. Im weiteren Gesetzgebungsverfahren sind dann zwar aufgrund der Beschlussempfehlung und des Berichts des Ausschusses für Wirtschaft und Energie (BT-Drs. 18/9096) einzelne sprachliche Veränderungen vorgenommen und vor allem der Absatz 5 in § 69 WindSeeG a.F. aufgenommen worden. Soweit es in der Gesetzesbegründung auf Seite 373 heißt, dies erfolge zur Angleichung an die Bestimmungen des EEG 2017 zu Pilotwindenergieanlagen an Land, kann hieraus aber nicht geschlossen werden, der Gesetzgeber habe dem Anlagenbetreiber nunmehr ein Wahlrecht zwischen § 68 und § 69 Abs. 5 WindSeeG a.F. einräumen wollen. Die Beschwerdeführerin konstatiert zu Recht, dass die einschlägigen Bestimmungen für Pilotwindenergieanlagen an Land in § 22a EEG kein zweistufiges Verfahren, sondern nur ein einstufiges Nachweisverfahren in § 22 Abs. 3 EEG vorsehen. Angesichts der Beibehaltung von § 68 WindSeeG a.F. scheidet aber ein vollständiger Gleichlauf der Verfahren bei Pilotwindenergieanlagen auf See einerseits und auf Land andererseits ersichtlich von vornherein aus. Die beabsichtigte Angleichung kann mithin schlüssig nur dahingehend verstanden werden, dass es zur Nachweisführung der Pilotwindenergieeigenschaft einer Bescheinigung der Bundesnetzagentur bedarf. Hätte der Gesetzgeber stattdessen ein gesondertes Verfahren zur Prüfung der Pilotwindenergieeigenschaft etablieren wollen, hätte es nahegelegen, dass er – vergleichbar zur Gesetzesbegründung von § 68 WindSeeG a.F. – näher zum Prüfverfahren (z.B. Möglichkeit zur Heranziehung privater Gutachter oder geeigneter öffentlicher Stellen) ausgeführt hätte.
(5) Das aufgezeigte Verständnis der Normen steht auch im Einklang mit Sinn und Zweck des § 68 WindSeeG a.F./§ 93 WindSeeG. Ausweislich der Gesetzesbegründung ist es Ziel der Vorschrift, Planungs- und Rechtssicherheit für alle Beteiligten zu schaffen (BT-Drs. 18/8860, S. 325). Schon die Bezugnahme auf alle Beteiligten steht der Annahme der Beschwerdeführerin entgegen, die Planungs- und Rechtssicherheit sei verengt auf den Anlagenbetreiber allein zu verstehen. Gegen ihre Sichtweise spricht zudem, dass auch andere Marktakteure ein berechtigtes Interesse an einer zuverlässigen Feststellung der Pilotwindenergieanlageneigenschaft besitzen, wie beispielsweise der Netzbetreiber, gegen den sich der Zahlungsanspruch aus § 19 EEG richtet, oder aber andere Pilotwindenergieanlagenbetreiber, die ihren – für § 94 Abs. 3 WindSeeG bedeutsamen – „Rang“ zuverlässig beurteilen können sollen. Auch zu ihren Lasten wirkte es sich aus, wenn man einem Anlagenbetreiber die Möglichkeit einräumte, allein das Nachweisverfahren des § 94 Abs. 5 WindSeeG zu betreiben, an dem, wie bereits ausgeführt, das BSH nicht zu beteiligen ist.
(6) Auf ein Stufenverhältnis von Feststellungs- und Nachweisverfahren deuten ergänzend verschiedene Regelungen des Energiewirtschaftsrechts hin.
So sah § 118 Abs. 19 EnWG in der zwischen dem 19. Oktober 2016 und dem 26. Juli 2021 geltenden Fassung einen besonderen Anspruch von Pilotwindenergieanlagen auf See auf Anschlusskapazität vor. Dieser war ausweislich § 118 Abs. 19 Satz 3 Nr. 1 EnWG a.F. unter die Bedingung einer positiven Bescheidung der Anlage als Pilotwindenergieanlage durch die Bundesnetzagentur im Benehmen mit dem BSH gestellt. Auch hier stellte der Gesetzgeber somit das Erfordernis der Beteiligung des BSH bei der Beurteilung der Pilotwindenergieeigenschaft einer Anlage heraus. Dies spricht für einen Gleichlauf der Voraussetzungen des Anspruchs auf Netzanschluss mit denen des Zahlungsanspruchs nach § 94 Abs. 1 WindSeeG, so dass es auch für letzteren nicht allein auf das Nachweisverfahren nach § 94 Abs. 5 WindSeeG unter Verzicht auf die vorherige Feststellung nach § 93 WindSeeG ankommt.
Entsprechendes gilt in Bezug auf die Vorschrift des § 70 WindSeeG in der bis zum 31. Dezember 2022 geltenden Fassung, jetzt § 95 WindSeeG. Hiernach kann der Betreiber einer Pilotwindenergieanlage auf See die zugewiesene Netzanbindungskapazität nutzen, die er (Abs. 1 Satz 1 Nr. 1) aufgrund eines Zuschlags nach den §§ 20, 21, 34 oder 54 WindSeeG, (Abs. 1 Satz 1 Nr. 2) aufgrund einer unbedingten Netzanbindungszusage nach § 118 Abs. 12 EnWG oder einer Zuweisung nach § 17d Abs. 3 Satz 1 EnWG a.F. oder aber (Abs. 1 Satz 1 Nr. 3) aufgrund einer Zuweisung nach § 70 Abs. 2 WindSeeG a.F./§ 95 Abs. 2 WindSeeG hat. Mit § 95 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 WindSeeG wird damit netzseitig die Errichtung von Pilotwindenergieanlagen auf See auch außerhalb kommerzieller Windparks ermöglicht (vgl. Gesetzesbegründung zu § 70 WindSeeG a.F. vom 6. Juli 2016, BT-Drs. 18/9096 S. 374). Auf Antrag, der zusammen mit dem Antrag auf Feststellung einer Pilotwindenergieanlage auf See nach § 93 WindSeeG gestellt werden muss, weist die Bundesnetzagentur gemäß § 95 Abs. 2 WindSeeG im Benehmen mit dem BSH dem Betreiber für eine Pilotwindenergieanlage auf See durch Bescheid Netzanbindungskapazität auf einer Offshore-Anbindungsleitung, die im Flächenentwicklungsplan nach § 5 Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 WindSeeG als verfügbar ausgewiesen ist, zu. Im Falle der Errichtung einer Pilotwindenergieanlage auf See außerhalb kommerzieller Windparks ist damit unzweifelhaft das Feststellungsverfahren nach § 93 WindSeeG zu durchlaufen. Es ist aber nicht ersichtlich, weshalb dies im Rahmen der Kapazitätsnutzung nach § 95 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 WindSeeG anders sein sollte. Die technische Fachexpertise des BSH ist im Gegenteil hier nicht weniger gefragt als im Falle einer Netzanbindungskapazitätszuweisung nach § 95 Abs. 2 WindSeeG.
