Um dem Informationsbedürfnis potenzieller Bieter entgegenzukommen, eröffnet die Beschlusskammer 6 die Möglichkeit, Fragen zu dem Ausschreibungsverfahren 2025 zu stellen. Richten Sie diese bitte an poststelle.bk6@bnetza.de.
Soweit die folgenden Antworten rechtliche Fragestellungen betreffen, geben sie die derzeitige Rechtsauffassung der Beschlusskammer wieder. Eine abschließende Beurteilung bleibt aber einer gegebenenfalls erforderlichen förmlichen Entscheidung vorbehalten.
Frage 1: Liegen der Bundesnetzagentur Anzeichen dafür vor, dass eine Verschiebung der Inbetriebnahme des ONAS für N-9.4 in das Jahr 2033 wahrscheinlich ist? Dieses Szenario scheint relevant, nicht zuletzt aufgrund der Tatsache, dass sich die Flächen N-9.4 und N-9.5 ein ONAS teilen sollen und TenneT für dieses ONAS noch keinen voraussichtlichen Fertigstellungstermin veröffentlicht hat.
Antwort: Nein, der Bundesnetzagentur liegen derzeit keine Anzeichen dafür vor, dass eine Verschiebung der Inbetriebnahme des ONAS NOR-9-4 in das Jahr 2033 wahrscheinlich ist. Im Flächenentwicklungsplan 2025, der am 30.01.2025 veröffentlicht wurde, ist festgelegt, dass die Inbetriebnahme des ONAS NOR-9-4 für die Fläche N-9.4 im 3. Quartal 2032 liegen soll. Für die Fläche N-9.5 soll der Übertragungsnetzbetreiber einen gesonderten, flächenspezifischen voraussichtlichen Fertigstellungstermin bekanntmachen. Dieser flächenspezifische voraussichtliche Fertigstellungstermin soll dem späteren Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Fläche gegenüber der Inbetriebnahme des ONAS Rechnung tragen und soll in der Regel in dem Quartal und Jahr liegen, das der FEP für die Inbetriebnahme der WEA auf der jeweiligen Fläche festlegt (FEP 2025, S. 15).
Frage 2: Im Rahmen der Ausschreibung für nicht zentral voruntersuchte Flächen und zur Ausschreibung für zentral voruntersuchte Flächen aus dem Jahr 2023, erging am 20.01.2023 jeweils folgender Hinweis: „Nach Auswertung der Konsultationsbeiträge zum Ausschreibungsverfahren für zentral voruntersuchte Flächen (Az. BK6-22-368) gibt die Beschlusskammer nachfolgenden Hinweis: Nach Auffassung der Beschlusskammer ist die beiderseitige Erklärung über zukünftige Stromliefermengen durch zwei verschiedene Rechtsträger abzugeben. Mit dem Bieter verbundene Unternehmen sind nicht ausgeschlossen. Die Beschlusskammer hält damit nicht mehr an der zur Konsultation gestellten Rechtsauffassung fest.“ Gilt dieser Hinweis, welcher im letzten Jahr für die Auktion 2024 bestätigt wurde, ebenso für die Auktion 2025 und die Ausschreibung nicht zentral voruntersuchter Flächen?
Antwort: Ja.
Frage 3: Laut Ziffer 7.11.1 des FEP 2025 soll die tatsächlich installierte Leistung der Fläche N-9.4 um 20% über die zugewiesene Netzanbindungskapazität hinausgehen. Ist unsere Annahme korrekt, dass diese Vorschrift des FEP für den bezuschlagten Bieter nicht verbindlich ist und dieser somit im Planfeststellungsverfahren die Installation einer Leistung zwischen 1.000 MW und 1.200 MW für die Fläche N-9.4 beantragen kann?
Antwort: Zweck des Planungsgrundsatzes 7.11.1 ist eine Erhöhung des zu erwartenden Energieertrags und eine höhere Auslastung des ONAS (vgl. FEP, S. 100). Mit der in 7.11.1 gewählten Soll-Formulierung wird zum Ausdruck gebracht, dass für die Fläche N-9.4 eine tatsächlich installierte Leistung in Höhe von 1.200 MW grundsätzlich gefordert ist, um den o.g. Zweck zu erreichen.
