Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2016-03-09, Aktenzeichen VI-3 Kart 169/14 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2016:0309.VI3KART169.14V.00

Tenor:
Die Beschwerde der Beschwerdeführerin vom 01.10.2014 gegen den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 13.08.2014, Az. BK6-13-001, wird zurückgewiesen.
Die Beschwerdeführerin hat die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur zu tragen.
Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.
Der Offshore-Windpark A ist in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) in der Nordsee geplant. Der Standort des Projektes liegt ca. 115 km nördlich von … und ca. 120 km nordwestlich von …. Das Vorhaben-Gebiet des A bildet nach dem aktuellen Bundesfachplan-Offshore gemeinsam mit den Vorhabengebieten der beiden OWPs B und C das Cluster 10. Das Projekt ist auf einer Fläche von ca. 65 km² geplant und soll 83 Windenergieanlagen und die Umspannplattform aufnehmen.
Das Projekt A verfügt über die öffentlich-rechtliche Zulassung und die 1. BSH-Freigabe zum Vollzug der Genehmigung. Die Beschwerdeführerin hatte mit Schreiben vom 9.11.2007 bei dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) die Errichtung und den Betrieb des Windparks beantragt. Nach Ergänzung der Unterlagen vom 11.11.2007 wurde der Antrag mit Schreiben des BSH vom 13.7.2007 als ordnungsgemäßer Antrag gemäß § 5 SeeAnlV bewertet. Mit Schreiben vom 14.1.2008 reichte die Beschwerdeführerin überarbeitete Antragsunterlagen ein und reduzierte die Anzahl der geplanten Windenergieanlagen von 110 auf 88. Mit Schreiben vom 9.9.2009 überreichte die Beschwerdeführerin eine Änderung des Flächenzuschnitts und eine Reduzierung der Anlagen auf 83 Windenergieanlagen. Die Antragsunterlagen (Stand Oktober 2009, Umweltverträglichkeitsstudie mit Stand September 2009 sowie Gutachten und Risikoanalyse mit Stand Oktober 2009) wurden am 1.4.2010 an Behörden, Stellen und Verbände zur Kenntnisnahme und Gelegenheit zur Stellungnahme übersandt. Der Erörterungstermin wurde am 14.2.2012 bekannt gemacht und vom BSH durchgeführt. Mit Schreiben vom 4.9.2012 reichte die Beschwerdeführerin überarbeitete Unterlagen für die erste Freigabe ein. Im Nachgang zum Erörterungstermin überreichte die Beschwerdeführerin mit Schreiben vom 4.9.2012 und 26.10.2012 ergänzende Antragsunterlagen. Die Wasser-und Schifffahrtsdirektion Nord erteilte die nach § 6 SeeAnlV erforderliche Zustimmung.
Der Antrag wurde am 12.6.2013 genehmigt. Die Genehmigung enthält Nebenbestimmungen. Nr. 23 der Nebenbestimmungen regelt:
„Die Genehmigung erlischt, wenn nicht bis zum 31.12.2019 mit den Bauarbeiten für die Installation der Anlagen begonnen wird…
Die spätere Aufnahme von zusätzlichen Meilensteinen in Bezug auf die Verfügbarkeit des Netzanschlusses unter Berücksichtigung der sich aus den Regelungen des EnWG in Verbindung mit dem Offshore-Netzentwicklungsplan ergebenden Pflichten wird vorbehalten.“
Die erste Freigabe (Vollzug der Genehmigung) für den Windpark wurde am 31.10.2013 durch das BSH erteilt.
Von März 2008 bis Februar 2010 wurden entsprechend der Vorgaben des BSH-Standarduntersuchungskonzepts – StUK, 3. Auflage, BSH 2007 die zweijährigen Basisuntersuchungen der Meeresumwelt durchgeführt. Nach dem Standard des BSH über die „Konstruktive Ausführung von Offshore-Windenergieanlagen“ (Standard Konstruktion 12.6.2007) wurde eine sogenannte Design-Basis erstellt. Im Jahr 2009 wurde eine technische Risikoanalyse erstellt. Die Baugrundhauptuntersuchung mit einem Aufwand von … € wurde im Juli 2013 beauftragt. 2013/2014 fanden 88 Erkundungen statt. Parallel dazu liefen Laborversuche der Bodenproben. Am 5.7.2010 wurde eine sogenannte Feed-Study gestartet, eine umfassende Marktanalyse inklusive Umsetzungskonzept. Für die Entwicklung des Projekts wurden von 2008 bis Oktober 2014 … € interne Kosten und … € externe Kosten, zusammen ca. … €, aufgewandt.
Am 23.7.2013 eröffnete die Bundesnetzagentur ein Festlegungsverfahren zur „Bestimmung eines Verfahrens zur Zuweisung von Anbindungskapazitäten“. U. a. wurden sogenannte Eckpunkte mit Regelungsentwürfen für ein Versteigerungs- und Zuweisungsverfahren veröffentlicht. Mit Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 13.8.2014 – BK 6-13-001- wurden die Bestimmungen zur Kapazitätszuteilung festgelegt. Ziffer 2.3. der Festlegung lautet:
„2.3 Sind die Windenergieanlagen auf See des Antragstellers in einem nach dem jeweils geltenden Bundesfachplan Offshore nach § 17a Abs. 1 S. 2 Nr. 1 EnWG identifizierten räumlichen Zusammenhang (Cluster) belegen, kann eine Zulassung zur Teilnahme am Kapazitätszuweisungsverfahren nur erfolgen, wenn freie Anschlusskapazität für dieses Cluster nach Ziffer 1.3 in das Zuweisungsverfahren einbezogen ist. Ist dies nicht der Fall, wird der Antrag abgelehnt.“
In der Folge eröffnete die Beschlusskammer 6 ein Zuweisungsverfahren. Den von der Beschwerdeführerin mit Schreiben vom 29.9.2014 gestellten Antrag wies die Bundesnetzagentur mit der Begründung zurück, gemäß Ziff. 2.3 der Festlegung BK 6-13-001 sei eine clusterübergreifende Netzanbindung nicht möglich. Der OWP A liege im Cluster 10, welcher keine eigene Netzanbindung habe und die beantragte Anbindung über die Leitung NOR-8-1 sei rechtlich ausgeschlossen.
Mit der vorliegenden, gegen die Festlegung vom 13.08.2014 - BK 6-13-001- gerichteten Anfechtungsbeschwerde macht die Beschwerdeführerin geltend, der Inhalt der Festlegung sei nicht von der gesetzlichen Ermächtigung des § 17d Abs. 8 Satz 1 Nr. 3 EnWG i.V.m. § 29 EnWG gedeckt. Zudem seien die gesetzlichen Grundlagen der angegriffenen Festlegung verfassungswidrig und der von der Festlegung umgesetzte Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) bzw. dessen Bestätigung verstießen ebenfalls gegen geltendes Recht.
Während der Entwicklungsphase des Projektes habe die Beschwerdeführerin davon ausgehen können, dass der Netzanschluss ca. vier Jahre nach Vorliegen der Genehmigung verfügbar sein würde. Die Gesamtdauer der Projekt-Umsetzung habe vor dem Systemwechsel in §§ 17 ff. EnWG mit durchschnittlich 10-12 Jahren veranschlagt werden können. Die Projektentwicklung bedürfe sicherer und stabiler politischer, rechtlicher und wirtschaftlicher Rahmenbedingungen. Im Rahmen des Genehmigungsverfahrens sei bei dem Erörterungstermin am 14.2.2012 ein zeitlicher Ablauf vorgestellt worden, der bei Erteilung der Genehmigung im dritten Quartal 2012 von der Fertigstellung des Netzanschlusses im zweiten Quartal 2016 ausgehe oder alternativ bei Erteilung der Genehmigung im ersten Quartal 2013 von einer Fertigstellung des Netzanschlusses im vierten Quartal 2016. Für die Realisierung des Netzanschlusses seien Zeiträume zwischen 30 Monaten und 45 Monaten diskutiert worden. Im Ergebnis sei am 4.9.2012 ein überarbeiteter Meilenstein-Plan in das Verfahren eingebracht worden, der von einer spätesten Verfügbarkeit der Exportkabel bis 30.10.2017 ausgehe. Seinerzeit sei eine Verfügbarkeit des Netzanschlusses bis spätestens 2017 sowohl von den Übertragungsnetzbetreibern als auch von der Beschwerdegegnerin und vom BSH als realistisch angesehen worden. Im Zuge der Veränderung der gesetzlichen Rahmenbedingungen seien die genannten Stellen noch von einer Verfügbarkeit des Netzanschlusses bis 2018, eventuell mit Verzögerung von einem Jahr bis 2019 ausgegangen. Nach dem aktuellen Stand des Offshore-Netzentwicklungsplans (O-NEP) 2014 stelle allerdings inzwischen das „Szenario B 2034“ den Ausblick des aktuell geplanten Szenarios B 2024 dar. Demnach seien für das Cluster 10, in dem der Windpark liege, der Beginn der Umsetzung der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs (HGÜ)-Verbindung nunmehr für das Jahr 2026 und die Inbetriebnahme für das Jahr 2031 geplant, während in dem im Dezember 2013 von der Beschwerdegegnerin bestätigten O-NEP 2013 (S. 91) die Inbetriebnahme der HGÜ-Verbindung noch für 2029 geplant gewesen sei.
Ohne Netzanschluss oder die Zuweisung von Netzanschlusskapazität fehle es an einer der drei maßgeblichen Umsetzungsvoraussetzungen (Genehmigung, Netzanschluss, Finanzierung) für das Projekt. Der abgewiesene Antrag auf Netzanschluss bedeute nicht nur, dass sich die Rendite der bereits getätigten Investitionen verschlechtere. Da die Genehmigung 2019 erlösche, müssten die heutigen Planungen an den Stand der Technik in ca. 14 Jahren angepasst und das Vorhaben neu genehmigt werden. Damit seien die bislang geleisteten und in ihrem Bestand gefährdeten Entwicklungsschritte, die dafür aufgebrachten Investitionen und die beanspruchte Zeit und somit das Gesamtprojekt vollständig entwertet.