Besonders aber lässt sich für die zwingende Notwendigkeit eines Feststellungsbeschlusses im Vorfeld des Nachweisverfahrens nach § 94 Abs. 5 WindSeeG die Vorschrift des § 69 Abs. 2 und 3 WindSeeG a.F. bzw. § 94 Abs. 2 und 3 WindSeeG einschließlich ihrer Gesetzesbegründung anführen. In Anlehnung an die Regelung für Windenergieanlagen an Land ist die Ausnahmeregelung für Windenergieanlagen auf See begrenzt. Ein Zahlungsanspruch besteht nur für die ersten 50 MW eines Kalenderjahres (sog. Windhundprinzip). Welches die ersten 50 MW eines Kalenderjahres sind, wird nach § 69 Abs. 3 Satz 1 WindSeeG a.F. bzw. § 94 Abs. 3 Satz 1 WindSeeG mit Hilfe des Marktstammdatenregisters (§ 3 Nr. 39 EEG i.V.m. § 111e EnWG i.V.m. MaStRV) ermittelt. Windenergieanlagen auf See müssen nach § 5 Abs. 4 MaStRV als solche im Register registriert werden, wobei der Pilotanlagencharakter nach der Anlage zur MaStRV (B.2.4.1.) eine Pflichtangabe ist. Aus § 10 MaStRV folgt dabei, dass die Bundesnetzagentur über bestimmte Befugnisse zur Überprüfung und Änderung der registrierten Daten verfügt und hierdurch – ergänzend zum Datenabgleich durch die Netzbetreiber nach § 13 MaStRV – eine hohe Validität der im Anlagenregister gespeicherten Daten sicherstellen kann. Sie muss damit die Angaben des registrierten Anlagenbetreibers nicht ungeprüft hinnehmen, sondern kann – wie aus § 10 Abs. 3 MaStRV folgt – alle erforderlichen Maßnahmen treffen, insbesondere also den Marktakteur zum Nachweis der Richtigkeit seiner Angaben auffordern. Der Gesetzgeber des WindSeeG ist, wie den Gesetzgebungsmaterialien entnommen werden kann, davon ausgegangen, dass die Registrierung auf der Grundlage der Feststellung der Eigenschaft als Pilotwindenergieanlage auf See nach § 68 WindSeeG a.F. erfolgt (so ausdrücklich die Gesetzesbegründung zu § 69 Abs. 3 WindSeeG a.F. BT-Drs. 18/8832, S. 328 und BT-Drs. 18/8860, S. 326), was bedeutet, dass jede Pilotwindenergieanlage das Feststellungsverfahren nach § 68 WindSeeG a.F. zu durchlaufen hat. Von dieser Forderung ist der Gesetzgeber im weiteren Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens nicht erkennbar abgerückt. Zwar ist aufgrund der Beschlussempfehlung und des Berichts des Ausschusses für Wirtschaft und Energie vom 6. Juli 2016 (BT-Drs. 18/9096) das Nachweisverfahren des § 69 Abs. 5 WindSeeG a.F. in den – so letztlich auch vom Bundestag angenommenen – Gesetzentwurf aufgenommen und zur diesbezüglichen Begründung (S. 373) ausgeführt worden, die Einfügung des neuen Absatzes erfolge zur Angleichung an die Bestimmungen des EEG 2017 zu Pilotwindenergieanlagen an Land und solle regeln, wie der Nachweis über die Piloteigenschaft geführt wird. Hätte der Gesetzgeber an seiner ursprünglichen Forderung nach einer zwingenden Feststellung der Pilotwindenergieanlageneigenschaft gemäß § 68 WindSeeG a.F. nicht mehr festhalten, sondern für die Registrierung stattdessen (alternativ oder nur) einen Nachweis nach § 69 Abs. 5 WindSeeG a.F. fordern wollen, wäre indes zu erwarten gewesen, dass er auf diese Änderungsabsicht ausdrücklich hingewiesen hätte. Stattdessen aber ist die Vorschrift des § 68 WindSeeG a.F. bestehen geblieben und es findet sich in der Gesetzesbegründung kein Hinweis darauf, der Gesetzgeber habe nunmehr einem Anlagenbetreiber ein Wahlrecht in Bezug auf die §§ 68, 69 Abs. 5 WindSeeG a.F. einräumen wollen. Auch dies spricht somit dafür, dass die Bundesnetzagentur stets in einem ersten Schritt unter Beteiligung des BSH festzustellen hat, dass eine Anlage eine Pilotwindenergieanlage auf See im Sinne von § 3 Nr. 6 WindSeeG ist, und sie in einem zweiten Schritt (lediglich) die – jedenfalls weitgehende – Übereinstimmung der errichteten Anlage mit dem Feststellungsbeschluss prüfen und, sollte sie dies bejahen, dem Anlagenbetreiber bescheinigen muss. Eine solche Auslegung lässt sich auch ohne weiteres mit der Gesetzesbegründung in Einklang bringen, da das „Wie“ des Nachweises mit der – von der Bundesnetzagentur auszustellenden – Bescheinigung gleichgesetzt werden kann.
Rückschlüsse auf ein gegenüber § 94 Abs. 5 WindSeeG deutlich umfangreicheres Prüfprogramm der Bundesnetzagentur im Rahmen des § 93 WindSeeG und damit eine vorrangige Bedeutung des Feststellungsverfahrens lassen sich schließlich aus der Höhe der im Zuge des jeweiligen Verfahrens anfallenden Gebühren ziehen. Auf Grund des § 22 Abs. 4 Satz 1 BGebG i.V.m. § 76 WindSeeG in der bis zum 31. Dezember 2022 geltenden Fassung (jetzt § 101 Abs. 1 WindSeeG) hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, das auch den Referentenentwurf zum WindSeeG vom 14. April 2016 erstellt hat, die Besondere Gebührenverordnung für den Zuständigkeitsbereich Strom (StromBGebV) erlassen. Das Gebührenverzeichnis der Anlage zur StromBGebV sah zunächst, und zwar mit Wirkung ab dem 8. Mai 2021, unter der laufenden Nummer 3 eine Festgebühr für die „Feststellung einer Pilotwindenergieanlage auf See nach § 68 des Windenergie-See-Gesetzes“ i.H.v. 15.382 € vor, während ein Gebührentatbestand „Erteilung einer Bescheinigung nach § 69 Absatz 5 Satz 2 des Windenergie-See-Gesetzes“ fehlte. Die Einführung eines solchen Gebührentatbestandes erfolgte auch nicht im Rahmen der ersten Änderungen der StromBGebV einschließlich deren Anlage. Vielmehr wurde erstmals mit der vom BSH (unter Ausübung der ihm gemäß § 101 Abs. 2 WindSeeG übertragenen Ermächtigung zum Erlass einer Rechtsverordnung) erlassenen Vierten Verordnung zur Änderung der Besonderen Gebührenverordnung Strom vom 18. Februar 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 41) unter der laufenden Nummer 5.2 der Gebührentatbestand „Erteilung einer Bescheinigung nach § 94 Absatz 5 Satz 2 des Windenergie-auf See-Gesetzes“ eingeführt, der eine Festgebühr in Höhe von 3.150 € und damit in Höhe von nicht einmal einem Viertel der (inzwischen leicht angehobenen) Festgebühr für die „Feststellung einer Pilotwindenergieanlage auf See nach § 93 des Windenergie-auf-See-Gesetzes“ in Höhe von 16.855 € vorsieht. Sowohl das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie als auch das BSH gehen somit ersichtlich davon aus, dass der für die Erteilung einer Bescheinigung nach § 94 Abs. 5 Satz 2 WindSeeG erforderliche Zeitaufwand deutlich geringer ist als der für die Feststellung einer Pilotwindenergieanlage auf See. Diese Annahme ist indes nur dann zutreffend, wenn ein Anlagenbetreiber stets das Feststellungsverfahren zu durchlaufen hat und im Zuge der Erteilung der Bescheinigung „nur“ eine Übereinstimmung der errichteten Anlage mit dem gefassten Feststellungsbeschluss geprüft wird.
bb) Ist hiernach stets das Feststellungsverfahren nach § 93 WindSeeG in einem ersten Schritt zu betreiben und kommt dem Feststellungsbeschluss in der Folge auch Bindungswirkung für das in einem zweiten Schritt zu betreibende Nachweisverfahren gemäß § 94 Abs. 5 EnWG zu, so ist ein Anspruch der Beschwerdeführerin auf Ausstellung der Bescheinigung deshalb zu verneinen, weil es sich bei den von ihr installierten Windenergieanlagen … des Windparks X nicht um Pilotwindenergieanlagen nach § 3 Nr. 6 WindSeeG im Sinne des Feststellungsbeschlusses vom 17. Dezember 2018 handelt. Denn sie tragen entgegen der Auffassung der Beschwerdeführerin gerade nicht den verbindlich festgelegten Vorgaben des Feststellungsbeschlusses vollumfänglich Rechnung.