Nach Ziffer 7.14 des FEP 2025 ist es jedoch möglich, von Planungsgrundsätzen, die nicht auf zwingendem Fachrecht beruhen oder Ziele der Raumordnung darstellen, in begründeten Einzelfällen im Zulassungsverfahren abzuweichen Dies betrifft u.a. Fälle, in denen eine Einhaltung wegen besonderer Rahmenbedingungen nicht oder nicht mehr gewährleistet werden kann.
D.h. im Zulassungsverfahren wäre entsprechend zu begründen, warum eine niedrigere installierte Leistung als 1.200 MW beantragt wird.
Je größer die Differenz zwischen der beantragten Leistung und den vorgesehenen 1.200 MW ist, desto gewichtiger sollten angeführten Gründe sein. Aus jetziger Sicht und vor dem Hintergrund des bereits länger bestehenden Planungsgrundsatzes 7.11.1 (a) wäre eine Abweichung von mehr als 100 MW (d.h. eine installierte Leistung von weniger als 1.100 MW) nur mit besonders erhöhtem Aufwand und aufgrund neuer Tatsachen begründbar.
Das BSH wird die hier dargestellten Erwägungen bei einer Prüfung im Zulassungsverfahren zu Grunde legen.
Frage 4: In der Bekanntmachung (pdf / 191 KB) der Ausschreibung gibt die BNetzA an, dass nach Abschnitt 7.11.1. (b) des Flächenentwicklungsplans 2025 vom 30.01.2025 die tatsächlich installierte Leistung um 20 Prozent über die zugewiesene Netzanbindungskapazität hinausgehen soll. Dabei handelt es sich, so die Bekanntmachung, um einen Planungsgrundsatz, der im Rahmen der Planfeststellung Berücksichtigung findet. Weiter gibt die BNetzA an, dass der Planungsgrundsatz keine Auswirkungen auf die Höhe des Ausschreibungsvolumens, der Gebotsmenge, der bezuschlagten Gebotsmenge oder auf die Höhe der Sicherheitsleistung hat.
Das WindSeeG enthält u.E. keine Vorschrift, die es ermöglicht, eine solche Festlegung im Flächenentwicklungsplan zu treffen. Alle im WindSeeG hinterlegten Rechte (etwa die Flächen- Zuschläge) und Pflichten (etwa die Realisierungsfristen) beziehen sich auf die Gebotsmenge, die vorliegend bei 1000 MW verbleibt, ebenso wie die Sicherheitsleistung. Eine Möglichkeit der Sanktionierung einer Unterschreitung der 1200 MW ist daher nicht gegeben. Ob es auf einer Fläche zu einer Mehrbelegung kommt (sog. Overplanting), ist, sofern im Rahmen der bestehenden Vorschriften zulassungsfähig, eine Entscheidung des OWP-Betreibers. Wir bitten die BNetzA klarzustellen, dass der Planungsgrundsatz 7.11.1 (b) keine Verpflichtung enthält, tatsächlich 1200 MW auf der Fläche N-9.4 zu installieren und dass eine Minimalbelegung mit 1000 MW zulassungsfähig ist, der Planungsgrundsatz 7.11.1 (b) also im Ergebnis keine Wirkung entfaltet. Da der Planungsgrundsatz 7.11.1 (b) existiert, ist formal eine Abweichung hiervon zu beantragen, wenngleich diese Ausnahme aus juristischer Sicht immer zugelassen werden muss. Auch dies bitten wir zu bestätigen.
Antwort: Siehe Antwort auf Bieterfrage 3.
Frage 5: Wird das Kriterium, die Netzanbindungskapazität um 20 % zu überschreiten, eine Verpflichtung sein?
Antwort: Siehe Antwort auf Bieterfrage 3.
Frage 6: Was wäre die Referenz, die als „installierte Kapazität des Offshore-Windparks“ gemäß § 81 Abs. 2 WindSeeG (Realisierungsfristen) betrachtet wird, der besagt, dass der erfolgreiche Bieter eine installierte Leistung erreichen muss, die mindestens 95 % des vergebenen Volumens entspricht? Müssen es 95 % von 1 GW oder 95 % von 1,2 GW sein?