§ 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3 EnWG enthalte eine materielle Begrenzung der Regelungsermächtigung zur Ausgestaltung des Verfahrens zur Zuweisung von Offshore-Netzanbindungskapazitäten nach § 17d Abs. 3 S. 1 EnWG. Bei der Zuweisung von Anbindungskapazitäten handele es sich um die Umsetzung eines Teils des gemäß § 17b EnWG aufzustellenden O-NEP.
Die Festlegungsermächtigung erlaube nur den Erlass von Verfahrensregelungen. Nach ihrem Wortlaut erfasse die Vorschrift nicht die Erlaubnis, auch materielle Regelungen zu treffen, hier die clusterspezifische Verteilung der in das Verfahren einzubeziehenden zuweisbaren Kapazität. Eine Ermächtigung folge auch nicht aus dem Begriff „Mindestvoraussetzungen für die Zulassung zu einem Zuweisungsverfahren…“, da dies eine Anknüpfung an persönliche Merkmale der teilnehmenden Betreiber sei. Ob clusterübergreifende Anbindungsleitungen möglich seien, sei alleine durch die Bundesfachplanung nach § 17a und § 17b EnWG zu regeln. Die Bundesnetzagentur müsse die entsprechenden Leitungen im Rahmen einer Festlegung auf Grundlage der Ermächtigung in § 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3 EnWG in das Verfahren einbeziehen. Sie könne ausschließlich die Regeln zur Zuweisung der Kapazität insgesamt bestimmen.
Der Beschluss – BK 6-13-001– verstoße gegen höherrangiges Recht. Da die Festlegung verfahrensrechtliche Vorgaben zur Umsetzung des O-NEP mache, dürfe auch der gemäß § 17b EnWG aufgestellte und von der Bundesnetzagentur bestätigte O‑NEP nicht gegen geltendes Recht verstoßen.
Die Ende 2012 in Kraft getretenen Änderungen der §§ 17 ff. EnWG („Systemwechsel“) seien verfassungswidrig. § 17b und § 17d EnWG verstießen gegen den Vertrauensschutz und verletzten das berechtigte Normvertrauen (Art. 20 Abs. 3 GG). Mit § 17 Abs. 2a EnWG 2006/2011 habe ein Vertrauenstatbestand bestanden, wonach einem Offshore-Anlagenbetreiber ein individueller Netzanbindungsanspruch zustehe. Zwar sei der Gesetzgeber nicht gehindert, Änderungen an bestehenden gesetzlichen Vorgaben vorzunehmen, er müsse aber Änderungen mit Übergangsbestimmungen flankieren, um die Veränderungen für die Betroffenen erträglich zu gestalten.
Das Vertrauen der Beschwerdeführerin sei rechtswidrig beeinträchtigt und sie sei in ihren Grundrechten aus Art. 12 und Art. 2 Abs. 1 GG betroffen. § 17 Abs. 2a EnWG 2011 habe Anreize setzen wollen, in Offshore-Windenergieanlagen zu investieren. Sie habe bereits in einem frühen Stadium viel und auf einen langen Zeitraum angelegt investiert. Es liege eine unzulässige echte Rückwirkung vor, weil jedenfalls die Einführung der Netzanbindungszusage (§ 118 Abs. 12 EnWG) die zuvor auf Grundlage des § 17 Abs. 2a EnWG 2011 bestehende Rechtsposition verändere. § 17 Abs. 2a EnWG 2011 habe für das Entstehen des Anbindungsanspruchs allein an die technische Betriebsbereitschaft der Offshore-Anlagen angeknüpft. Das Vorliegen einer Netzanbindungszusage habe keine Rolle gespielt. Der Anbindungsanspruch sei wesentliche Grundlage der Projektierung und der Investitionsentscheidung der Beschwerdeführerin gewesen. Der Systemwechsel habe den zuvor bestehenden individuellen Netzanbindungsanspruch eines Offshore-Anlagenbetreibers entwertet. § 118 Abs. 12 EnWG bestimme, dass § 17 Abs. 2a EnWG 2011 nur noch für solche Offshore-Windenergieanlagen greife, die bis zu einem gesetzlich definierten Termin eine unbedingte Netzanbindungszusage erhalten hätten.
Die Beschwerdeführerin habe im Vertrauen auf das Bestehen des individuellen Anbindungsanspruchs bis 2012 … € investiert. Es sei damals nur absehbar gewesen, dass der Netzanbindungsanspruch durch eine Kapazitätszuweisung ersetzt werde. Es sei hingegen nicht erkennbar gewesen, dass die Anbindungsleitungen zukünftig im Wesentlichen nach dem Kriterium der Küstennähe gebaut werden sollten, der Realisierungsfortschritt einzelner OWPs so gut wie keine Rolle mehr spielen werde. § 17b Abs. 2 S. 3 EnWG nenne aber den Realisierungsfortschritt als erstes Kriterium für die Umsetzung der Anbindungsleitungen. Frühestens bei der Veröffentlichung des ersten Entwurfs des O-NEP 2013 sei für Betreiber erkennbar gewesen, dass der Realisierungsfortschritt als weitgehend irrelevant eingestuft werde. Aus der Gesetzesbegründung (BR-Drs.520/12, Seite 44 f.) werde deutlich, dass der Gesetzgeber sich nicht bewusst gewesen sei, dass mit den §§ 17a ff. EnWG eine echte Rückwirkung geschaffen werde. Schon deshalb sei die Regelung verfassungswidrig.
Der O-NEP als Plan „sui generis“ und die Bestätigung des Plans durch die Bundesnetzagentur seien zwar nicht selbstständig anfechtbar (vgl. § 17c EnWG i.V.m. § 12c Abs. 4 S. 2 EnWG). Der am 19.12.2013 bestätigte O-NEP 2013 bilde allerdings die Grundlage und den Rahmen der in folgende Kapazitätszuweisungsverfahren einzubeziehenden Anbindungskapazität. Mit der Bestätigung des privatwirtschaftlichen O‑NEP gemäß § 17c i.V.m. § 12c EnWG durch Allgemeinverfügung der Bundesnetzagentur erhalte dieser öffentlich-rechtliche Qualität. Die Bundesnetzagentur müsse daher prüfen, ob der O-NEP im Einklang mit materiellrechtlichen Anforderungen stehe (korrekte Anwendung der Kriterien, bedarfsgerechte Netzanbindung, Planungsalternativen, Abwägung).
Der O-NEP müsse die Grenzen des § 17b EnWG beachten. Den Übertragungsnetzbetreibern werde als Plangebern auferlegt, eine Bedarfsplanung für Anbindungsleitungen zu entwickeln, welche die Entkoppelung der Errichtung des Offshore-Netzes von den Investitionen von Betreibern auffinge und das bisherige Rechtsregime des § 17 Abs. 2a EnWG 2011 ablöse. Der Gesetzgeber habe damit einen wesentlichen Ausgleichsvorgang zwischen dem Vertrauen der Betreiber in die Investitionssicherheit und den Abschlusserfolg und der Abschaffung eines entsprechenden Anspruchs in die Erstellung des O-NEP integriert. Dies bedeute, dass systemimmanente Ungerechtigkeiten aufgefangen werden müssten. Dies habe der Gesetzgeber mit dem Hinweis auf den Realisierungsfortschritt von Projekten ausdrücklich benannt, während die Entwicklungsplanung des O-NEP diesen Aspekt rechtswidrig nicht mit der erforderlichen Schärfe aufgreife.
Der O-NEP verstoße auch gegen das Gebot der gerechten Abwägung. Die bereits dargestellten Umstände seien jedenfalls bei der Interessenbewertung im Rahmen der Planaufstellung angemessen zu berücksichtigen. Dies ergebe sich neben der planimmanenten Abwägungserforderlichkeit auch aus der von § 17b Abs. 2 S. 3 EnWG verlangten Kriterienauswahl. Diese könne ohne Interessenbewertung nicht angemessen erfolgen. Die Abwägung bei der Offshore-Netzentwicklungsplanung sei an den Kontext der besonderen Bedarfsplanung unter Berücksichtigung von § 17b Abs. 2 EnWG anzupassen. Es gehe im Ergebnis „lediglich“ um den zeitlichen Aspekt des Ausbaus der Netzanbindungsleitungen. Wesentlich sei auch, dass der O-NEP auf den detaillierten räumlichen Aussagen des Bundesfachplans-Offshore (§ 17a EnWG) aufbaue und nicht umgekehrt, wie es bei der landseitigen Bundesfachplanung der Fall sei.
Die Übertragungsnetzbetreiber hätten ‑ und hierauf aufbauend die gesamte Offshore-Netzentwicklungsplanung - hingegen fehlerhaft ganz wesentlich auf das Merkmal der Küstennähe abgestellt und ein Zonierungskonzept entwickelt, das den zeitlichen Ausbau der Netzanbindung der einzelnen identifizierten Ausbaugebiete (Cluster) bzw. der geplanten Vorhaben bestimmen solle. Dem Kriterium Realisierungsfortschritt komme dagegen rechtswidrig im zweiten Entwurf des O-NEP 2013 kein großes Gewicht zu (Begründung S. 69). Vielmehr solle vor allem auf das Merkmal der Küstenentfernung abgestellt werden, weil dies hinsichtlich der Kosten der Netzanbindung die größte Bedeutung aufweise. Im Übrigen seien die weiteren in § 17b Abs. 2 S. 3 EnWG genannten Kriterien von abwärts gestaffelter Bedeutung, das Kriterium des Realisierungsfortschritts könne höchstens die Rolle eines Korrektivs einnehmen (zweiter Entwurf O-NEP, S. 74).