(1) Eine Auslegung des – von der Beschwerdeführerin nicht angegriffenen und damit bestandskräftigen – Beschlusses führt zu dem Ergebnis, dass die Bundesnetzagentur im Einvernehmen mit dem BSH allein solche Windenergieanlagen auf See als Pilotwindenergieanlagen auf See nach § 3 Nr. 6 WindSeeG ansieht, bei denen die Gründungspfähle vollständig einvibriert und mit einem SEPS versehen sind, nicht aber bereits solche, deren Errichtung per SEPS-Vibrationsgründungstechnik (lediglich) versucht worden ist, und auch nicht solche, bei denen allein der SEPS realisiert wurde.
(a) Ob ein Verwaltungsakt vorliegt und welchen Inhalt er hat, ist nach den für Willenserklärungen allgemein geltenden Auslegungsgrundsätzen zu bestimmen. § 133 BGB ist entsprechend anzuwenden (BVerfG, Urt. v. 21.06.2017 – 6 C 3/16, NVwZ 2017, 1786 Rn. 14; BGH, Urt. v. 30.03.2021 – 3 StR 474/19, NJW 2021, 3669 Rn. 27). Für die Auslegung kommt es also darauf an, wie der Empfänger dessen Inhalt (Verfügungssatz und Begründung) bei verständiger Würdigung nach den Umständen des Einzelfalls objektiv verstehen konnte und musste. Hierbei ist vom Wortlaut des verfügenden Teils unter Zuhilfenahme der Begründung auszugehen, wobei nicht an den Buchstaben zu haften ist, sondern es auf den wirklichen Willen der Behörde bzw. des Verwaltungsträgers ankommt, soweit er im Bescheid greifbar seinen Niederschlag gefunden hat. Als Indiz für die Auslegung kann zudem herangezogen werden, inwieweit die Behörde verpflichtet oder befugt war, den Sachverhalt zu überprüfen und eine Entscheidung zu treffen (zum Vorstehenden U. Stelkens in: Stelkens/Bonk/Sachs, Verwaltungsverfahrensgesetz, 10. Auflage 2023, § 35 Rn. 76 ff.).
(b) Nach diesen Maßstäben kann der Beschluss vom 17. Dezember 2018 bei verständiger Würdigung nur im oben genannten Sinne verstanden werden, nicht aber, wie die Beschwerdeführerin indes meint, dergestalt, dass hiermit in einem ersten Schritt nur der Innovationscharakter der SEPS-Vibrationsgründungstechnik losgelöst von ihrem Umsetzungsgrad festgestellt worden ist. Für dieses Auslegungsergebnis sprechen nicht nur der Tenor und die Begründung des Beschlusses, sondern auch die die Bundesnetzagentur im Rahmen des § 93 WindSeeG treffenden Prüfpflichten.
(aa) Der Tenor des Beschlusses ist insoweit eindeutig. Das angenommene Auslegungsverständnis wird dadurch untermauert, dass sich die Bundesnetzagentur durch Nebenbestimmung (§ 36 Abs. 2 Nr. 3 VwVfG) die Möglichkeit eines Widerrufs vorbehalten hat u.a. für den Fall, dass, bevor die Beschwerdeführerin die Pilotwindenergieanlagen auf See in Betrieb genommen hat, weltweit mindestens eine Windenergieanlage mit einer Entfernung von mindestens drei Seemeilen von der Küstenlinie errichtet wird, bei der der Gründungspfahl vollständig einvibriert und mit einem SEPS versehen wird. Die Bundesnetzagentur hat somit klar und eindeutig zum Ausdruck gebracht, dass sie für die (dauerhafte) Anerkennung der Anlagen als Pilotwindenergieanlagen auf See die vollständige Realisierung der Innovation fordert.
Dazu zählt allerdings nicht nur die Verbauung eines SEPS, denn der Tenor des Beschlusses weist diesen nicht als eigenständige Innovation aus.
(bb) Auch die Begründung des Beschlusses stützt dieses Verständnis.
Die Begründung eines Verwaltungsakts steht in einem unmittelbaren Zusammenhang zu dessen Regelungsgehalt und bestimmt damit den Inhalt der getroffenen Regelung mit (BVerwG, Beschl. v. 30.06.2011 – 3 B 87/10, juris Rn. 3; Beschl. v. 19.08.2024 – 10 S 232/24, juris Rn. 40). Im Streitfall lässt sich der Begründung des Beschlusses zweifelsfrei entnehmen, dass die Bundesnetzagentur die Innovation in der Kombination aus einem vollständigen Einvibrieren eines Gründungspfahls in Verbindung mit einem SEPS sieht und für die Anerkennung der Pilotwindenergieanlageneigenschaft die vollständige Realisierung dieser Innovation fordert. Weder kann aus der Begründung geschlossen werden, die Bundesnetzagentur wolle nur allgemein die SEPS-Vibrationsgründungstechnik ungeachtet ihres späteren Realisierungsgrades als Innovation anerkennen (hiergegen spricht vielmehr die Begründung des Widerrufsvorbehalts), noch, dass eine Innovation bereits in dem SEPS allein liegt. Die Bundesnetzagentur hatte schon keine Veranlassung, über den von der Beschwerdeführerin am 2. Mai 2018 gestellten Antrag, mit dem diese ausdrücklich die Bundesnetzagentur ersucht hat, die Pilotwindenergieanlageneigenschaft für Pilotwindenergieanlagen auf See festzustellen, deren Fundamente vollständig einvibriert und mit einem „self-expanding pile shoe“ versehen werden, hinausgehend auch die Pilotwindenergieeigenschaft solcher Anlagen festzustellen, die mit einem SEPS versehen sind, unabhängig davon, ob der Gründungspfahl zuvor vollständig einvibriert wurde oder nicht. Sie hat dies aber auch tatsächlich nicht getan. Für die Bundesnetzagentur mag das Vorhandensein eines SEPS entscheidend für die Bejahung einer Neuerung gewesen sein, da sie – ausweislich der Beschlussgründe – auf Grundlage des im Verwaltungsverfahren eingeholten Sachverständigengutachtens davon ausging, dass bereits zuvor Gründungspfähle für die Gründung von Windenergieanlagen auf See vollständig einvibriert worden sind. Die Beschlussgründe verhalten sich indes ersichtlich nicht zu der Frage, ob es sich bei dem SEPS allein um eine technische Neuerung handelt, die sich deutlich vom Stand der Technik abhebt und eine gegenüber dem bisherigen Stand der Technik bessere, mit spürbaren Vorteilen verbundene Lösung ist. Die dahingehenden Ausführungen beziehen sich vielmehr allein auf die Kombination aus dem vollständigen Einvibrieren eines Gründungspfahls in Verbindung mit einem SEPS.
Untermauert wird dieses Ergebnis dadurch, dass die Bundesnetzagentur den Beschluss vom 17. Dezember 2018 an die Beschwerdeführerin mit dem ausdrücklichen Hinweis übersandte, dass die Errichtung per vollständigem Einvibrieren mit einem SEPS geeignet nachzuweisen sei, womit sie ihre Anforderungen an die Pilotwindenergieeigenschaft erneut zum Ausdruck brachte.
(cc) Der Einwand der Beschwerdeführerin, auf die gemäß § 3 Nr. 6 WindSeeG erforderliche Erprobung einer Innovation könne sich der zeitlich vorlaufende Feststellungsbeschluss schon qua Natur der Sache nicht beziehen und damit auch keine Bindungswirkung entfalten, verfängt schließlich schon aus gleich mehreren Gründen nicht.
Der Feststellungsbeschluss ist bestandskräftig. Ob also die Bundesnetzagentur, wie die Beschwerdeführerin meint, bei ihrer Entscheidung über die ihr zustehende Entscheidungsbefugnis hinausgegangen ist, indem sie – wie vorstehend unter (aa) und (bb) ausgeführt – eindeutig nicht nur den Innovationscharakter festgestellt, sondern auch verbindlich festgelegt hat, dass es einer vollständigen Realisierung der Innovation bedarf, ist bereits deshalb nicht zu überprüfen.
Ungeachtet dessen geht dieser Einwand auch deshalb ins Leere, weil schon der Grundannahme der Beschwerdeführerin, das Feststellungsverfahren sei stets vor Errichtung der Anlage zu betreiben, nicht zu folgen ist.