Antwort: Die Realisierungsfrist nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nummer 5 WindSeeG ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der bezuschlagten Gebotsmenge entspricht. Wie mit dem Hinweis auf den Planungsgrundsatz in der Bekanntmachung zur Ausschreibung auf Seite 5 erklärt, hat der Planungsgrundsatz keine Auswirkungen auf die Höhe des Ausschreibungsvolumens, der Gebotsmenge, der bezuschlagten Gebotsmenge oder der Sicherheitsleistung. Die bezuschlagte Gebotsmenge für die Fläche N-9.4 wird 1.000 MW betragen. Der Meilenstein nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nummer 5 WindSeeG ist also erfüllt, wenn die installierte Leistung 950 MW beträgt.
Frage 7: Wird die Netzinfrastruktur (Offshore-Umspannwerk und Exportkabel von Offshore-Wind-Umspannwerken zu Onshore-Umspannwerken) garantiert so dimensioniert sein, dass diese zusätzlichen 20 % installierte Leistung für diese beiden Standorte (N-9.4 und ähnlicher Weise N-9.5) abgeführt werden können?
Antwort: Nein. Die Leistung des Offshore-Netzanbindungssystems wird der bezuschlagten Menge entsprechen. Es ist demnach grundsätzlich zu keinem Zeitpunkt möglich, mehr als 1.000 MW einzuspeisen.
Frage 8: Wird eine Erhöhung der installierten Leistung von zehn Prozent der zugewiesenen Netzanbindungskapazität (Overplanting) von 1,2 GW ohne zusätzlich Nachweise möglich sein?
Antwort: Nein. Die zugewiesene Netzanbindungskapazität wird 1.000 MW betragen. Ist eine Erhöhung der installierten Leistung von über zwanzig Prozent der zugewiesenen Netzanbindungskapazität durch den Bieter beabsichtigt, ist hinsichtlich der Einhaltung der maximalen Temperaturen der Betriebsmittel des ÜNB eine Freigabe des ÜNB erforderlich (vgl. Planungsgrundsatz 7.11.1 (a) Satz 2 des FEP 2025).
Frage 9: Könnten Sie uns die Koordinaten der Helikopter-Korridore von den ÜNBs (TSO) für die Flächen N-9.4, N-10.1 und N-10.2 mitteilen, zur Planung der nutzbaren Fläche?
Antwort: Nein. Die Helikopter-Korridore werden nicht durch den Flächenentwicklungsplan festgelegt, sondern von dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber. Für Einzelheiten wird auf den jeweils zuständigen Übertragungsnetzbetreiber verwiesen.
Frage 10: Die Ausschreibungsbekanntmachung für die Fläche N-9.4 weist auf den Planungsgrundsatz 7.11.1.(b) des Flächenentwicklungsplans (FEP) 2025 hin, wonach für diese Fläche die tatsächlich installierte Leistung um 20 % über die zugewiesene Netzanbindungskapazität hinausgehen „soll“. Dies hat aber insbesondere „keine Auswirkungen auf die Höhe des Ausschreibungsvolumens, der Gebotsmenge [und] der bezuschlagten Gebotsmenge“. Nach der Begründung des FEP 2025 (S. 99) besteht für Vorhabenträger die „Möglichkeit, zusätzliche WEA über die Gebotsmenge hinaus zu installieren, sofern der Planfeststellungsbeschluss dies zulässt“ (vgl. auch BT-Drs. 18/8860, S. 293). Der Vorhabenträger hat „[i]m Rahmen der Antragsstellung […] darzulegen, ob und in welchem Maße“ er von dieser Möglichkeit Gebrauch macht, also „zusätzliche Anlagen über die zugewiesene Netzanbindungskapazität hinaus installiert werden sollen“ (FEP 2025, S. 99). Steht daher auch bei dem Planungsgrundsatz 7.11.1.(b) des FEP 2025 dem Vorhabenträger die Entscheidung über die Beantragung eines Overplanting frei oder besteht eine Rechtspflicht, auf der Fläche N-9.4 ein Overplanting von 20 % umzusetzen? Falls eine Rechtspflicht angenommen werden sollte, auf welcher gesetzlichen Grundlage beruht diese und würde sie sich auf die Realisierungsfristen nach § 81 WindSeeG auswirken?