Die Bundesnetzagentur habe den Planentwurf am 19.12.2013 bestätigt und verdeutlicht, dass sie die Begründung der Plangeber teile. Die Auswahl und die Gewichtung der Grundlagen bei der Planaufstellung seien weder kritisch hinterfragt noch einer Rechtmäßigkeitskontrolle unterzogen worden. Dies sei jedenfalls nicht dokumentiert. In der Bestätigung heiße es zum Kriterium „Realisierungsfortschritt“:
„Das Kriterium „Realisierungsfortschritt der anzubindenden OWPs“ ist aus Sicht der Bundesnetzagentur als korrektives Kriterium anzuwenden, um ein grob unangemessenes Ergebnis zu vermeiden. Dabei ist dieses Kriterium insbesondere so anzuwenden, dass unbillige Härten durch den Wechsel vom windparkspezifischen Anbindungsregime zum neuen Regime des O-NEP verhindert werden.“
Die Planaufstellung und die Bestätigung seien aus mehreren Aspekten zu beanstanden. Die Begründung zeige, dass die von § 17b Abs. 2 S. 3 EnWG genannten Kriterien jeweils isoliert bewertet und in eine Reihenfolge gebracht worden seien. Wesen einer plangestaltenden Abwägung sei jedoch, entsprechende Belange gegen- und untereinander abzuwägen, um zu einer gesamtheitlichen Bewertung zu gelangen. Die Übertragungsnetzbetreiber setzten ein wesentliches Gewicht auf die angeblich vom Gesetzgeber gewünschte „Verstetigung des Netzausbaus“ (Seite 70 f. des zweiten Entwurfs). Die dynamischen Elemente, welche die starke Gewichtung des Realisierungsfortschritts bedeuten könnten, würden somit faktisch als relevantes Merkmal ausgeklammert. Dass der Netzentwicklung ein starkes dynamisches Element innewohne, werde schon dadurch deutlich, dass der Gesetzgeber in § 17b Abs. 1 Satz 1 EnWG vorschreibe, dass der O-NEP jährlich aufzustellen sei. Es dürfe nicht ausschließlich eine abstrakte Kriterienauswahl erfolgen, sondern es müssten projektbezogene oder betreiberindividuelle Interessen in der Planung abgearbeitet und im Einzelfall angemessen gewichtet werden. Es werde bereits nicht deutlich, dass sich die Plangeber überhaupt mit individuellen Anforderungen einzelner Betreiber auseinandergesetzt hätten.
Die jährliche Aufstellung des O-NEP sei auch nicht so zu verstehen, dass der Plan nur faktisch fortzuschreiben sei, wie dies die Plangeber offenbar verstanden hätten. Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber sei es vielmehr, sich jährlich wiederkehrend mit der Kriterienauswahl und weiteren Belangen zu befassen. Insoweit sei ein voll umfängliches Planaufstellungsverfahren durchzuführen. Ansonsten hätte sich der Gesetzgeber des Begriffes der „Fortschreibung“ bedienen können. Dem Gesetzgeber sei bewusst gewesen, dass die Offshore-Netzentwicklungsplanung einer ausgeprägten Dynamik unterliege. Deshalb hätten die Plangeber und die Behörde bei Bestätigung die Kriterien Küstennähe und Realisierungsfortschritt mit ihren jeweils innewohnenden spezifischen Merkmalen (z.B. Wirtschaftlichkeitserwägungen aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber (Küstennähe) und der Betreiber (Realisierungsfortschritt oder Vertrauensschutzaspekte) miteinander in Beziehung setzen müssen und die Dynamik des Ausbauprozesses in der AWZ unter den Vorgaben des Gesetzgebers bewerten müssen. Dies falle umso mehr ins Gewicht, da der Systemwechsel für die Betreiber, die nicht unter § 118 Abs. 12 EnWG fielen, jedoch einen bedeutenden Projektstatus erreicht hätten, eine erhebliche Härte darstelle. Der besondere Umstand der langen Phase der Ungewissheit bis ins Jahr 2013 hätte bei Planaufstellung berücksichtigt werden müssen. Die Genehmigung habe bei Inkrafttreten des EnWG 2012 unmittelbar bevorgestanden und sei noch während des Planaufstellungsvorgangs des O-NEP 2013 erfolgt, ebenso wie die Beauftragung der Baugrundhauptuntersuchung.
Ein weiterer Aspekt sei, dass der Bundesfachplan-Offshore (Fassung 2012 und für den O-NEP 2013 relevant) noch das Kriterium des Realisierungsfortschritts als wesentlich bestimmendes Merkmal angesehen habe. Darüber hinaus gehe der Plan davon aus, dass im Rahmen der Netzplanung clusterübergreifende Verbindungen notwendig seien, wie die Abwägung verdeutliche (Seite 93 f.). Diese clusterübergreifende Anbindungsmöglichkeit sei im O-NEP allerdings allein auf solche Cluster beschränkt, die – wie mit Blick auf das Projekt D – über eine gemäß § 118 Abs. 12 EnWG geschützte Anbindungszusage verfügten. Unklar bleibe, weshalb dies nicht auch für weit fortgeschrittene Projekte gelte.
Die Beschwerdeführerin beantragt,
den Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 13.08.2014 – BK 6-13-001 – aufzuheben,
hilfsweise die Bestimmungen in Ziff. 2.3, 2.4 und 3 des Beschlusses der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 13.8.2014 – BK 6-13-001 – aufzuheben.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Sie trägt vor, der angefochtene Bescheid sei rechtmäßig.
Die Beschwerdeführerin habe im Jahr 2012 nicht davon ausgehen können, dass der Netzanschluss vier Jahre nach Erteilung der Genehmigung durch das BSH verfügbar sei. Diese Einschätzung sei bereits zur Zeit des Zulassungsverfahrens bei dem BSH unzutreffend gewesen. Die Errichtung von Anbindungsleitungen habe sich vor dem Systemwechsel nach dem Positionspapier von Oktober 2009 gerichtet. Danach sei die Ausschreibung des Netzanbindungssystems durch den Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen einer Stichtagsregelung erfolgt, nachdem der Windpark bestimmte Kriterien nachgewiesen habe. Bei den durch das Positionspapier vorgesehenen Zeitabläufen wäre mit einer Fertigstellung der Netzanbindung für den OWP A frühestens zum Oktober 2017 zu rechnen gewesen. Die Bestätigung des BSH über die Durchführung der Baugrundhauptuntersuchung habe nach den Angaben der Beschwerdeführerin am 18.8.2014 vorgelegen. Nach den Regelungen des Positionspapiers wäre der Beschwerdeführerin frühestens zum 31.10.2014 eine bedingte Netzanbindungszusage erteilt und wäre die Ausschreibung der Netzanbindung gestartet worden. Bei der im Positionspapier angenommenen Herstellungsdauer von 36 Monaten inklusive Vergabeverfahren und Probebetrieb wäre die Anbindung Ende Oktober 2017 fertig gewesen.
Darüber hinaus sei bereits im Jahr 2012 bekannt gewesen, dass diese Zeitabläufe nicht einzuhalten seien, die Errichtung von Netzanbindungen deutlich länger als die im Positionspapier zugrundegelegten 36 Monate ab Ausschreibung dauerten. So habe auch die Tennet TSO GmbH mit Pressemitteilung vom 14.11.2011 mitgeteilt, dass „die Vergabe weiterer Gleichstromanschlüsse in der bisherigen Geschwindigkeit und Form und bei unveränderten Rahmenbedingungen nicht möglich“ sei. Tatsächlich habe sich die Tennet TSO GmbH in der Folgezeit nicht mehr an den im Positionspapier vorgesehenen Zeitablauf gehalten. Es habe daher kein Vertrauen bestanden, dass innerhalb von vier Jahren ein Netzanbindungssystem zum Cluster 10 errichtet werde.
Die Festlegung – BK 6-13-001 – sei zu Recht auf § 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3 i.V.m. § 29 EnWG gestützt worden. Schon die Annahme der Beschwerdeführerin, die Ermächtigungsgrundlage sei auf die verfahrensrechtliche Ausgestaltung des Kapazitätszuweisungsverfahrens begrenzt, sei unrichtig. Der Wortlaut der Vorschrift des § 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3 („… zu den Mindestvoraussetzungen für die Zulassung zu einem Zuweisungsverfahren und für die Zuweisung von Anbindungskapazität…“) bedeute, dass die Bundesnetzagentur ein Verfahren gestalten dürfe, das auch materiell-rechtlich wirke. Die Vorgängervorschrift des § 17d Abs. 5 S. 1 Nr. 3 EnWG a. F. habe hingegen lediglich die Kompetenz zur Einführung von Bestimmungen zum Verfahren zur Zuweisung und Übertragung von Anbindungskapazitäten vorgesehen.
Im Übrigen sei eine Abgrenzung zwischen persönlichen und sachlichen Mindestvoraussetzungen ohnehin kaum möglich. Sinn und Zweck der Regelung sei es, die Bundesnetzagentur in die Lage zu versetzen, die abstrakten Regelungen des EnWG für die Durchführung der Kapazitätszuweisung sachgerecht auszugestalten. Aus den gesetzlichen Vorgaben ergebe sich gerade nicht, dass lediglich verfahrensrechtliche Konkretisierungen vorgenommen werden könnten. Mit dem in Tenorziffer 2.3 geregelten Ausschluss clusterübergreifender Kapazitätszuweisungen und der in Tenorziffer 2.4 enthaltenen Begrenzung der Anträge auf die im jeweiligen Cluster zur Verfügung stehende freie Anschlusskapazität sei das Verfahren in materieller Hinsicht sachgerecht und diskriminierungsfrei ausgestaltet worden. Die Auffassung, wonach die Bundesnetzagentur zu materiellen Vorgaben allenfalls auf den O-NEP hätte (dynamisch) verweisen dürfen, überzeuge danach nicht, so dass die Frage, ob die Tenorziffern der Festlegung den rechtlichen Anforderungen an eine dynamische Verweisung entsprächen, nicht zu entscheiden sei.
Die §§ 17b, 17d EnWG seien rechtmäßig, verletzten auch nicht den Vertrauensschutz. Die Beschwerdeführerin gehe unzutreffend von einer echten Rückwirkung aus. Tatsächlich liege eine – nicht zu beanstandende - unechte Rückwirkung vor. § 118 Abs. 12 EnWG gewähre ausreichenden Vertrauensschutz. Die Beschwerdeführerin habe zu keinem Zeitpunkt einen Anbindungsanspruch nach § 17 Abs. 2a EnWG a. F. gehabt, weil hierfür eine betriebsbereite Offshore-Anlage notwendig gewesen wäre. Die Beschwerdeführerin habe auch nicht vor dem Systemwechsel die Voraussetzungen einer bedingten Netzanbindungszusage nach dem Positionspapier nachweisen können. So sei die Baugrundhauptuntersuchung erst lange nach dem Systemwechsel erfolgt. Die Beschwerdeführerin könne sich daher auch nicht auf etwaige Kooperationspflichten des Netzbetreibers berufen.