Der Wortlaut des § 93 WindSeeG verhält sich zum Zeitpunkt des Feststellungsverfahrens nicht ausdrücklich. Auf einen zwingend vor Errichtung der Anlage liegenden Zeitpunkt kann auch nicht aus § 93 S. 2 WindSeeG geschlossen werden. So heißt es in § 93 Satz 2 WindSeeG, dass geeignete Unterlagen einzureichen sind, die belegen, dass „die Windenergieanlage auf See eine wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation darstellt“. Auch müssen die eingereichten Unterlagen nach § 93 S. 2 Nr. 1 WindSeeG belegen, dass es sich um eine der ersten drei Anlagen eines Typs der Windenergieanlage auf See handelt. Dies kann die Bundesnetzagentur rechtssicher aber erst nach der Errichtung der Windenergieanlage auf See prüfen.
Nun mag der Feststellungsbeschluss ausweislich der Gesetzesbegründung u.a. dazu dienen, Planungssicherheit zu schaffen. Hieraus wird man schließen können, dass ein Feststellungsverfahren bereits im Vorfeld einer Errichtung betrieben werden kann. Daraus folgt indes nicht, dass das Feststellungsverfahren stets vor Errichtung betrieben werden muss. So kann schon unter Verhältnismäßigkeitsgesichtspunkten eine Planungssicherheit nicht unbegrenzt gewährt werden. Folgerichtig hat sich die Bundesnetzagentur die Möglichkeit des Widerrufs vorbehalten für den Fall, dass vor Errichtung der Windenergieanlagen der Beschwerdeführerin diese Errichtungsweise von Windenergieanlagen auf See dem Stand der Technik zugefügt wird oder aber, wie bereits ausgeführt, weltweit mindestens eine Windenergieanlage auf See errichtet wird, bei der der Gründungspfahl vollständig einvibriert und mit einem SEPS versehen wird. Denn hiermit entfiele der Pilotcharakter der Anlage, der sich nach § 3 Nr. 6 WindSeeG dadurch auszeichnet, dass es sich um eine der ersten drei Windenergieanlagen auf See handelt, mit der nachweislich eines wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation erprobt wird. Dass das Feststellungsverfahren zwingend vor Errichtung der Anlage zu betreiben ist, folgt schließlich auch nicht daraus, dass es bei Durchführung nach Errichtung der Windenergieanlage zeitlich mit dem Nachweisverfahren zusammenfiele. Denn hierdurch würde letzteres nicht überflüssig, weil es immer noch die Prüfung der Übereinstimmung von festgestellter Innovation und tatsächlich errichteter Anlage sowie die Ausstellung einer Bescheinigung zum Gegenstand hätte.
Für die Annahme, dass das Feststellungsverfahren nicht nur vor, sondern auch nach Errichtung betrieben werden kann, spricht des Weiteren, dass der Gesetzgeber, wie vorstehend unter aa) (6) ausgeführt wurde, davon ausgegangen ist, dass die Registrierung im EEG-Anlagenregister, später Marktstammdatenregister, auf Grundlage der Feststellung ihrer Pilotwindenergieanlageneigenschaft nach § 68 WindSeeG a.F., jetzt § 93 WindSeeG erfolgt. Im Zeitpunkt der Registrierung muss die Anlage indes errichtet und nicht erst in Planung sein.
Schließlich ist dieses Auslegungsergebnis auch nicht gänzlich praxisfern. Die Bundesnetzagentur hat vielmehr auf Nachfrage des Senats im Termin zur mündlichen Verhandlung erklärt, Feststellungsverfahren nach § 93 WindSeeG würden in der Praxis durchaus auch nach Errichtung einer Windenergieanlage auf See durchlaufen.
(2) Den so verstandenen Vorgaben des Feststellungsbeschlusses werden die in Rede stehenden Windenergieanlagen auf See nicht gerecht, da die Gründungspfähle unstreitig nicht vollständig einvibriert wurden, sondern deren erforderliche Endtiefe mittels Impulsrammung erreicht wurde.
(3) Im Streitfall ist die Abweichung der tatsächlich errichteten Windanlagen von den Vorgaben des Feststellungsbeschlusses auch derart gravierend, dass ein etwaiges der Bundesnetzagentur zustehendes Ermessen (insoweit kritisch Kerth in: Säcker/Steffens, Berliner Kommentar zum Energierecht, 5. Auflage 2022, § 69 WindSeeG a.F. Rn. 10) auf eine einzige rechtmäßige Entscheidung, und zwar die Abweisung des Antrags, verengt ist. Der Umstand, dass die Bundesnetzagentur eine Ermessensausübung nicht vorgenommen hat, ist deshalb von vornherein unschädlich.
Eine Schrumpfung des Ermessens auf ein einziges rechtmäßiges Ergebnis kann eintreten, wenn nach Lage der Dinge alle denkbaren Alternativen nur unter pflichtwidriger Vernachlässigung eines eindeutig vorrangigen Gesichtspunkts gewählt werden könnten (Schönenbroicher in: Mann/Sennekamp/Uechtritz, Verwaltungsverfahrensgesetz, 2. Auflage 2019, § 40 Rn. 214). Dies ist vorliegend der Fall.
Die Beschwerdeführerin konstatiert zu Recht, dass ein Vorhabenträger wegen der Bindungswirkung im Zuge der Vorhabenrealisierung nicht einfach von der einen zu erprobenden Innovation auf eine andere Innovation wechseln könne (mag sie auch den Umfang der Bindungswirkung des Feststellungsbeschlusses – jedenfalls im Streitfall zu Unrecht – allein auf das innovative Errichtungskonzept als solches beziehen). Auf einen solchen Austausch der durch den Feststellungsbeschluss verbindlich festgelegten Anforderungen an die Innovation einschließlich ihres Umsetzungsgrades liefe es aber hinaus, erachtete die Bundesnetzagentur den Nachweis als geführt, dass die tatsächlich errichteten Windenergieanlagen Pilotwindenergieanlagen gemäß § 3 Nr. 6 WindSeeG im Sinne der Vorgaben des Feststellungsbeschlusses sind.
Die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur hat im Feststellungsbeschluss unter Bezugnahme auf das im Verwaltungsverfahren eingeholte Gutachten des Sachverständigen L. detailliert begründet, weshalb sie in dem vollständigen Einvibrieren des Gründungspfahls nebst Verwendung eines SEPS eine förderungswürdige Innovation sieht. Hierzu hat sie unter anderem ausgeführt, neben der Impulsrammung und Schwergewichtsfundamenten sei zwar auch das Einvibrieren von Gründungspfählen als weitere Gründungsart bekannt. Allerdings sei die Pfahltragfähigkeit nach einer Vibrationsrammung derzeit noch Gegenstand der Wissenschaft und nicht erforscht. Bei der Vibrationsrammung entstünden – anders als bei der Impulsrammung – Bodenverflüssigungen, welche die Pfahltragfähigkeit nach Abschluss der Pfahlinstallation reduzierten. Daher sähen nationale Regelwerke bislang ein Nachrammen nach einer Vibrationsprüfung vor. Als technische Neuerung sei ausweislich des Gutachtens insbesondere die Verwendung eines SEPS anzusehen. Hierdurch solle die Steifigkeit der vollständig per Vibrationsrammung in den Meeresboden eingebrachten Gründungspfähle erhöht werden. Zweck des Pfahlschuhs sei eine Verdichtung des aufgelockerten Bodens unterhalb des einvibrierten Gründungspfahls, um so eine Erhöhung der Tragfähigkeit zu bewirken. Solch vollständig einvibrierte und mit einem SEPS versehene Gründungspfähle hätten nach Feststellung des Gutachtens auch deutliche wirtschaftliche Vorteile bei deren Errichtung, die u.a. in der Zeitersparnis und in der vereinfachten Einhaltung von Emissionsgrenzwerten begründet liege.