Antwort: Der Planungsgrundsatz 7.11.1.(b) ist ein Planungsgrundsatz nach § 5 Absatz 1 Nr. 11 WindSeeG. Dieser Planungsgrundsatz ist nach § 6 Absatz 9 WindSeeG für die Zulassungsverfahren maßgeblich. Ein Planfeststellungsantrag, der diesen Grundsatz nicht einhält, wäre daher unter Umständen nicht zulassungsfähig. Hinsichtlich weiterer Erwägungen wird auf die Antwort zu Frage Nr. 3 verwiesen.
Der Planungsgrundsatz 7.11.1.(b) des Flächenentwicklungsplans (FEP) 2025 hat keine Auswirkungen auf die Erfüllung der Anforderungen nach § 81 Absatz 2 Nr. 2 und Nr. 5 WindSeeG.
Frage 11: Ist die Annahme korrekt, dass die „technische Betriebsbereitschaft“ der Windenergieanlage erreicht ist, wenn die Windenergieanlage und die Innerparkverkabelung seitens des Betreibers installiert sind, die Windenergieanlage durch externe Stromversorgung [lokaler Batteriespeicher oder kleiner Generator] lokal getestet und in den „Idle Mode“ versetzt wurde und eine SCADA-Kommunikation möglich ist (sog. „Cold Commissioning“ oder „Pre-Energisation Commissioning“ / Inbetriebnahme vor Netzzuschaltung)?
Antwort: Mit Verweis auf die Antwort auf Frage 86 aus 2024 ist „die „technische Betriebsbereitschaft“ grundsätzlich dann erreicht, wenn die Windenergieanlage auf See in der Lage ist, elektrische Energie einzuspeisen. Dies ist in dem Zeitpunkt erreicht, in dem die Einspeisung nicht mehr von einer dem Herrschaftsbereich des Betreibers der Windenergieanlage auf See zuzurechnenden Handlung abhängt. Dies setzt insbesondere voraus, dass die Windenergieanlage auf See vollständig errichtet ist und die Verkabelung im Verantwortungsbereich des Windparks abgeschlossen ist.“ Die Windenergieanlage auf See muss zudem in der Lage sein, elektrische Energie einzuspeisen. Wenn dazu noch Arbeiten erforderlich sind, die erst nach Herstellung des Netzanschlusses durchgeführt werden können, steht dies der Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft nicht entgegen.
Sofern der in der Frage beschriebene Zustand die vorstehenden Anforderungen und Voraussetzungen erfüllt, ist die technische Betriebsbereitschaft hergestellt.
Frage 12: Ist die Annahme korrekt, dass für die Herstellung der „technischen Betriebsbereitschaft“ der Windenergieanlage die Zuschaltung zum Netz des Übertragungsnetzbetreibers und Energetisierung der Anlage zur Durchführung eines vollständigen, operativen Testbetriebes nicht erforderlich ist (sog. „Hot Commissioning“ oder „Start-up Commissioning“)?
Antwort: Ja.
Frage 13: Ist die Annahme korrekt, dass für den Nachweis der „technischen Betriebsbereitschaft“ der Windenergieanlage regelmäßig die Vorlage einer durch den Anlagenbetreiber und den Anlagenhersteller unterschriebenen Inbetriebnahmebestätigung vor Netzzuschaltung („Cold commissioning confirmation“) ausreicht, so dass eine Bestätigung des Übertragungsnetzbetreibers über die Einspeisung von Energie in das Netz des Übertragungsnetzbetreibers regelmäßig nicht erforderlich ist?
Antwort: Ja, die Vorlage der Inbetriebnahmebestätigung des Anlagenherstellers genügt in der Regel zur Fristwahrung. Die Beschlusskammer behält sich aber vor, im Einzelfall weitere Nachweise nachzufordern.
Frage 14: Ist die Annahme korrekt, dass der Begriff der „technischen Betriebsbereitschaft“ in den Realisierungsfristen gem. § 81 Abs. 2 S. 1 Nr. 4 und 5 WindSeeG identisch ist, d.h. in beiden Fällen die Einspeisung von Energie in das Netz (sog. „Hot Commissioning“) nicht erforderlich ist?
Antwort: Ja.
Frage 15: Wir beziehen uns auf die Antwort der Bundesnetzagentur zu Frage 3. Sie schreiben u.a., dass im Zulassungsverfahren entsprechend zu begründen wäre, warum eine niedrigere installierte Leistung als 1.200 MW beantragt wird. Diese sehr offene Antwort führt uns zu der Frage, wie eine solche Abweichung aus Sicht der relevanten Behörden einwandfrei begründet werden kann und wie insbesondere der Begriff „besondere Rahmenbedingungen“ in diesem Zusammenhang zu verstehen ist.