Der Gesetzgeber habe das Kriterium der unbedingten Netzanbindungszusage gewählt, um die Betreiber zu identifizieren, die besonders schutzbedürftig gewesen seien. Der Gesetzgeber habe erkannt, dass die Gesetzesänderung einen grundlegenden Systemwechsel mit sich bringe und berücksichtigt, dass dieser Systemwechsel zu Verzögerungen und Nachteilen für die Betreiber von Offshore-Anlagen führen könne. Er habe in den Abwägungsprozess einbezogen, dass die Betreiber von Offshore-Anlagen sich in verschiedenen Projektstadien befänden und sich daher für eine Differenzierung entschieden. Um eine unbedingte Netzanbindungszusage zu erhalten, habe ein zukünftige Windpark-Betreiber Investitionen tätigen müssen, die deutlich über das hinaus gingen, was die Beschwerdeführerin bisher oder zumindest bis zum Zeitpunkt der Gesetzesänderung geleistet habe. Der Gesetzgeber habe einen angemessenen Ausgleich zwischen den unterschiedlichen zu berücksichtigenden Interessen erreicht.
Die Festlegung beruhe auch nicht auf dem O-NEP, weshalb eine etwaige Rechtswidrigkeit des Offshore-Netzentwicklungsplans 2013 hier unerheblich sei. Der Beschluss diene nicht der Umsetzung des O-NEP und mache dazu auch keine Vorgaben.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Parteien gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den Verwaltungsvorgang und das Sitzungsprotokoll Bezug genommen.
Die Beschwerde ist zulässig. Sie ist aber unbegründet.
Der Beschluss der Bundesnetzagentur vom 13.8.2014 – BK 6-13-001 – ist rechtmäßig. Die Festlegung ist wirksam. Sie beruht auf einer hinreichenden und wirksamen Ermächtigungsgrundlage.
Die gesetzliche Ermächtigungsgrundlage für die Festlegung, hier insbesondere § 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3 EnWG, ist wirksam und die Neuregelung der Offshore-Netzanbindung nach den §§ 17a ff. EnWG, insbesondere nach §§ 17b und 17d EnWG, ist verfassungsgemäß. Es werden weder die Grenzen des berechtigten Normvertrauens noch des rechtsstaatlich geprägten Vertrauensschutzes im Sinne des Art. 20 Abs. 3 GG (Prinzip der Rechtssicherheit) verletzt.
1.1. Das zum 28.12.2012 in Kraft getretene geänderte Netzanbindungsregime hat zu einem Systemwechsel bei dem Prozess der Planung und Errichtung von Netzanbindungsleitungen geführt. Dem bis dahin in § 17 Abs. 2a EnWG normierten individuellen Anspruch des OWP-Betreibers auf Errichtung und Betrieb einer Netzanbindungsleitung wurde eine objektivierte Bedarfs- und Fachplanung für Netzanbindungsleitungen sowie Offshore-Einrichtungen vorgeschaltet, die erst zu einem späteren Zeitpunkt in einen individuellen Anschlussanspruch des OWP-Betreibers mündet. Zunächst haben die Übertragungsnetzbetreiber zur Ermittlung des Netzausbaubedarfs (Bedarfsplanung) einen jährlichen Szenariorahmen zu erstellen, der sich auch auf die Offshore-Leitungen erstreckt (§ 12a EnWG). Der darauf aufbauende Offshore-NEP (O-NEP) dient gemeinsam mit dem Onshore-NEP als Entwurf für den Bundesbedarfsplan (§ 12e Abs. 1 Satz 1 EnWG). Dieser stellt nunmehr auch für die enthaltenen Anbindungsleitungen im Bereich der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) und des Küstenmeers die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und den vordringlichen Bedarf für die Planfeststellungsverfahren nach §§ 43 ff. EnWG und §§ 18 ff. NABEG verbindlich dar.
Auf der Grundlage dieser Bedarfsfeststellung erfolgt dann die Fachplanung der Bedarfsvorhaben. Für die Leitungsabschnitte innerhalb der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) erstellt das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) im Einvernehmen mit der Bundesnetzagentur und in Abstimmung mit dem Bundesamt für Naturschutz sowie den Küstenländern einen Bundesfachplan Offshore (§ 17a EnWG). Das BSH legt insbesondere die Anlagen, die für eine Sammelanbindung geeignet sind, die Verbindungstrassen zwischen den Anlagen, die Standorte der Konverterplattformen, die Trassen der Anbindungsleitungen sowie die Übergabeorte an der Schnittstelle zwischen Küstenmeer und AWZ fest.
Der von den Übertragungsnetzbetreibern erstellte O-NEP stellt über die dargestellte Funktion der Bedarfsermittlung hinaus das maßgebliche Instrument zur Koordinierung der Errichtung von Anbindungsleitung und OWP dar. Der O-NEP soll mit einer zeitlichen Staffelung alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau der Offshore-Anbindungsleitungen enthalten, die in den nächsten zehn Jahren für einen schrittweisen, bedarfsgerechten und wirtschaftlichen Ausbau sowie einen sicheren und zuverlässigen Betrieb der Offshore-Anbindungsleitungen erforderlich sind (§ 17b Abs. 1 S. 2 EnWG). Dabei muss der Plan für jede erforderliche Maßnahmen einen verbindlichen Zeitpunkt für den Beginn des Vorhabens sowie Angaben zu der geplanten Fertigstellung des Vorhabens enthalten (§ 17b Abs. 2 S. 1 EnWG). Bei der Terminierung müssen die Übertragungsnetzbetreiber die zu erwartende Dauer des weiteren Planungsverfahrens, die Zulassungs- und Errichtungszeiten sowie die am Markt verfügbaren Errichtungskapazitäten berücksichtigen (§ 17b Abs. 2 S. 3 EnWG).
Nach § 17d EnWG hat der Übertragungsnetzbetreiber, in dessen Regelzone der Anschluss des OWPs erfolgen soll, entsprechend der Vorgaben des O-NEP die Anbindungsleitungen zu errichten und zu betreiben. Mit dem Hinweis „entsprechend der Vorgaben“ wird insbesondere klargestellt, dass das verbindliche Datum für den Beginn der Errichtung einzuhalten ist (vgl. § 17d Abs. 1 S. 2, Abs. 2 EnWG). So hat der Übertragungsnetzbetreiber spätestens nach der Auftragsvergabe den voraussichtlichen Fertigstellungstermin dem Betreiber des OWPs bekannt zu machen und auf seiner Internetseite zu veröffentlichen (§ 17d Abs. 2 EnWG). 30 Monate vor Eintritt der voraussichtlichen Fertigstellung wird der bekanntgemachte Fertigstellungstermin sodann verbindlich (§ 17d Abs. 2 S. 5 EnWG).
Mit der Umstellung der Planung und Errichtung der Netzanbindungsleitungen auf den O-NEP veränderte sich auch der subjektive Anspruch auf Netzanbindung eines OWP-Betreibers. Nach dem früheren EnWG 2006 hatte der OWP-Betreiber gegen den Übertragungsnetzbetreiber einen Anspruch auf Herstellung einer individuellen Anbindungsleitung, die zum Zeitpunkt der Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft des OWPs fertiggestellt sein musste. Der Zeitpunkt der technischen Betriebsbereitschaft des OWPs definierte damit den Fälligkeitszeitpunkt der Verpflichtung des Übertragungsnetzbetreibers zur Fertigstellung der Netzanbindung. Gemäß § 17d Abs. 3 S. 1 EnWG 2012 hat der OWP-Betreiber hingegen nun erst ab dem Zeitpunkt des verbindlich gewordenen Fertigstellungstermins einen Anspruch auf Netzanbindung, und zwar nur in Höhe der ihm zuvor im Rahmen eines diskriminierungsfreien Verfahrens durch die Regulierungsbehörde im Benehmen mit dem BSH zugewiesenen Kapazität.
1.2. Mit der Änderung der Rechtslage hat der Gesetzgeber in verfassungsgemäßer Weise von seiner Rechtsetzungsbefugnis Gebrauch gemacht. Die Einführung einer objektivierten Bedarfs- und Fachplanung für Netzanbindungsleitungen sowie Offshore-Einrichtungen, die erst zu einem späteren Zeitpunkt in einen individuellen Anschlussanspruch des OWP-Betreibers mündet, ist im Grundsatz sachgerecht.
Mit der Gesetzesänderung sollte eine Änderung des Offshore-Ausbaus, ein „Systemwechsel“, erreicht werden, um weitere Windparks in einem geordneten und ressourcenschonenden Verfahren anzubinden. Die Bundesregierung hatte seinerzeit darauf hingewiesen, dass bei der Errichtung von OWPs eine bessere Koordinierung und mehr Planungssicherheit erforderlich seien (Gesetzentwurf Bundesregierung, BT-Drs. 17/10754, S. 1, 4, 29). So seien in der Vergangenheit die Übertragungsnetzbetreiber vor erhebliche technologische, personelle und finanzielle Herausforderungen gestellt worden. Darüber hinaus seien nicht erwartete Kapazitätsengpässe bei der Zulieferindustrie aufgetreten. Bisher bestünden auch noch keine hinreichenden praktischen Erfahrungen mit der Anbindung von OWPs, die weit vor der Küste entfernt lägen. Es sei daher mit dem Gesetz eine „strategische Neuausrichtung“ beabsichtigt. So hatte die TenneT TSO GmbH angesichts der aufgetretenen Probleme mit einer Pressemitteilung vom 14.11.2011 erklärt, sie sei personell, finanziell und aus anderen Gründen nur in der Lage, die bisher beauftragten Offshore-Leitungen herzustellen.