Unstreitig sind die drei installierten Windenergieanlagen … des Windparks X nur teilweise … einvibriert, im Übrigen aber eingerammt und mit einem SEPS versehen worden. Der (ausweislich der Begründung des Feststellungsbeschlusses ausdrücklich) erhoffte Erkenntnisgewinn bezogen auf die Standfestigkeit der Anlagen nach einem vollständigen Einvibrieren unter Einbeziehung eines SEPS ist durch das Nachrammen per Impulsrammung abgeschnitten worden. Es kann an dieser Stelle (noch) offenbleiben, ob und inwieweit die tatsächlich errichteten Windenergieanlagen Eigenschaften aufweisen, die sie als Pilotwindenergieanlagen im Sinne des § 3 Nr. 6 WindSeeG qualifizieren. Sie sind aber keinesfalls solche im Sinne des Feststellungsbeschlusses.
Bescheinigte die Bundesnetzagentur dies dennoch, so käme dies zum einen einer – ohne Beteiligung des BSH und damit unter Missachtung der Vorgaben des § 93 WindSeeG – erfolgten Abänderung des Feststellungsbeschlusses gleich, zum anderen ginge hiermit aber auch eine durch nichts gerechtfertigte Sperrwirkung zu Lasten anderer Marktteilnehmer einher, die in der Lage wären, Gründungspfähle erfolgreich vollständig einzuvibrieren und mit einem SEPS zu versehen.
Bei dieser Sachlage konnte die Ablehnung des Antrags die allein ermessensfehlerfreie Entscheidung sein.
b) Die Beschwerdeführerin hat aber auch dann keinen Anspruch auf Ausstellung der Bescheinigung gemäß § 94 Abs. 5 WindSeeG, wenn man zu ihren Gunsten annimmt, dass im Nachweisverfahren die Voraussetzungen einer Pilotwindenergieanlage gemäß § 3 Nr. 6 WindSeeG losgelöst von dem Bestehen und/oder Inhalt eines Feststellungsbeschlusses eigenständig zu prüfen sind.
Nach § 3 Nr. 6 WindSeeG sind „Pilotwindenergieanlagen auf See“ die jeweils ersten drei Windenergieanlagen auf See eines Typs, mit denen nachweislich eine wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation erprobt wird; die Innovation kann insbesondere die Generatorleistung, den Rotordurchmesser, die Nabenhöhe, den Turmtypen oder die Gründungsstruktur betreffen.
aa) Es steht zwischen den Beteiligten außer Streit, dass (jedenfalls) in der Vibrationsgründung in Kombination mit einem SEPS nachweislich eine wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation liegt.
bb) Diese ist von der Beschwerdeführerin indes nicht im Sinne des § 3 Nr. 6 WindSeeG erprobt worden. Denn der bloße Versuch, einen Gründungspfahl vollständig einzuvibrieren und mit einem SEPS zu versehen, ist vom Erprobungsbegriff des § 3 Nr. 6 WindSeeG (noch) nicht erfasst, mag damit auch ein zusätzlicher Erkenntnisgewinn einhergegangen sein. Stattdessen erfüllt nur die Errichtung von Windenergieanlagen auf See, welche die innovativen Eigenschaften vollständig realisieren, also aufweisen, die Voraussetzungen an eine Erprobung im Sinne der Norm.
(1) Bereits der Wortlaut des § 3 Nr. 6 WindSeeG legt ein solches Verständnis der Norm nahe.
Nach dem allgemeinen Sprachgebrauch wird unter „erproben“ ein „prüfen auf bestimmte Eigenschaften oder auf die Eignung zu etwas“ bzw. ein „etwas einer Belastungs- oder Bewährungsprobe unterziehen“ verstanden. Mit der Ansicht der Beschwerdeführerin kann das Wort „erproben“ zwar auch als Synonym für das Wort „versuchen“ (nicht aber – wie sie ebenfalls meint – für „versuchen einer Prüfung“) verstanden werden. Indes ist die Bedeutung des Begriffs des „Versuchs“ nicht einheitlich, sondern vom Kontext seiner Verwendung abhängig. So kann „versuchen“ einerseits „etwas zu tun beginnen und so weit wie möglich ausführen“, andererseits aber „durch Ausprobieren feststellen, probieren, ob etwas geht“ bedeuten.
Nur im letztgenannten Sinne steht im Streitfall das „versuchen“ einem „erproben“ gleich. So sind gemäß § 3 Nr. 6 WindSeeG solche Windenergieanlagen auf See Pilotwindenergieanlagen, mit denen eine Innovation erprobt wird. Schon hieraus folgt zum einen, dass die Errichtung der Windenergieanlage nicht im Versuch „steckengeblieben“ sein darf, sondern diese vollständig fertiggestellt worden sein muss, und zum anderen, dass mit der errichteten Anlage die Innovation (zumindest weiter) erprobt wird. Der Versuch allein, einen Gründungspfahl vollständig einzuvibrieren und mit einem SEPS zu versehen, ist damit schon nach dem Wortlaut der Norm eine bloße Vorstufe der gesetzlich honorierten „Erprobung“ der „Gründungstruktur“ und deshalb nicht von ihr erfasst.
(2) Diese Interpretation des Wortlauts der Norm steht auch im Einklang mit Sinn und Zweck der §§ 93 ff. WindSeeG.
Zwar ist es ausweislich der Gesetzesbegründung Zweck der Sonderregelung für Pilotwindenergieanlagen, die Entwicklung neuer Anlagen zu erleichtern und so den Forschungs- und Entwicklungsstandort Deutschland zu fördern (BT-Drs. 18/8860, S. 268).
Hierbei darf aber nicht außer Acht gelassen werden, dass mit der Feststellung der Pilotwindenergieanlagen-Eigenschaft erhebliche wirtschaftliche Vorteile verbunden sind, die kostenmäßig von Dritten zu tragen sind. Nicht zuletzt unter Berücksichtigung des in § 1 Abs. 1 EnWG normierten Zwecks des Energiewirtschaftsgesetzes, für eine u.a. möglichst preisgünstige Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität zu sorgen, dem die Forderung in § 1 Abs. 2 Satz 1 WindSeeG nach einem kosteneffizienten Ausbau der Windenergie auf See Rechnung trägt, kann deshalb nicht jedwede technisch vorteilhafte Weiterentwicklung gefördert werden, sondern nur eine solche, die gewisse Vorteile mit sich bringt, die den Stromkunden auf irgendeine Art und Weise zu Gute kommen (Senat, n.v. Beschl. v. 30.12.2019 – VI-3 Kart 763/19 [V]). Eine restriktive Auslegung der Norm ist überdies deshalb geboten, weil durch § 94 Abs. 3 WindSeeG die Ausnahmeregelung für Pilotwindenergieanlagen auf See auf 50 MW pro Jahr begrenzt ist. Der Kreis potentieller Pilotwindenergieanlagen darf in der Folge nicht zu weit gezogen werden, anderenfalls würde eine realistische Chance auf eine Förderung von vorneherein verbaut.
Diese Grundsätze stehen der Annahme entgegen, für ein „Erproben“ im Sinne von § 3 Nr. 6 WindSeeG reiche es aus, ein Innovationsvorhaben zu versuchen unabhängig davon, ob es auch vollständig realisiert wird. Es bestünde die Gefahr, dass innovative Projekte im Rahmen von § 93 WindSeeG beantragt würden, die in der Praxis nur schwer umzusetzen sind. Ein spekulatives Experimentieren auf Kosten der Netzentgelte ist aber abzulehnen. Der Sinn und Zweck des Pilotförderregimes rechtfertigt es zwar, Unwägbarkeiten im Rahmen des Betriebs von innovativen Windenergieanlagen – zu Lasten der Stromkunden – zu berücksichtigen, sodass ein fehlerfreies Funktionieren der Innovation nicht verlangt werden kann. Dies soll im Gegenteil mittels Erprobung festgestellt werden. Die in einem ersten Schritt zu erfolgende Umsetzung des Vorhabens liegt aber in der Risikosphäre des Anlagenbetreibers.