Zudem antwortet die Bundesnetzagentur, dass eine Abweichung von mehr als 100 MW (d.h. eine installierte Leistung von weniger als 1.100 MW) – aus jetziger Sicht – nur mit besonders erhöhtem Aufwand und aufgrund neuer Tatsachen begründbar wäre. Wir bitten die Bundesnetzagentur Auskunft darüber zu geben, was sie unter diesen „besonders erhöhten Aufwand“ konkret versteht und welche Tatsachen als „neue Tatsachen“ gelten könnten.
Gehen wir Recht in der Annahme, dass die bei erhöhter installierter Kapazität verschlechterte Wirtschaftlichkeit des Offshore-Windparks eine ausreichende Begründung darstellen könnte, um (z.B.) 1.000 oder 1.100 MW zu beantragen? Die Berechnung der Wirtschaftlichkeit ist abschließend erst nach finaler Bestätigung des technischen Konzepts und nach Verhandlungen mit den Lieferanten möglich, und sollte daher sowohl unter dem Kriterium „besondere Rahmenbedingungen“ und dem Kriterium „neue Tatsachen“ Anwendung finden können.
Gehen wir Recht in der Annahme, dass die Ergebnisse der geophysischen Untersuchungen eine ausreichende Begründung darstellen könnten, um (z.B.) 1.000 oder 1.100 MW zu beantragen? Können Bodenverhältnisse, die die Installation der geplanten Fundamente an einigen Standorten entweder unmöglich oder deutlich teurer machen, als „besondere Rahmenbedingungen“ und/oder „neue Tatsachen“ Anwendung finden?
Antwort: Es wird auf Bieterfrage 3 verwiesen. Auskünfte zu Einzelfragen, wie der Beurteilung der Ausnahmefähigkeit einzelner Argumentationen oder Tatsachen, können leider auf abstrakter Ebene nicht gegeben werden. Grundsätzlich sind neue Tatsachen solche, die bei Festlegung des Planungsgrundsatzes nicht bekannt und nicht vorhersehbar waren, so dass jedenfalls rein wirtschaftliche Erwägungen keine hinreichende Begründung darstellen.
Frage 16: Nach den Ausschreibungsunterlagen für die Fläche N-9.4 bzw. für die Flächen N-10.1 und N-10.2 kann auch im Falle einer elektronischen Gebotsabgabe das Gebotsformular „Bürgschaft“ in Papierform vorgelegt werden. Insoweit ist also eine hybride Gebotsabgabe möglich. Nach den Antworten auf Frage 11 (zentral voruntersuchte Flächen) bzw. Frage 13 (nicht zentral voruntersuchte Flächen) im Q&A-Prozess 2023 kann die Sicherheit zudem auf mehrere Bürgschaften aufgeteilt werden. Ist es demnach auch zulässig, im Fall zweier Bürgschaftserklärungen eine davon elektronisch und die zweite in Papierform einzureichen, wenn die übrigen Gebotsunterlagen elektronisch eingereicht werden? Wäre dies bei der Gebotsabgabe kenntlich zu machen und wenn ja, wie (z.B. durch einen Hinweis auf dem Gebotsformular „Gebot“, dass eine der Bürgschaftserklärungen in Papierform eingereicht wird)?
Antwort: Ja. Im Falle der elektronischen Gebotsabgabe steht es dem Bieter, bei Aufteilung der Sicherheit auf mehrere Teilbürgschaften für jede einzelne Teilbürgschaft frei, die Abgabe auf dem elektronischen Wege oder in Papierform vorzunehmen. Ein gesonderter Hinweis hierzu über die geforderten Angaben im Gebotsformular hinaus ist nicht erforderlich.
Frage 17: Wir nehmen Bezug auf die Fragen 3 und 15. Die dort aufgeführten Antworten sowie die Feststellungen im FEP 2025 bieten für interessierte Bieter weiterhin keine ausreichende Grundlage, um belastbar beurteilen zu können, unter welchen Umständen eine Abweichung von dem Planungsgrundsatz in Ziff. 7.11.1 des FEP 2025 möglich ist. Es fehlt den interessierten Bietern damit an einer hinreichenden Grundlage für die Ausarbeitung eines wettbewerbsfähigen Gebotes.