Soweit ersichtlich, beruhte der Systemwechsel daher auf verschiedenen Ursachen und Problemen (Beschaffung, Logistik, Technik, Haftungsrisiko, neue Technologie; vgl. zu den Risiken 2. Entwurf ONEP, S. 103). So hatte die Bundesregierung festgestellt, dass die Risiken bislang nicht planbar gewesen seien (Gesetzentwurf Bundesregierung, BT-Drs. 17/10754, S. 18). Auch die Bundesnetzagentur ging in ihrer Stellungnahme im Jahr 2012 zu dem Gesetzentwurf zur Schaffung der §§ 17a ff. EnWG 2012 davon aus, dass nun verlässliche Rahmenbedingungen geschaffen werden (Beschlussempfehlung, BT-Drs. 17/11705, S. 42), sie das bisherige System daher als reformbedürftig angesehen hatte.
Die durch die Neuregelung eingetretene Rechtsänderung betrifft auch die Beschwerdeführerin in ihren subjektiven Rechten, indem der Anschluss des von ihr geplanten OWP A verzögert wird. Diese auf der Änderung der Rechtslage beruhende Verzögerung ist jedoch hinzunehmen und die auch die Beschwerdeführerin treffende unechte Rückwirkung der Neuregelung ist verfassungsrechtlich nicht zu beanstanden. Ein schützenwertes Vertrauen der Beschwerdeführerin steht nicht entgegen.
2.1. Wie der Senat bereits in dem Beschluss vom 26.11.2014 (VI-3 Kart 114/14 - …) ausgeführt hat, ist die allgemeine Erwartung, das geltende Recht werde unverändert fortbestehen, verfassungsrechtlich nicht geschützt.
Die Gewährung vollständigen Schutzes zugunsten des Fortbestehens der bisherigen Rechtslage würde den dem Gemeinwohl verpflichteten demokratischen Gesetzgeber in wichtigen Bereichen lähmen und den Konflikt zwischen der Verlässlichkeit der Rechtsordnung und der Notwendigkeit ihrer Änderung im Hinblick auf einen Wandel der Lebensverhältnisse in nicht mehr vertretbarer Weise zulasten der Anpassungsfähigkeit der Rechtsordnung lösen. Der verfassungsrechtliche Vertrauensschutz geht nicht so weit, den Staatsbürger vor jeder Enttäuschung zu bewahren (vgl. zum Ganzen: BVerfG, Beschluss vom 23.09.2010, 1 BvQ 28/10, NVwZ-​RR 2010, 905 m. w. Nachw.). Es liegt hier kein Fall einer echten Rückwirkung vor. Diese ist dann gegeben, wenn der Gesetzgeber in bereits vollständig abgewickelte Sachverhalte eingreift. Eine solche Rückwirkung ist grundsätzlich unzulässig, es sei denn das Vertrauen des Betroffenen ist nicht schützenswert, etwa bei einer verworrenen Rechtslage oder bei zwingenden Gründen des Allgemeinwohls (BVerfG, Urteil vom 10.06.2009,1 BvR 706/08, BVerfGE 121,186 257; BVerfG, Beschluss vom 23.03.1971,2 DVBl. 2/66,2 BvR 168/66, BVerfGE 30,3 167,387ff.).
Hier war der Sachverhalt schon nicht abgeschlossen. Weder ist der OWP A errichtet noch ist die Netzanbindung geschaffen worden. Die Beschwerdeführerin kann insoweit auch nicht auf das Bestehen eines Netzanbindungsanspruchs unter dem alten Anbindungsregime verweisen. Ein solcher Anspruch bestand zu keinem Zeitpunkt. Gemäß § 17 Abs. 2a EnWG 2006 hätte hierfür – was hier nicht gegeben war - die technische Betriebsbereitschaft des OWPs hergestellt werden müssen.
2.2. Vorliegend ist hingegen ein Fall unechter Rückwirkung gegeben.
Eine unechte Rückwirkung ist verfassungsrechtlich grundsätzlich zulässig (vgl. zur EEG-Regelung bei der Biogaseinspeisung: BVerfG, Beschluss vom 18.02.2009, 1 BvR 3076/08, BVerfGE 122, 374, zu Bebauungsplan bei Photovoltaikanlage: BVerfG, Beschluss 23.09.2010, 1 BvQ 28/10, NVwZ-​RR 2010, 905; vgl. auch Kreuter-Kirchhof, NVwZ 2014, 770). Sie liegt vor, wenn eine Norm auf einen gegenwärtigen, noch nicht abgeschlossenen Sachverhalt wie den vorliegenden und dessen Rechtsbeziehungen für die Zukunft einwirkt und damit zugleich die betroffene Rechtsposition nachträglich entwertet.
2.2.1. Allerdings begrenzen der Vertrauenschutzgrundsatz und das Verhältnismäßigkeitsprinzip eine etwaige unechte Rückwirkung. Die zulässige Grenze ist überschritten, wenn die vom Gesetzgeber angeordnete unechte Rückwirkung zur Erreichung des Gesetzeszwecks nicht geeignet oder erforderlich ist oder wenn die Bestandsinteressen der Betroffenen die Veränderungsgründe des Gesetzgebers überwiegen (vgl. BVerfG, Beschluss vom 18.02.2009, 1 BvR 3076/08, BVerfGE 122, 374 m. w. Nachw.).
Im Rahmen der verfassungsrechtlichen Eigentumsgarantie ist der rechtsstaatliche Grundsatz des Vertrauensschutzes zu berücksichtigen, der in Art. 14 Abs. 1 GG für vermögenswerte Güter eine eigene Ausprägung erfahren hat (vgl. BVerfG, Beschluss vom 18.02.2009, 1 BvR 3076/08, BVerfGE 122, 374 m. w. Nachw.; BVerfG, Beschluss 23.09.2010, 1 BvQ 28/10, NVwZ-​RR 2010, 905).Die konkrete Reichweite des Schutzes durch die Eigentumsgarantie ergibt sich erst aus der Bestimmung von Inhalt und Schranken des Eigentums, die nach Art. 14 Abs. 1 Satz 2 GG Sache des Gesetzgebers ist. Im Falle einer Änderung der Rechtsordnung muss der Gesetzgeber für Eingriffe in durch Art. 14 Abs. 1 Satz 1 GG geschützte subjektive Rechte legitimierende Gründe haben. Regelungen im Sinne des Art. 14 Abs. 1 Satz 2 GG, die zu solchen Eingriffen führen, sind nur zulässig, wenn sie durch Gründe des öffentlichen Interesses unter Berücksichtigung des Grundsatzes der Verhältnismäßigkeit gerechtfertigt sind. Die Eingriffe müssen zur Erreichung des angestrebten Zieles geeignet und erforderlich sein, insbesondere dürfen sie den Betroffenen nicht übermäßig belasten und für ihn deswegen unzumutbar sein (vgl. zum Ganzen: BVerfG, Beschluss vom 18.02.2009, 1 BvR 3076/08, BVerfGE 122, 374 m. w. Nachw.).Als allgemeiner Grundsatz gilt dies nicht nur im Rahmen des Art. 14 GG, sondern etwa auch für Art. 12 und Art. 2 Abs. 1 GG (vgl. BVerfG, Beschluss 23.09.2010, 1 BvQ 28/10, NVwZ-​RR 2010, 905, Rn. 28).
2.2.2. Der Gesetzgeber hat die schutzwürdigen Interessen der Windparkbetreiber und die Belange des Gemeinwohls in einen gerechten Ausgleich und in ein ausgewogenes Verhältnis gebracht.
Nach der Übergangsregelung § 118 Abs. 12 EnWG findet auf solche OWPs, die bis zum 29.8.2012 eine unbedingte Netzanbindungszusage erhalten oder spätestens bis zum 1.9.2012 das vierte Netzanbindungskriterium nach dem Positionspapier der Bundesnetzagentur nachgewiesen hatten, weiterhin § 17 Abs. 2a EnWG 2006 Anwendung, so dass diese OWP-Betreiber ihren individuellen Netzanbindungsanspruch behalten. Alle übrigen OWP-Betreiber hat der Gesetzgeber zulässig dem neuen Netzanbindungsregime unterworfen, welches aufbauend auf einer Bedarfsermittlung eine räumliche Fachplanung vorsieht und sodann in eine Umsetzung der Ergebnisse von Bedarfsermittlung und Fachplanung übergeht.
Die gewählte Übergangsregelung ist sachgerecht und berücksichtigt die unterschiedlichen Interessen. Die Bestimmung unterscheidet nachvollziehbar zwischen OWP-Betreibern, die bereits eine verbindliche Erklärung, sei sie bedingt oder unbedingt, erhalten haben und solchen, denen keine verbindliche Erklärung erteilt worden war, sondern die lediglich bestimmte Voraussetzungen erfüllt hatten. In der Begründung zu § 17e EnWG-E vom 24.9.2012 (BT-Drs. 17/10754, S. 28) heißt es dazu:
„Die Betreiber, die eine solche unbedingte Netzanbindungszusage bzw. mit der bedingten Netzanbindungszusage die Zusage, das letzte Kriterium für eine unbedingte Netzanbindungszusage innerhalb von sechs Monaten nachweisen zu können, haben, konnten darauf vertrauen, dass ihre Leitungen bis zu einem bestimmten Zeitpunkt errichtet werden“.
2.2.3. Die Beschwerdeführerin fällt in nicht zu beanstandender Weise nicht unter die Übergangsregelung. Sie verfügt zwar über die seerechtliche Genehmigung durch das BSH. Hingegen hat sie weder eine unbedingte Netzanbindungszusage noch eine oben beschriebene bedingte Netzanbindungszusage erhalten. Zu keinem Zeitpunkt bestand der von ihr behauptete „voraussetzungslos bestehende Anspruch auf Netzanbindung“, weil die Voraussetzungen des § 17 Abs. 2a S. 2 EnWG a. F. nicht erfüllt waren.