Bei dieser Sichtweise geht auch nicht jede Incentivierung der Innovation verloren, vielmehr wird ein Ausgleich zwischen den Interessen des Anlagenbetreibers und denen der Stromkunden geschaffen, indem auf der einen Seite der Anlagenbetreiber dazu angehalten wird, die Umsetzbarkeit seines Vorhabens eingehend zu prüfen und abzuwägen, auf der anderen Seite aber die Gefahr eines nicht störungsfreien Betriebs zu Lasten der Stromkunden geht. Die Beschwerdeführerin hat eingeräumt, die Analyse des Meeresuntergrundes habe auf herausfordernde Baugrundverhältnisse hingewiesen. Sie habe dennoch an der Einvibration als Gründungstechnologie für den Windpark festhalten wollen, aus der Erwägung, dass der erfolgreiche Einsatz der Vibrationstechnologie an einem solch herausfordernden Standort mögliche Risikobedenken bezüglich der Einvibrierbarkeit im Sinne einer Worst-Case-Testung besonders eindrucksvoll entkräften könnte. Diese unternehmerische Entscheidung steht ihr ohne weiteres zu, sie kann indes nicht zu Lasten der Stromkunden gehen.
Auch ohne Förderung für Pilotwindenergieanlagen nach § 93 WindSeeG hat jeder Errichter bzw. Entwickler von Offshore-Windparks ein hohes eigenes Interesse daran, durch Verfolgen innovativer Ansätze und Methoden die Wirtschaftlichkeit seines Projekts zu erhöhen. Das gilt gerade in einem wettbewerblichen Ausschreibungsregime, das nicht nur in Deutschland, sondern in vielen europäischen Ländern mittlerweile etabliert ist. Jeder Kostenvorteil verhilft zu einer besseren Ausgangsposition gegenüber den Mitbewerbern.
Auch bleiben die sonstigen allgemeinen Mechanismen der Innovationsförderung von dem speziellen Förderregime für Pilotwindenergieanlagen auf See unberührt und hat ein Anlagenbetreiber die Möglichkeit, seine Innovation durch technische Schutzrechte gegen Nachahmer zu sichern. Dies hat die Beschwerdeführerin auch getan, wie die zu ihren Gunsten erteilten Patente zeigen. Dem Anlagenbetreiber stehen deshalb alternative Förderinstrumente und Schutzmechanismen zur Seite, die Aussicht auf Pilotförderung stellt nur eine zusätzliche Incentivierung der Forschung und Entwicklung neuer Windenergietechnologien dar, die zu den ohnehin bestehenden Innovationsanreizen hinzutritt.
(3) Das Erfordernis der Inbetriebnahme der Innovation ergibt sich weiter aus der Regelungssystematik des WindSeeG. Die Bundesnetzagentur hat zu Recht darauf verwiesen, dass bereits die grundlegende Konzeption des Förderregimes mit einem Zahlungsanspruch nach § 94 Abs. 1 WindSeeG und damit einer erhöhten Förderung (nur) für die eingespeisten Strommengen dafür spricht, dass der Gesetzgeber bei den förderungswürdigen Anlagen solche vor Augen hatte, deren innovative Eigenschaften sich auch im Betrieb unter Beweis stellen. Hätte der Gesetzgeber technische Neuerungen unabhängig vom Erfolg einer späteren Inbetriebnahme (wohlgemerkt, es geht nicht um den tatsächlichen Nutzen der Innovation) fördern wollen, hätten andere Förderungsinstrumente diesen Effekt deutlich einfacher erzielen können.
Zum anderen fordert § 95 Abs. 4 WindSeeG vom Betreiber die Vorlage eines Erfahrungsberichts „nach Errichtung und Inbetriebnahme der Pilotwindenergieanlage auf See“. Dem BSH mag man für die Festsetzung des Termins für die Einreichung des Erfahrungsberichts einen weiten Spielraum zugestehen und für den Fall, dass eher Aspekte im Zusammenhang mit der Anlagenerrichtung im Vordergrund stehen, einen Bericht schon bald nach der Errichtung für zweckmäßig erachten. Die Anerkennung bloßer Errichtungsversuche folgt hieraus indes nicht.
(4) Auch sprechen gesetzeshistorische Erwägungen dafür, dass die errichtete Windenergieanlage auf See die Innovation aufweisen muss. Die Annahme der Beschwerdeführerin, gesetzgeberisch intendiert sei die Anlehnung der Offshore-Pilotwindenergieanlagen an die Forschungswindenergieanlagen nach § 3 Nr. 37 Buchst. b EEG, die im Gegensatz zu den landseitigen Pilotwindenergieanlagen nach § 3 Nr. 37 Buchst. a EEG gerade nicht erforderten, dass die errichten Anlagen bestimmte innovative Merkmale aufweisen, geht hingegen aus mehreren Gründen fehl.
(a) § 3 Nr. 6 WindSeeG stellt eigene Anforderungen an das Vorliegen einer Pilotwindenergieanlage und ist damit eigenständig und nicht nur unter Rückgriff auf das Begriffsverständnis der Forschungswindenergieanlage an Land auszulegen.
In den wortgleichen Gesetzentwürfen der Koalitionsfraktionen (BT-Drs. 18/8860) und der Bundesregierung (BT-Drs. 18/8832), welche noch die Terminologie „Prototyp“ statt „Pilotwindenergieanlage“ verwendeten, wurde die weitestmögliche Anlehnung der Definition von „Prototyp“ i.S.d. § 3 Nr. 6 WindSeeG an die parallele Vorschrift zu Prototypen von Windenergieanlagen an Land im EEG 2016 betont (BT-Drs. 18/8832, S. 271). Forschungswindenergieanlagen, wie später mit § 3 Nr. 37 Buchst. b EEG normiert, sahen diese Entwürfe dabei (noch) nicht vor. Stattdessen hieß es dort, die Bundesregierung werde prüfen, „ob Forschungsanlagen in die Definition von Prototypen von Wind [sic] an Land aufgenommen werden können und ob im WindSeeG perspektivisch die Errichtung von Prototypen auch außerhalb kommerzieller Windparks ermöglicht werden sollte“ (BT-Drs. 18/8860, S. 148). Im weiteren Gesetzgebungsverfahren wurden sodann aufgrund der Beschlussempfehlung und des Berichts des Ausschusses für Wirtschaft und Energie (BT-Drs. 18/9096) u.a. terminologische Änderungen sowohl in § 3 Nr. 37 EEG als auch in § 3 Nr. 6 WindSeeG vorgenommen, Forschungswindenergieanlagen an Land in § 3 Nr. 37 Buchst. b EEG gesetzlich normiert und § 70 WindSeeG a.F. (jetzt § 95 WindSeeG) um Absatz 1 Nr. 3 und Absatz 2 ergänzt. Damit wurde netzseitig die Errichtung von Pilotwindenergieanlagen auf See auch außerhalb kommerzieller Windparks ermöglicht, ohne dass hiermit eine Änderung der Begriffsbestimmung des § 3 Nr. 6 WindSeeG einhergehen sollte (BT-Drs. 18/9096, S. 371). Anders als im EEG nimmt der Begriff der Pilotwindenergieanlage i.S.v. § 3 Nr. 6 WindSeeG somit keine Differenzierung zwischen kommerziell (was ohne weiteres auf die in Rede stehenden Anlagen der Beschwerdeführerin zutreffen dürfte) und nicht kommerziell betriebenen Windenergieanlagen vor, sondern verlangt einheitlich, dass es sich um jeweils die ersten drei Windenergieanlagen auf See eines Typs handelt, mit denen nachweislich eine wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation erprobt wird. Die Annahme der Beschwerdeführerin, als regelungstechnisches Vorbild für die Legaldefinition der Pilotwindenergieanlage im WindSeeG hätten die Forschungswindenergieanlagen gemäß § 3 Nr. 37 Buchst. b WindSeeG gedient, kann daher nicht geteilt werden.
(b) Darüber hinaus folgt aus der gebotenen Auslegung des § 3 Nr. 37 Buchst. b EEG, dass auch Forschungswindenergieanlagen an Land die innovative Eigenschaft aufweisen müssen.
Schon der Wortlaut der Norm legt ein solches Verständnis nahe, wobei die vorstehenden Ausführungen unter II. 2. b) bb) (1) entsprechend gelten und deshalb hierauf zur Vermeidung von Wiederholungen verwiesen werden kann.