Es ist nicht im volkswirtschaftlichen Interesse, wenn das mit dem Planungsgrundsatz bezweckte sog. Overplanting einseitig zu erheblichen Mehrkosten bei den Windparkbetreibern führt (insb. höhere Kapitalkosten, die aufgrund der Spitzenkappung sowie aufgrund zunehmender wake effects nicht hinreichend kompensiert werden), die außer Verhältnis zu dem Zweck des Planungsgrundsatzes – laut FEP 2025 die höhere Auslastung der ONAS zur Reduzierung von Investitionskosten auf Seiten der ÜNB – stehen. Während der FEP 2025 keine Kompensation für die Windparkbetreiber in den Fällen der Spitzenkappung vorsieht, steht den ÜNB stets die Möglichkeit der Erstattung ihrer Kosten über § 17f EnWG zu. Sofern unter diesen Umständen überhaupt ein Gebot abgegeben werden kann, bleibt den Windparkbetreibern nur die Möglichkeit, die höheren Kapitalkosten entweder bei der Gebotsabgabe oder bei den Strompreisen zu berücksichtigen. Dadurch droht aus unserer Sicht wiederum eine Überbelastung der Stromkunden.
Daher muss der Planungsgrundsatz unter Berücksichtigung des volkswirtschaftlichen Optimums so angewendet werden, dass die mit dem Planungsgrundsatz bezweckte höhere Auslastung der Netzanbindung nicht zu einer Überbelastung der Stromkunden führt. Ein einseitiges Fokussieren auf den Nutzungsgrad des Netzes unter Vernachlässigung der dadurch bei dem Windparkbetreiber entstehenden ungedeckten Mehrkosten ist nicht im Sinne des Stromkunden. Vielmehr müssen sich vermiedene Netzanschlusskosten bei den ÜNB und Erzeugungsmehrkosten bei dem Windparkbetreiber sinnvoll die Waage halten, was nur mit Abweichungsmöglichkeiten auch aufgrund von wirtschaftlichen Parametern möglich sein wird.
Die damit zu berücksichtigten wirtschaftlichen Gesichtspunkte auf Seiten der Windparkbetreiber sollten daher bereits vor Gebotsabgabe im Einzelnen klargestellt werden.
Im Interesse einer erfolgreichen, und damit wettbewerblichen Ausschreibung, bitten wir Sie daher,
die Umstände, die eine Abweichung von dem Planungsgrundsatz ermöglichen, konkreter zu erläutern;
die Gründe, für die von Ihnen aufgestellten gesteigerten Anforderungen an die Abweichung von über 100 MW von dem Planungsgrundsatz darzulegen; und
zu bestätigen, dass eine Abweichung insbesondere auch auf der Grundlage von wirtschaftlichen Erwägungen möglich ist, insbesondere soweit – und unabhängig von der konkreten Höhe der beantragten Abweichung im Zulassungsverfahren – das volkswirtschaftliche Optimum nur durch eine Abweichung von dem Planungsgrundsatz erreicht werden kann.
Antwort: Es wird weiterhin auf die Bieterfragen 3 und 15 verwiesen: Die Voraussetzungen, unter denen eine Abweichung von Planungsgrundsatz 7.11.1 möglich ist, können im Rahmen der Ausschreibung nicht weiter ausgeführt werden, da es sich jeweils um eine auf dem Einzelfall basierende Entscheidung handelt, welche erst im Rahmen des Zulassungsverfahrens verbindlich getroffen wird. Die Voraussetzungen für eine Abweichung ergeben sich abstrakt aus Ziffer 7.14 des FEP 2025. Volkswirtschaftliche Erwägungen wurden bereits im Rahmen der planerischen Abwägung zu dem Planungsgrundsatz 7.11.1 (b) berücksichtigt und können daher regelmäßig keine neuen Tatsachen darstellen.
Eine Abweichung, die zu weniger als 10 % Mehrbebauung führt, ist aus rein betriebswirtschaftlichen Erwägungen heraus nicht begründbar, d.h. eine Abweichung von bis zu 100 MW von den vorgesehenen 1.200 MW ist aus begründeten betriebswirtschaftlichen Erwägungen heraus zulässig.
Stand: 23.05.2025
