德国8月6日报道，一项还在议会审议程序的新海上风电法（WindSeeG）将会导致海上风电运营商未来必须为海上发电而支付“入场费”。联邦内阁6月初通过该法修正案，7月初提交联邦议会审议，将于9月底通过。
法律草案规定了投标人在北海和波罗的海建设海上风电的中标条件。原则上那些每千瓦时发电要求最少补偿的投标人将会中标。此前多轮招标中报价下限是零欧分。即运营商以零欧分补偿中标并因此放弃并网馈电的国家担保的补偿。而运营商可在如工业界寻找用户直接签署供电合同。现在按新法取消了零欧分下限：如多家运营商准备接受每千瓦时零欧分补偿，即放弃国家担保的补偿，那么立法者将引入“二次投标因素”。这意味着：未来所有提出零欧分补偿的投标人，在第二轮中将出价为中标愿意支付的金额。最愿意支付的投标人将会中标。业界有人称之为“入场费”或“罚金”。
联邦经济部解释原因时称，“动态招标程序”将会使“经济实力最强的投标人在招标中脱颖而出”。运营商“额外的支付意愿”将用于降低海上风电并网分摊费并为所有电力用户减负。
但业界对此非常愤怒。联邦州的阻力也在增加。工业领域的用电大户担心风电将因此不必要地更加昂贵。
业界预计此法后果严重。联邦海上风电运营商协会（BWO）表示，“第二投标要素”增加了投资风险并因此强制性导致更高的发电成本。另外还会因为潜在运营商在中标后可能退出而降低实施可行性。
BWO同时担心，政府此举将导致只是具有高风险亲和力的运营商可以中标，而从市场上排挤出中小企业和公共事业企业，从而造成投标人多样性减少。总体上德国作为海上风电投资目的地在与其他欧洲国家竞争中将没有吸引力。
BWO协会主席蒂姆警告称，如果这是联邦政府对不断增加的绿色电力需求的答复，那么德国能源和氢能转型的特殊路径将会无谓地拖延。
BWO和联邦参议院都建议参考英国、丹麦或法国而采用差价合同（CfD）模式。该方案主要内容是：投标人确定一旦中标后售电的价格，如市场价低于其投标中承诺的价格，运营商将获得差价支付；如市场价高于其投标中承诺的价格，运营商将必须交还盈利部分。
联邦经济部明确拒绝了差价合同模式，认为转换为差价合同“ 没有必要”。市场参与者越来越有能力在市场上保障电价风险，如通过直接与工业用户签署合同。
而各州看法不同。7月初联邦参议院的立场文件显示，各州担忧“第二投标要素”会导致“额外的投资和实施风险”，要求立法者删除该法规。
沿海各州对阿尔特迈尔计划的反对声音更大。下萨克森州环境部长李斯接受商报采访时表示，联邦经济部的提案不符合欧洲体系。目前差价合同模式被证明是有效和成功的，我们应该遵循这一模式并现在就启动体系转换。李警告第二投标要素最终会对所有人成本更高并吓坏投资者。德国将因此失去海上风电投资目的地的竞争力。最终也会因此损害国家扩建风电的目标。社民党议会党团支持李斯的观点。社民党议会党团能源政策协调员萨特豪夫认为“对我们而言，押注最佳电价预测并不是针对性的市场设计。”
业界认为德国海上风电的扩建目标将面临风险。RWE可再生能源部负责人道岑拉特表示，在全球可再生能源投资竞争中，德国的招标设计“几乎没有竞争力”。投资者大都同意：德国模式对社会、配套供应和投资者都有太多的不利因素。
联邦政府出于两难境地。一方面希望尽快扩建可再生能源发电能力，目的在于至2030年将可再生能源电力消费占比从目前的49%增加到65%；另一方面政府努力控制补贴成本。
基本上，联邦政府非常重视海上风力发电。新的WindSeeG还旨在规范到2030年将北海和波罗的海的风电扩建目标从15吉瓦提高到20吉瓦。2040年的目标是40吉瓦。因此，海上风能已成为发电的主要支柱之一。举例说明：20 GW的装机容量相当于20座大型燃煤或核电厂的装机容量。
考虑到发电成本的下降，海上风能也成为大型工业用电者的兴趣所在。现在，化学或金属行业的公司可以通过直接购买合同来确保获得绿色电力。他们担心联邦经济部计划的“第二投标因素”可能会使海上风力发电不必要地昂贵。
因此科思创、Trimet铝业和瓦克化学等工业公司和风能行业公司最近共同
致函阿尔特迈尔部长，称该部的计划是“根本上错误的信号”。信中说，差价合同将是“为工业提供来自可再生能源具有国际竞争力的电力的更好选择”。