Dieses Auslegungsverständnis entspricht überdies dem Willen des Gesetzgebers. In der Gesetzesbegründung (BT-Drs. 18/9096, S. 359 f.) heißt es, die Anlage müsse eine wesentliche technische Weiterentwicklung oder Neuerung aufweisen, die weit über den Stand der Technik hinausgehe. Da Forschungswindenergieanlagen aufgrund der an ihnen durchgeführten Forschungsprojekte häufigen und längeren Stillstandzeiten unterworfen seien und beispielsweise aufgrund von Tests nicht ausgereifter Komponenten in einem nicht-optimalen Betriebszustand liefen, sei ein wirtschaftlicher Betrieb auf Basis der EEG-Vergütung nicht zu erreichen. Aus diesem Grund könne auch keine Teilnahme am Ausschreibungsverfahren erfolgen. Dennoch solle der von den Anlagen bereitgestellte und eingespeiste elektrische Strom vergütet werden, um die Kosten der Forschung und die Aufwendungen für Service und Betrieb der Anlage teilweise auszugleichen.
Der Gesetzgeber ging somit auch bei Forschungswindenergieanlagen an Land davon aus, dass die Anlage mit der innovativen Eigenschaft in Betrieb geht, und zog lediglich in Betracht, dass dieser Betrieb wegen des hohen Innovationsgrades (regelmäßig) nicht störungsfrei verläuft. Anhaltspunkte dafür, er habe auch den bloßen Versuch einer innovativen Errichtungsmethode fördern wollen, finden sich hingegen nicht. Dies liegt bei Windenergieanlagen an Land auch fern, da deren Errichtung als solche regelmäßig ohne weiteres möglich sein dürfte.
(5) Ein hiervon abweichendes Verständnis der Norm ist schließlich auch nicht ausnahmsweise für Errichtungsinnovationen geboten.
Allerdings ist der Beschwerdeführerin zuzugeben, dass – regelmäßig anders als bei den anderen in § 3 Nr. 6 WindSeeG aufgeführten Innovationen betreffend die Generatorleistung, den Rotordurchmesser, die Nabenhöhe und den Turmtypen – bei einer die Gründungsstruktur betreffenden Innovation schon mit der Errichtung als solcher ein Erkenntnisgewinn verbunden ist. Hierin erschöpft sich der mögliche Erkenntnisgewinn aber nicht; der Erprobungszeitraum ist also – anders als die Beschwerdeführerin meint – nicht zwangsläufig mit der Errichtung beendet. So sollte auch im Streitfall erprobt werden, ob sich vollständig einvibrierte und mit einem SEPS versehene Gründungspfähle in der Praxis bewähren, insbesondere ob sie eine ausreichende Standfestigkeit besitzen und welche Tragfähigkeit sie aufweisen.
Auch mögen im Falle von Gründungstechnologien größere anfängliche Herausforderungen überwunden werden müssen, um die Windenergieanlage auf See überhaupt erst in einen betriebsfähigen und damit förderfähigen Zustand zu versetzen, als dies bei den anderen von § 3 Nr. 6 WindSeeG erfassten Innovationen der Fall ist.
Anhaltspunkte für eine differenzierte Auslegung des Begriffs der „Erprobung“ in Abhängigkeit von der konkret in Rede stehenden Innovation lassen sich aber weder dem Wortlaut der Norm entnehmen, noch mit Sinn und Zweck der §§ 93 ff. WindSeeG in Einklang bringen.
Die Beschwerdeführerin konstatiert selbst zu Recht, nicht jeder Errichtungsversuch könne vom Erprobungsbegriff des § 3 Nr. 6 WindSeeG erfasst sein. Förderungswürdige und nicht förderungswürdige Errichtungsversuche lassen sich aber auch nicht in einem für die Praxis geeigneten Verfahren und überdies trennscharf mithilfe des Kriteriums „wesentlicher Erkenntnisgewinn“ voneinander abgrenzen. Es dürfte bereits untunlich sein, der Bundesnetzagentur eine Prüfung der seitens des Anlagenbetreibers vorgetragenen mutmaßlichen Erkenntnisgewinne abzuverlangen, mag sie sich hierfür auch eines Sachverständigen bedienen können. Denn auch diesem oblägen umfassende Recherchepflichten zu bislang vorliegenden Erkenntnissen und daran anschließend eine Bewertung und Einordnung der seitens des Anlagenbetreibers vorgetragenen neuen Erkenntnisgewinne. Der zeitliche und finanzielle Aufwand hierfür dürfte beträchtlich und der Streit über die Einordnung vorprogrammiert sein. Vor allem aber führte die Auffassung der Beschwerdeführerin dazu, dass nach einem bloßen Errichtungsversuch eine Sperrwirkung zu Lasten einer erfolgreichen vollständigen innovativen Errichtung einträte. Dies ergibt sich bereits aus dem Wortlaut des § 3 Nr. 6 WindSeeG, wonach nur die ersten drei Windenergieanlagen auf See, mit denen eine Innovation erprobt wird, Pilotwindenergieanlagen sein können. Der Lösungsvorschlag der Beschwerdeführerin, der Zahlungsanspruch eines späteren Nachfolgeprojekts sei nur dann gesperrt, wenn dessen Erprobung nicht zumindest weitreichend über die zuerst erzielten Erprobungserkenntnisse hinausgehe, weshalb im Sinne einer rechtsstaatlichen Bescheidung im Rahmen späterer Feststellungsbeschlüsse nach § 93 WindSeeG darauf hinzuweisen sei, welche geförderte Ersterprobung bezogen auf den jeweiligen Innovationsgegenstand bereits durchgeführt worden und welcher „Technologiesprung“ für die „Zweiterprobung“ notwendig sei, um die Voraussetzungen des Zahlungsanspruch nach § 94 Abs. 5 WindSeeG erneut zu erfüllen, ist offenkundig in der Praxis nicht rechtssicher umsetzbar.
Das Pilotförderregime der §§ 93 ff. WindSeeG soll, wie bereits ausgeführt, nur solche technischen Weiterentwicklungen fördern, die gewisse Vorteile mit sich bringen, die also den Stromkunden auf irgendeine Art und Weise zu Gute kommen. Dass sich dieses Ziel nicht in jedem Fall erreichen lässt, weil sich nicht alle Innovationen im Betrieb auch bewähren, nimmt der Gesetzgeber in Kauf. Er will indes – überspitzt gesagt – nicht den Anreiz dafür setzen, hochgesteckte, „halbgare“ Innovationen gleich mehrfach zu „erproben“, statt sie bis zu einer erfolgversprechenden Entwicklungsstufe voranzutreiben. Eine solche Sichtweise mag kleinschrittige Innovationen bedingen. Der Gesetzgeber hat indes die der Allgemeinheit entstehenden Kosten in den Blick zu nehmen und muss schon deshalb weniger risikofreudig sein als der Anlagenbetreiber selbst.
cc) Das Einbringen des SEPS für sich allein betrachtet vermag die Pilotwindenergieanlagen-Eigenschaft schließlich ebenfalls nicht zu begründen. Zwar handelt es sich insoweit um eine technische Neuerung, die auch vollständig realisiert wurde. Der Senat sieht in dem Vortrag der Beteiligten aber keinen Anlass anzunehmen, hiermit seien auch im Streitfall, in dem die Gründungspfähle nicht vollständig einvibriert wurden, sondern deren erforderliche Endtiefe mittels Impulsrammung erreicht wurde, Vorteile für die Allgemeinheit, den Klima- und Umweltschutz oder eine kostengünstige Energieversorgung (vgl. hierzu Senat, n.v. Beschluss vom 30.12.20219 – VI-3 Kart 763/19 [V]) verbunden.
dd) Ein etwaiges der Bundesnetzagentur zustehendes Ermessen wäre auch hier auf eine einzige rechtmäßige Entscheidung, und zwar die Abweisung des Antrags verengt. Denn die fehlende Förderwürdigkeit der Innovation in Gestalt des isolierten SEPS steht derzeit ebenso außer Frage, wie, dass der bloße Errichtungsversuch kein „Erproben“ im Sinne des § 3 Nr. 6 WindSeeG darstellt.