Auch das Vertrauen der Beschwerdeführerin in die bereits getätigten Aufwendungen und Planungen ist nicht so schützenswert, dass sie zwingend nach den Regeln des alten Anbindungsregimes hätte angebunden werden müssen. Es ist nicht erkennbar, dass die Beschwerdeführerin – angesichts des Gesamtvolumens der geplanten Maßnahme – im Vorfeld derart hohe Kosten verausgabt hätte, dass ein Zuwarten auf einen späteren Netzanschluss unzumutbar wäre. Die Beschwerdeführerin führt aus, ihr seien von 2008 bis 2014 für die Entwicklung des OWP A Kosten in Höhe von ca. … Euro entstanden. Die Mitte des Jahres 2013 beauftragte Baugrundhauptuntersuchung habe dabei Kosten in Höhe von ca. … Euro verursacht. Dies sind durchaus erhebliche Aufwendungen. Die Beschwerdeführerin ist aber in einem Bereich aktiv, der von vornherein technisch schwierig und schon deshalb mit besonderen wirtschaftlichen Risiken und Chancen verbunden war. Es war daher erkennbar, dass erhebliche Planungskosten entstehen und ein sicherer Zeitpunkt der Fertigstellung des Windparks und des Netzanbindungssystems nicht vorauszusehen war, ja sogar ein vollständiges Scheitern des Projekts nicht ausgeschlossen werden konnte.
Darüber hinaus hat die Antragstellerin auch wesentliche Maßnahmen und Kosten erst im Jahr 2012 getätigt, also zu einer Zeit, als die Rechtsänderung jedenfalls dem Grunde nach absehbar gewesen war. Das Risiko war für sie daher erkennbar. Dies gilt erst recht für die nach der Rechtsänderung entstandenen Kosten, etwa die Mitte 2013 erfolgte Bauhauptgrunduntersuchung.
Das Problem sich verzögernder Netzanbindungen hatte bereits der Annex zum Positionspapier im Januar 2011 gesehen und die Trassenknappheit in der Nordsee erwähnt (S. 1 des Annexes). Wegen der aufgetretenen Probleme war Anfang 2012 eine Arbeitsgruppe zur „Erarbeitung von Lösungsvorschlägen im Hinblick auf die entstandenen Verzögerungen bei den Offshore-Netzanschlüssen“ eingerichtet worden. Dass sich ein „Systemwechsel“ abzeichnete und künftig kein individueller Netzanbindungsanspruch mehr bestehen würde, verdichtete sich jedenfalls ab Frühjahr/Mitte des Jahres 2012 (vgl. auch die Pressemitteilung der Bundesregierung vom 2.7.2012). Angesichts der auf dem geplanten Systemwechsel beruhenden monatelangen rechtlichen Unsicherheit ist es fraglich, ob solche Maßnahmen und Kosten, die erst im Jahr 2012 oder später entstanden oder begründet worden sind, überhaupt einen Vertrauensschutz auslösen können.
Auch aus der seerechtlichen Genehmigung des BSH ergibt sich kein Vertrauenstatbestand, woraus sich ein Anspruch auf eine Netzanbindung innerhalb eines bestimmten Zeitraums ergeben könnte. Ebenso wenig kann die Beschwerdeführerin einen besonderen Vertrauenstatbestand daraus herleiten, dass die Genehmigung des BSH vom 12.6.2013 als Nebenbestimmung Nr. 23 vorsieht, dass die Genehmigung erlischt, wenn nicht bis zum 31.12.2019 mit den Bauarbeiten für die Installation der Anlagen begonnen wird. Zur Zeit kann nach dem Planungsstand des O-NEP nicht angenommen werden, dass bis zu diesem Zeitpunkt eine Netzanbindungsleitung für das Cluster 10 zur Verfügung stehen wird. Der O-NEP 2013 und 2014 ist zwischenzeitlich bestätigt worden. Für den Cluster 10 ist in den nächsten zehn Jahren kein Netzanbindungssystem geplant. Auf den Bestand der Genehmigung muss sich dies aber nicht auswirken, da nach dem Wortlaut der Genehmigung von den Bedingungen abgewichen werden kann, „wenn der Grund für die Abweichung nicht der Genehmigungsinhaberin zuzurechnen ist“ (Genehmigung Seite 147). Da es nicht von der Beschwerdeführerin abhängt, ob die Planungen des BSH in dem Bundesfachplan Offshore und die Planungen der Übertragungsnetzbetreiber in dem O-NEP eine Anbindungsleitung für den Cluster 10 beinhalten, dürfte dies einer Verlängerung des Genehmigungszeitraums über 2019 hinaus nicht entgegenstehen.
Die Festlegung - BK 6-13-001 - ist rechtmäßig.
3.1. Die Bundesnetzagentur ist zum Erlass von Regelungen zur „Zulassung zur Teilnahme am Kapazitätszuweisungsverfahren“ ermächtigt. Hierzu zählen nicht nur bloße Verfahrensregeln. Ermächtigungsgrundlage sind die §§ 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3, 29 Abs. 1 EnWG.
Nach § 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3 EnWG kann die Regulierungsbehörde durch Festlegung gemäß § 29 Abs. 1 EnWG nähere Bestimmungen treffen, unter anderem zum Verfahren zur Zuweisung von Anbindungskapazitäten und zu den Mindestvoraussetzungen für die Zulassung zu einem Zuweisungsverfahren und für die Zuweisung von Anbindungskapazität. Soweit der Gesetzgeber die Regulierungsbehörde zum Erlass von Verfahrensregelungen ermächtigen wollte, ist dies mit der Formulierung „zum Verfahren zur Zuweisung von Anbindungskapazitäten“ geschehen. Die Ermächtigung, „Mindestvoraussetzungen für die Zulassung zu einem Zuweisungsverfahren und für die Zuweisung von Anbindungskapazität“ zu bestimmen, geht daher darüber hinaus und erfasst nicht nur bloße Verfahrensregeln, sondern ermöglicht auch, materielle Voraussetzungen zu normieren. Antragsteller, welche die Mindestvoraussetzungen nicht erfüllen, werden mit materieller Wirkung von dem weiteren Zuweisungsverfahren ausgeschlossen. Die Beschwerdeführerin wendet erfolglos ein, der Wortlaut der Vorschrift spreche für eine Anknüpfung an „persönliche Merkmale“. Dies bedeutet jedoch nicht die Beschränkung auf formale Verfahrensvorschriften, denn die Bestimmung „persönlicher Merkmale“ legt vielmehr Bestimmungen mit materiell-rechtlicher Wirkung nahe.
Auch eine teleologische Auslegung spricht für die Ermächtigung zur Schaffung materieller Vorgaben für die Zulassung zu einem Zuweisungsverfahren. Nach § 17d Abs. 3 S. 1 EnWG erfolgt die Zuweisung von Anschlusskapazitäten durch die Regulierungsbehörde im Benehmen mit dem BSH in einem objektiven, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren. Um diese Vorgaben umzusetzen, insbesondere um ein diskriminierungsfreies Verfahren zu gewährleisten, müssen auch materiell-rechtliche Vorgaben gemacht werden können.
3.2. Die Bundesnetzagentur hat sich mit der Festlegung, insbesondere mit den von der Beschwerdeführerin angegriffenen Regelungen unter Ziffern 1.3 und 2.3 der Festlegung im Rahmen des ihr vom Gesetzgeber in § 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3 EnWG eingeräumten Regulierungsermessens gehalten.
3.2.1. Rechtliche Vorgaben für die Festlegung bestimmt § 17d Abs. 3 S. 1 EnWG. Danach erfolgt die Zuweisung von Anschlusskapazitäten auf Anbindungsleitungen durch die Regulierungsbehörde im Benehmen mit dem BSH in einem objektiven, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren.
Konkretere Regeln zur Ausgestaltung des Zuweisungsverfahrens enthält die Vorschrift nicht. Daraus folgt, dass der Gesetzgeber der Regulierungsbehörde bei der Ausgestaltung des Zuweisungsverfahrens einen Spielraum einräumen wollte. Der Gesetzgeber überlässt ihr die Wahl der Methode zur Zuweisung der Anbindungskapazität. Die Behörde kann diese Aufgabe nur mit Hilfe einer weitreichenden Einschätzungsprärogative erfüllen, sei es im Rahmen eines Beurteilungsspielraums oder eines Ermessens. Damit ist die Überprüfung der Rechtmäßigkeit der Festlegung durch den Senat von vornherein beschränkt.
Der Bundesgerichtshof hat zu der Reichweite der gerichtlichen Überprüfung in den vergleichbaren Prüfungen des Effizienzvergleichs und des Qualitätselements entschieden, dass der Regulierungsbehörde im Rahmen der rechtlichen Vorgaben bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden ein Spielraum zusteht, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleich kommt (BGH, Beschluss vom 23.1.2014, EnVR 12/12 „Stadtwerke Konstanz GmbH“, juris Rn. 10,25 ff.; BGH, Beschlüsse vom 22.7.2014, EnVR 58/12 und EnVR 59/12 „Stromnetz Berlin GmbH“, juris Rn. 13). Ob und inwieweit es sich bei den der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräumen um einen Beurteilungsspielraum auf der Tatbestandsseite der Norm oder um ein Regulierungsermessen auf der Rechtsfolgenseite handelt, könne offen bleiben. Die für diese beiden Kategorien geltenden Kontrollmaßstäbe unterschieden sich eher verbal und weniger in der Sache (BGH, Beschluss vom 21.1.2014, EnVR 12/12, juris Rn. 26 f.). Dies wirke sich auf die gerichtliche Kontrolldichte aus, diese könne nicht weiter reichen als die materiellrechtliche Bindung der Instanz, deren Entscheidung überprüft werden solle. Die Kontrolle ende deshalb dort, wo das materielle Recht in verfassungsrechtlich unbedenklicher Weise das Entscheidungsverhalten nicht vollständig determiniere (BGH, a.a.O. Rn.25). Der genutzte Beurteilungsspielraum sei daher (nur) darauf zu überprüfen, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten habe, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen sei, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemein gültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt habe (BGH, a.a.O. Rn.27). Die Ausübung des eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernden Regulierungsermessens sei vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden habe (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden sei, was nach Lage der Dinge in sie habe eingestellt werden müssen (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden sei (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis stehe (Abwägungsdisproportionalität) (BGH, a.a.O. Rn.27).
Danach kann auch die Entscheidung der Behörde bei der Überprüfung der Festlegung zur Ausgestaltung des Kapazitätszuweisungsverfahrens nur dahingehend überprüft werden, ob die Bundesnetzagentur von dem richtigen Sachverhalt ausgegangen ist, ob ihr ein Abwägungsausfall, ein Abwägungsdefizit, eine Abwägungsfehleinschätzung oder eine Abwägungsdisproportionalität vorzuwerfen sind.
Nach diesen Grundsätzen sind bei der Ausgestaltung der Festlegung weder Fehler bei der Ermittlung des Sachverhalts noch ein Ermessensfehlgebrauch feststellbar. Die Bundesnetzagentur ist von einem vollständigen und zutreffend ermittelten Sachverhalt ausgegangen. Sie hat in ihrer Betrachtung die Ziele des Gesetzgebers beachtet, Alternativen bewertet und alle wesentlichen Aspekte einbezogen, die für und gegen die unter Ziff. 1.3 und 2.3 Ziff. in die Festlegung aufgenommenen Voraussetzungen zur Zulassung zu dem Zuweisungsverfahren sprechen.
3.2.2. Nach Ziffer 1.3 der Festlegung wird in das Kapazitätszuweisungsverfahren die freie Anschlusskapazität aller bis zur jeweiligen Verfahrenseröffnung durch den Übertragungsnetzbetreiber beauftragten Netzanbindungssysteme einbezogen, soweit sie nicht gemäß § 17d Abs. 5 S. 1 2. Hs. EnWG von der Zuweisung ausgenommen wird. Die Regelung folgt der gesetzlichen Vorgabe des § 17d Abs. 4 S. 1 EnWG, wonach die Durchführung eines Versteigerungsverfahrens oder eines anderen Zuweisungsverfahrens für den Fall angeordnet wird, dass die auf einer beauftragten Anbindungsleitung noch zur Verfügung stehende Kapazität nicht ausreichend ist. Der Gesetzesbegründung kann entnommen werden, dass ein Kapazitätszuweisungsverfahren für eine Anbindungsleitung nur dann möglich sein soll, wenn der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber die jeweilige Anbindungsleitung beauftragt hat (BT-Drs.18/1304, S. 294). Die Bundesnetzagentur weist in der Begründung der Festlegung zutreffend darauf hin, dass die Zuweisung von Kapazität auf einer noch nicht beauftragten Anbindungsleitung praktisch nutzlos ist, da über die allgemein bekannten Bauzeiten hinaus keine belastbare Aussage über den Zeitpunkt der Fertigstellung getroffen werden kann.
3.2.3. Auch der unter Ziffer 2.3 der Festlegung vorgesehene Ausschluss einer clusterübergreifenden Netzanbindung ist sachgerecht.
Die Beschlusskammer folgt damit der gesetzlichen Vorgabe des § 17a Abs. 1 S. 2 Nr. 1 EnWG, wonach der Bundesfachplan Offshore die Anlagen festlegt, die in einem räumlichen Zusammenhang stehen und für Sammelanbindungen geeignet sind. Die Festlegung dient wie die Vorschrift dem Ziel, eine systematische Planung unter Berücksichtigung der erforderlichen Raumordnung zu sichern. Dazu sind im Bundesfachplan die Trassen und Standorte für die Netzanbindungssysteme systematisch räumlich so festzulegen, dass technische Vorgaben und die maßgeblichen Planungsgrundsätze Beachtung finden. Die Festlegung stützt sich zutreffend auf die Grundsätze, AC-Kabel auf kürzestem Wege, möglichst kreuzungsfrei und außerhalb von Natura2000-Gebieten und geschützten Biotopstrukturen zu verlegen. In der Begründung wird zu Recht auf die Gefahr eines Ketteneffekts bei der Zulassung clusterübergreifender Netzanbindungen hingewiesen, der zu Fehlplanungen führen kann mit der Folge, dass nicht mehr vorhersehbar sein könnte, welche Erzeugungskapazität aus den jeweiligen Clustern abzuführen wäre.
Bereits der BFO-N 2012 enthielt diesen Planungsgrundsatz:
„5.3.2.6. Gebot, Windparks an den Konverter, der für das Cluster vorgesehen ist, anzuschließen
Mit den Drehstrom-Seekabelsystemen zur Verbindung der Konverterplattform mit dem Umspannwerk sind vorrangig Windparks des gleichen Clusters anzuschließen.“
In der Begründung heißt es dazu:
„Durch den Grundsatz des Anschlusses vorrangig im eigenen Cluster werden weitestgehend Kreuzungen mit Drittinfrastrukturen und Schifffahrtswegen vermieden. Die Leistung des Konverters ist bestmöglich durch die anzuschließenden Windparks zu nutzen. Ob und wann im Einzelfall Abweichungen und damit ein Anschluss von Windparks aus benachbarten Clustern in einer Gesamtbetrachtung sinnvoll sein kann, wird im Rahmen des Monitorings zur Vorbereitung der Fortschreibung des BFO überprüft.“
In der Fortschreibung des BFO-N 2013/2014 wurde die Begründung (Seite 54) wie folgt geändert:
„Der Grundsatz des Gebots des Anschlusses vorrangig im eigenen Cluster dient im engeren Sinne einer systematischen und koordinierten Gesamtplanung. Durch den Grundsatz werden weitestgehend Kreuzungen mit Drittinfrastrukturen und Schifffahrtswegen vermieden und die Länge der Drehstrom-Seekabelsysteme (vgl. Planungsgrundsatz 5.4.2.5) soweit möglich reduziert. Die Leistung des Netzanbindungssystems ist bestmöglich durch die anzuschließenden Windparks zu nutzen.
Eine Abweichung von dem gegenständlichen Grundsatz erscheint im Einzelfall allenfalls dann sinnvoll und möglich, wenn die clusterübergreifende Anbindung zur Gewährleistung einer dauerhaft effizienten Nutzung errichteter Netzanbindungskapazitäten erforderlich ist und etwaig auftretende Nutzungskonflikte gelöst werden können bzw. die Umsetzung gesetzlicher Anforderungen dies erfordern. Die Grundzüge der Planung sollen bestehen bleiben.“
Eine clusterübergreifende Netzanbindung für den Cluster 10 ist nach der Stellungnahme des BSH bewusst nicht vorgesehen, da die Voraussetzungen für eine Ausnahme nicht gegeben sind. Eine Anbindung etwa an den Konverterstandort in Cluster 8 würde nicht zur Auflösung, sondern zu zusätzlichen Nutzungskonflikten führen. Es käme vor allem zu sogenannten Fernwirkungen, d.h. zu einer Kettenreaktion. Wenn der OWP A an den geplanten Konverter in Cluster 8 angeschlossen werden würde, würde nicht nur die dafür erforderliche Trassenplanung gegen Grundsätze des BFO-N verstoßen, sondern dies würde zusätzlich dazu führen, dass die in Cluster 8 gelegenen Windparks nicht vollständig an den dort vorgesehenen Konverter mit 900 MW Leistung angeschlossen werden könnten. Dies würde entweder einen zweiten, dann nicht vollständig ausgelasteten 900 MW-Konverter erfordern oder eine wiederum clusterübergreifende Anbindung eines in Cluster 8 gelegenen Windparks in einem Nachbarcluster voraussetzen. Auch diese Trassenplanung würde gegen die Planungsgrundsätze des BFO-N verstoßen. Es bestünde die Gefahr, dass die Grundzüge der Planung gefährdet wären.
Die Rechtmäßigkeit des O-NEP selbst und seiner Bestätigung durch die Beschwerdegegnerin sind nicht Gegenstand des vorliegenden Verfahrens zur Überprüfung der Rechtmäßigkeit der Festlegung – BK6-13-001 -. Im Übrigen ist nicht erkennbar, dass der O-NEP im konkreten Fall eine clusterübergreifende Anbindung hätte zulassen müssen.
4.1. Es ist bereits fraglich, inwieweit die Beschwerdeführerin die Überprüfung des O-NEP zum Gegenstand des Verfahrens machen kann.
Der O-NEP ist als ein Plan „sui generis“ trotz weitreichender Öffentlichkeitsbeteiligung und Bestätigungspflicht durch die Bundesnetzagentur nach dem Willen des Gesetzgebers nicht selbstständig anfechtbar (vgl. § 17c EnWG i.V.m. § 12c Abs. 4 S. 2 EnWG). Nur im Verhältnis zu den Übertragungsnetzbetreibern handelt es sich bei der Bestätigung nach § 12c Abs. 4 S. 1 EnWG um einen anfechtbaren Verwaltungsakt im Sinne des § 35 S. 1 VwVfG. Der Gesetzgeber hat selbstständige Rechtsmittel Dritter gegen die Bestätigung des Netzentwicklungsplan ausdrücklich ausgeschlossen (Ruge in Berliner Kommentar zum EnWG, 3. Auflage 2014, § 12c Rn. 33).
4.2. Im Ergebnis kann dahinstehen, ob die von der Beschwerdeführerin begehrte mittelbare oder inzidente Überprüfung des O-NEP möglich ist, weil der (für 2013 am 19.12.2013 bestätigte) O-NEP nicht die Grundlage für die Festlegung bildet. Die Festlegung beruht auf der Ermächtigungsgrundlage des § 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3 EnWG. Erfasst ist dadurch nur das Verfahren zur Zuweisung, Versteigerung, Verlagerung und Entziehung von Anbindungskapazitäten. Die Festlegung erfasst für das Zuweisungsverfahren nach der Regelung unter Tenorziffer 1.3 die Kapazitäten aller bis zur Verfahrenseröffnung durch den Übertragungsnetzbetreiber beauftragten Netzanbindungssysteme. Die Festlegung stützt sich nicht auf den Inhalt des O-NEP. Der Beschluss dient – worauf die Festlegung verweist - nicht der einer Festlegung nach § 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 2 EnWG vorbehaltenen Umsetzung des Offshore-Netzentwicklungsplans:
„Nicht Gegenstand dieser Festlegung sind Fragen der Umsetzung des Offshore-Netzentwicklungsplan und zu den Schritten, die ein Übertragungsnetzbetreiber nach § 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 2 EnWG zu unternehmen hat“.