C.
I. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 2 EnWG. Da die Beschwerdeführerin mit ihrer Beschwerde keinen Erfolg hat, sind ihr die gerichtlichen Kosten des Beschwerdeverfahrens sowie die zur zweckentsprechenden Erledigung der Angelegenheit notwendigen Kosten der Bundesnetzagentur aufzuerlegen.
II. Die Festsetzung des Gegenstandswerts für das Beschwerdeverfahren folgt aus § 50 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO.
In Orientierung an der ständigen Rechtsprechung des Senats zur Berechnung von Beschwerdewerten bei Streitigkeiten in Ausschreibungsverfahren nach dem EEG (vgl. etwa Senat, Beschl. v. 11.11.2020 – VI-3 Kart 877/19 [V], BeckRS 2020, 59220 Rn. 34) errechnet sich der Gegenstandswert unter Berücksichtigung einer Förderdauer von 20 Jahren, einer angenommenen Gewinnmarge von 5 %, einem „Förderwert“ von 0,02 €/kWh (Differenz von Pilotwindenergieanlagenvergütung und geschätztem Marktpreis) und einer nach den übereinstimmenden Angaben der Beteiligten im Termin zur mündlichen Verhandlung reduzierten Volllast einer Windenergieanlage auf See von etwa … h/a nach folgender Berechnungsformel:
Förderwert (in Euro/kWh) x produzierte Strommenge in kWh/a x 20 (Förderdauer in Jahren) x 00,5 (angenommener Gewinn).
Hieraus ergibt sich für den Streitfall, der drei Windenergieanlagen auf See betrifft, die folgende Berechnung:
…
D.
Die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof gegen diese Entscheidung war zuzulassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung haben (§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG).

Rechtsmittelbelehrung:
Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§ 546, § 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Auf die Pflicht zur elektronischen Einreichung durch professionelle Einreicher/innen ab dem 1. Januar 2022 durch das Gesetz zum Ausbau des elektronischen Rechtsverkehrs mit den Gerichten vom 10. Oktober 2013, das Gesetz zur Einführung der elektronischen Akte in der Justiz und zur weiteren Förderung des elektronischen Rechtsverkehrs vom 5. Juli 2017 und das Gesetz zum Ausbau des elektronischen Rechtsverkehrs mit den Gerichten und zur Änderung weiterer Vorschriften vom 5. Oktober 2021 wird hingewiesen. Die elektronische Form wird durch die Einreichung eines elektronischen Dokuments gewahrt, das für die Bearbeitung durch das Gericht geeignet ist und von der verantwortenden Person qualifiziert elektronisch signiert ist und auf einem zugelassenen elektronischen Übermittlungsweg gemäß § 4 Abs. 1 der Verordnung über die technischen Rahmenbedingungen des elektronischen Rechtsverkehrs und über das besondere elektronische Behördenpostfach (Elektronischer-Rechtsverkehr-Verordnung - ERRV) oder von ihr selbst auf einem sicheren Übermittlungsweg gemäß § 130a Abs. 4 ZPO, § 55a Abs. 4 VwGO eingereicht wird. Weitere Voraussetzungen, insbesondere zu den zugelassenen Dateiformaten und Übermittlungswegen sowie zur qualifizierten elektronischen Signatur, ergeben sich aus der ERRV in der jeweils gültigen Fassung. Über das Justizportal des Bundes und der Länder (www.justiz.de) können weitere Informationen über die Rechtsgrundlagen, Bearbeitungsvoraussetzungen und das Verfahren des elektronischen Rechtsverkehrs abgerufen werden. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Rechtsbeschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§ 88 Abs. 4 Satz 2, § 80 Satz 2 EnWG).

Zitierte Normen: §§ 3 Nr. 6, 93, 94 WindSeeG
§§ 93 ff. WindSeeG
§§ 20, 21, 34 oder 54 WindSeeG
§ 33 WindSeeG
§ 68 WindSeeG
§ 68 WindSeeG
§ 93 WindSeeG
§ 94 WindSeeG
§ 93 WindSeeG
§ 22a EEG
§ 36 WindSeeG
§ 95 WindSeeG
§ 94 WindSeeG
§ 69 WindSeeG
§ 19 EEG
§ 70 WindSeeG
§ 111e EnWG
§ 10 MaStRV
§ 13 MaStRV
§ 76 WindSeeG
§ 133 BGB
§ 3 ZPO
§ 547 ZPO
§ 94 Abs. 5 WindSeeG
§ 3 Nr. 6 WindSeeG
§ 69 Abs. 5 WindSeeG
§ 94 Abs. 5 Satz 2 WindSeeG
§ 3 Nr. 6 WindSeeG
§ 95 Abs. 5 WindSeeG
§ 95 Abs. 4 WindSeeG
§ 3 Nr. 37 EEG
§ 94 Abs. 1 WindSeeG
§ 94 Abs. 1 WindSeeG
§ 22a Abs. 3 EEG
§ 93 Satz 2 WindSeeG
§ 3 Nr. 6 WindSeeG
§ 2 Abs. 3 Satz 1 der 4. BImSchV
§ 22a Abs. 3 EEG
§ 51 Abs. 2 EEG
§ 3 Nr. 6 WindSeeG
§ 95 Abs. 4 WindSeeG
§ 94 Abs. 5 WindSeeG
§ 118 Abs. 19 EnWG
§ 118 Abs. 19 EnWG
§ 1 Abs. 2 Satz 2 WindSeeG
§ 1 Abs. 3 EEG
§ 103 Abs. 1 WindSeeG
§ 75 Abs. 3 Satz 1 EnWG
§ 78 Abs. 1 Satz 1 EnWG
§ 94 Abs. 5 WindSeeG
§ 19 Abs. 1 EEG
§ 14 Abs. 1 Satz 1 WindSeeG
§ 94 Abs. 2 Nr. 1 WindSeeG
§ 3 Nr. 3 EEG
§ 94 Abs. 5 Satz 1 WindSeeG
§ 94 Abs. 5 EnWG
§ 69 Abs. 5 WindSeeG
§ 22 Abs. 3 EEG
§ 94 Abs. 3 WindSeeG
§ 118 Abs. 19 Satz 3 Nr. 1 EnWG
§ 94 Abs. 1 WindSeeG
§ 94 Abs. 5 WindSeeG
§ 118 Abs. 12 EnWG
§ 17d Abs. 3 Satz 1 EnWG
§ 70 Abs. 2 WindSeeG
§ 95 Abs. 2 WindSeeG
§ 95 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 WindSeeG
§ 95 Abs. 2 WindSeeG
§ 5 Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 WindSeeG
§ 95 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 WindSeeG
§ 69 Abs. 2 und 3 WindSeeG
§ 94 Abs. 2 und 3 WindSeeG
§ 69 Abs. 3 Satz 1 WindSeeG
§ 94 Abs. 3 Satz 1 WindSeeG
§ 3 Nr. 39 EEG
§ 5 Abs. 4 MaStRV
§ 10 Abs. 3 MaStRV
§ 69 Abs. 3 WindSeeG
§ 22 Abs. 4 Satz 1 BGebG
§ 101 Abs. 1 WindSeeG
§ 101 Abs. 2 WindSeeG
§ 36 Abs. 2 Nr. 3 VwVfG
§ 93 S. 2 WindSeeG
§ 93 Satz 2 WindSeeG
§ 93 S. 2 Nr. 1 WindSeeG
§ 1 Abs. 1 EnWG
§ 1 Abs. 2 Satz 1 WindSeeG
§ 94 Abs. 3 WindSeeG
§ 3 Nr. 6 WindSeeG
§ 50 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
§ 130a Abs. 4 ZPO
§ 55a Abs. 4 VwGO
§ 80 Satz 2 EnWG
§ 4 Abs. 1 der Verordnung

Zitierte Entscheidungen: NVwZ 2017, 1786
NJW 2021, 3669
2 BvF 2/01
6 C 3/16
3 StR 474/19
3 B 87/10
10 S 232/24
3 Kart 763/19
3 Kart 877/19