In dem zweiten Entwurf des O-NEP 2014 (Seite 36) wird das Kriterium des Realisierungsfortschritts im Sinne einer Plausibilitätskontrolle bei der zeitlichen Staffelung der zu schaffenden Netzanbindungen im Übrigen berücksichtigt. Dadurch sollen „unbillige Härten durch den Systemwechsel vom windparkspezifischen Anbindungsregime zum neuen Regime des O-NEP“ vermieden werden. Wie bereits ausgeführt, könnte sich die Beschwerdeführerin nicht auf eine unbillige Härte berufen, da es insoweit an einem schützenswerten Vertrauen fehlt.
4.3. Der O-NEP hätte im Übrigen im Grundsatz auch keine clusterübergreifende Erschließung des Clusters 10 über das zum Startnetz gehörende Anbindungssystem NOR-8-1 vorsehen dürfen. Die Übertragungsnetzbetreiber sind bei der Vorlage des O-NEP gemäß § 17b Abs. 1 S. 2 EnWG an die Vorgaben des Bundesfachplans Offshore gebunden. Das BSH weist in seiner Stellungnahme (in dem durch Beschwerderücknahme erledigten Parallelverfahren -Az. VI-3 Kart 184/14- über die konkrete Zuweisung von Anbindungskapazität) zutreffend darauf hin, dass die räumliche Planung Aufgabe des Bundesfachplans Offshore ist und dieser clusterübergreifende Anbindungen der OWPs aus fachplanerischen Gründen nicht vorsieht. Im Rahmen der Konsultation der Festlegung wurde das BSH von der Bundesnetzagentur beteiligt und äußerte sich zu einer clusterübergreifenden Zuweisung ablehnend, da dies für die meisten Cluster die Nichteinhaltung etlicher Planungsgrundsätze des Bundesfachplans Offshore nach sich ziehen würde.
Das BSH verweist in seiner Stellungnahme auf § 17a Abs. 1 S. 2 Nr. 1 EnWG, wonach der Bundesfachplan Offshore Festlegungen zu Offshore-Anlagen treffe, die in räumlichem Zusammenhang stünden und für Sammelanbindungen geeignet seien. Im Zuge der Umsetzung dieser Vorgabe seien im Bundesfachplan Offshore Nordsee 2012 insgesamt 13 Cluster für Offshore Windparks und im Entwurf Bundesfachplan Offshore Ostsee 2013 insgesamt drei Cluster festgelegt worden. Sämtliche Planungsgrundsätze sowie die räumlichen Festlegungen und die hierfür gesicherten Flächen bauten auf der Grundlage dieser gesetzlichen Regelung auf dem Clusterkonzept auf.
Am Beispiel des BFO Nordsee seien insbesondere folgende Grundsätze zu nennen:
5.3.2.6 Gebot, Windparks an den Konverter, der für das Cluster vorgesehen ist, anzuschließen
5.3.2.4 Vermeidung von Kreuzungen
5.3.2.5 Längenbegrenzung Drehstromkabelsysteme auf 20 km.
Je mehr Windparks sich auf dasselbe Netzanschlusssystem bewerben könnten, desto größer sei die Wahrscheinlichkeit, dass es bei Kapazitätsknappheit zu raumplanerisch nicht erwünschten späteren Planungen kommen. Jede clusterübergreifende Anbindung eines Windparks habe regelmäßig auch Auswirkungen auf die Gesamtplanung. So könne es in diesem Fall aufgrund von etwa zu wenig vorhandener Leistung im eigenen Cluster dazu kommen, dass weitere, planerisch nicht sinnvolle Anbindungen erforderlich würden (Kettenreaktion).
Diese Grundsätze sind nachvollziehbar und plausibel, um einen geordneten Offshore-Netzausbau zu gewährleisten. Es sind auch keine Umstände erkennbar, weshalb für den von der Beschwerdeführerin geplanten Windpark von diesen Grundsätzen zwingend hätte abgewichen werden müssen. Die Festlegung steht auch nicht in Widerspruch zu dem Inhalt des Bundesfachplans Offshore, sondern folgt dessen Planungsgrundsätzen.
Der Behauptung der Beschwerdeführerin, der Realisierungsfortschritt nehme in dem Bundesfachplan Offshore ein bedeutendes Gewicht ein, steht schon entgegen, dass es nicht Gegenstand des BFO ist, eine zeitliche Reihenfolge zur Umsetzung der Netzanbindungssysteme vorzugeben. Dies ist vielmehr Sache des O-NEP (§ 17b Abs. 1 S. 2 EnWG). Das BSH weist zu Recht darauf hin, dass der BFO nur „die räumlichen Voraussetzungen für diese Verbindungen schafft und Trassen für die Verbindungen untereinander sichert“, aber nicht über das „ob“ und „wann“ einer Verbindung entscheidet.
Die von der Beschwerdeführerin behauptete Wirkung des BFO folgt auch nicht aus der zitierten Passage auf Seite 26 des BFO. Dort heißt es:
„Im Rahmen des zu Grunde gelegten Planungshorizonts bis 2022 werden in diesem Plan die Cluster 1 bis 8 einbezogen.… In jedem der drei Vorranggebiete wurde bereits mit der Errichtung von OWPs sowie der für die Netzanbindung dieser Windparks erforderlichen Netzinfrastruktur begonnen. Bei einer Betrachtung der Projekte, die im Rahmen einer Prognoseentscheidung bis zum Jahr 2022 voraussichtlich realisiert werden können, sind dies solche, die in unmittelbarer Nähe zu der bereits im Entstehen befindlichen Infrastruktur liegen.… Darüber hinaus liegen die Einzelprojekte in den Clustern 9 bis 13 im Vergleich zu den Vorhaben in Cluster 1 bis 8 küstenferner und dementsprechend auch in einer größeren Entfernung zu bereits bestehender Netzinfrastruktur, da diese sich derzeit in küstennäheren Bereichen entwickelt. Ein weiterer Grund für die Einbeziehung der Cluster 1 bis 8 liegt darin, dass sich die Vorhaben in Cluster 9 bis 13 im Vergleich zu allen Projekten in Cluster 1 bis 8 regelmäßig in einem noch frühen Verfahrensstadium befinden.“
Soweit sich dem BFO überhaupt eine zeitliche Komponente für die Realisierung der Netzanbindungssysteme entnehmen lässt, so besteht diese darin, dass die Vorhaben in den Clustern 9 bis 13 als schneller realisierbar eingestuft werden als das Vorhaben der Beschwerdeführerin in Cluster 10. Auch das Kriterium der Küstennähe ist sachgerecht, weil damit für die kürzeren Anbindungsleitungen nur geringere Netzentgelte anfallen, die auf die Endkunden umgewälzt werden.
Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 2 EnWG.
Den Beschwerdewert hat der Senat bereits in der mündlichen Verhandlung auf 50.000 Euro festgesetzt.
Der Senat hat die Rechtsbeschwerde zum Bundesgerichtshof zugelassen, weil die streitgegenständliche Frage grundsätzliche Bedeutung im Sinne des § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG hat und die Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung eine Entscheidung des Bundesgerichtshofs entsprechend § 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG erfordert.

Tatbestand:

Entscheidungsgründe:

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. 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 Beschwerde 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 S. 2, 80 S. 2 EnWG).

Zitierte Normen: §§ 17 ff. EnWG
§§ 17a ff. EnWG
§§ 17b, 17d EnWG
§§ 17a ff. EnWG, insbesondere nach §§ 17b und 17d EnWG
§§ 43 ff. EnWG und §§ 18 ff. NABEG
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 S. 2, 80 S. 2 EnWG
§ 5 SeeAnlV
§ 6 SeeAnlV
§ 29 EnWG
§ 17b EnWG
§ 17d EnWG
§ 17c EnWG
§ 12c EnWG
§ 17a EnWG
§ 12a EnWG
§ 17a Abs. 1 S. 2 Nr. 1 EnWG
§ 17d Abs. 8 Satz 1 Nr. 3 EnWG
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3 EnWG
§ 17d Abs. 3 S. 1 EnWG
§ 17 Abs. 2a EnWG
§ 17 Abs. 2a EnWG
§ 118 Abs. 12 EnWG
§ 118 Abs. 12 EnWG
§ 17b Abs. 2 S. 3 EnWG
§ 12c Abs. 4 S. 2 EnWG
§ 17 Abs. 2a EnWG
§ 17b Abs. 2 EnWG
§ 17b Abs. 1 Satz 1 EnWG
§ 17d Abs. 5 S. 1 Nr. 3 EnWG
§ 12e Abs. 1 Satz 1 EnWG
§ 17b Abs. 1 S. 2 EnWG
§ 17b Abs. 2 S. 1 EnWG
§ 17b Abs. 2 S. 3 EnWG
§ 17d Abs. 1 S. 2, Abs. 2 EnWG
§ 17d Abs. 2 EnWG
§ 17d Abs. 2 S. 5 EnWG
§ 17d Abs. 3 S. 1 EnWG
§ 17 Abs. 2a S. 2 EnWG
§ 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 3,  29 Abs. 1 EnWG
§ 17d Abs. 3 S. 1 EnWG
§ 17d Abs. 4 S. 1 EnWG
§ 17a Abs. 1 S. 2 Nr. 1 EnWG
§ 12c Abs. 4 S. 2 EnWG
§ 12c Abs. 4 S. 1 EnWG
§ 35 S. 1 VwVfG
§ 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 2 EnWG
§ 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 2 EnWG
§ 17b Abs. 1 S. 2 EnWG
§ 90 Satz 2 EnWG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
§ 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG
Art. 20 Abs. 3 GG
Art. 2 Abs. 1 GG
Art. 14 Abs. 1 GG
Art. 14 Abs. 1 Satz 2 GG
Art. 14 Abs. 1 Satz 1 GG
Art. 14 Abs. 1 Satz 2 GG
Art. 14 GG

Zitierte Entscheidungen: BVerfGE 121,186
BVerfGE 30,3
BVerfGE 122, 374
NVwZ 2014, 770
2a EnWG 2006/20
3 Kart 114/14
1 BvQ 28/10
1 BvR 706/08
2 BvR 168/66
1 BvR 3076/08
3 Kart 184/14