(1)

Am 24. September 2021 übermittelte die dänische Wettbewerbs- und Verbraucherbehörde (DCCA) (im Folgenden „Antragstellerin“) der Kommission einen Antrag gemäß Artikel 35 Absatz 1 der Richtlinie 2014/25/EU (im Folgenden „Antrag“). Der Antrag steht im Einklang mit Artikel 1 Absatz 1 des Durchführungsbeschlusses (EU) 2016/1804 der Kommission (2).

(2)

Der Antrag betrifft die Erzeugung von und den Großhandel mit Strom aus konventionellen und erneuerbaren Energiequellen in Dänemark.

(3)

Folgendes ist jedoch nicht Gegenstand des Antrags:

(4)

Die Erzeugung von und der Großhandel mit Strom aus konventionellen und erneuerbaren Quellen stellen eine Tätigkeit im Zusammenhang mit der Einspeisung von Elektrizität gemäß Artikel 9 der Richtlinie 2014/25/EU dar.

(5)

Da ein freier Marktzugang auf der Grundlage des Artikels 34 Absatz 3 Unterabsatz 1 der Richtlinie 2014/25/EU als gegeben angesehen werden kann, muss die Kommission gemäß Anhang IV Nummer 1 Buchstabe a der genannten Richtlinie innerhalb von 90 Arbeitstagen einen Durchführungsbeschluss über den Antrag erlassen.

(6)

Gemäß Anhang IV Nummer 1 Unterabsatz 4 der Richtlinie 2014/25/EU kann die Frist von der Kommission mit Zustimmung derjenigen, die die Ausnahme beantragt haben, verlängert werden. Da die DCCA am 4. März 2022 zusätzliche Informationen vorgelegt hat, wird die Frist, innerhalb deren die Kommission über diesen Antrag zu entscheiden hat, hiermit auf den 31. Juli 2022 festgesetzt.

(7)

Die Richtlinie 2014/25/EU gilt für die Vergabe von Aufträgen zur Ausübung von Tätigkeiten im Zusammenhang mit der Einspeisung von Elektrizität in feste Netze zur Versorgung der Allgemeinheit im Zusammenhang mit der Erzeugung, Fortleitung oder Abgabe von Elektrizität, sofern die Tätigkeiten nicht gemäß Artikel 34 der genannten Richtlinie ausgenommen wurden.

(8)

Nach Maßgabe von Artikel 34 der Richtlinie 2014/25/EU fallen Aufträge, die die Ausübung einer richtlinienrelevanten Tätigkeit ermöglichen sollen, nicht unter die Richtlinie, wenn die Tätigkeit in dem Mitgliedstaat, in dem sie ausgeübt wird, unmittelbar dem Wettbewerb auf Märkten ausgesetzt ist, die keiner Zugangsbeschränkung unterliegen. Der unmittelbare Einfluss des Wettbewerbs wird nach objektiven Kriterien festgestellt, wobei die besonderen Merkmale des betreffenden Sektors zu berücksichtigen sind. (3) Dieser Bewertung sind jedoch gewisse Grenzen gesetzt durch die kurzen Fristen und dadurch, dass sie sich auf die der Kommission vorliegenden Informationen stützen muss und nicht durch zeitaufwendigere Methoden, wie etwa öffentliche Anhörungen, die an die beteiligten Wirtschaftsteilnehmer gerichtet sind, ergänzt werden kann. (4) In diesem Zusammenhang ist die Frage, ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, zwar auf der Grundlage von Kriterien zu entscheiden, die mit den Wettbewerbsvorschriften des AEUV im Einklang stehen, es ist jedoch nicht erforderlich, dass diese Kriterien genau mit den im EU-Wettbewerbsrecht genannten Kriterien übereinstimmen. (5)

(9)

Der Zugang zu einem Markt gilt als nicht beschränkt, wenn der betreffende Mitgliedstaat die einschlägigen Vorschriften des Unionsrechts, durch die ein bestimmter Sektor oder ein Teil davon für den Wettbewerb geöffnet wird, umgesetzt hat und anwendet. Diese Rechtsvorschrift ist in Anhang III der Richtlinie 2014/25/EU aufgeführt. Für die Stromerzeugung und den Stromgroßhandel wird in diesem Anhang auf die Richtlinie 2009/72/EG verwiesen, die durch die Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates (6) mit Wirkung vom 1. Januar 2021 aufgehoben wurde. Der Antragstellerin zufolge hat Dänemark die Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt (7). Daher kann gemäß Artikel 34 Absatz 3 der Richtlinie 2014/25/EU der freie Zugang zum Markt vermutet werden.

(10)

Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, sollte anhand verschiedener Indikatoren beurteilt werden, von denen keiner für sich genommen notwendigerweise den Ausschlag gibt. In Bezug auf den von diesem Beschluss betroffenen Markt stellen die Marktanteile ein Kriterium dar, das neben anderen Kriterien wie dem Wettbewerbsdruck durch Erzeuger aus Nachbarländern oder der Anzahl der Bieter bei Ausschreibungen für erneuerbare Energiekapazitäten berücksichtigt werden sollte.

(11)

Mit diesem Beschluss soll festgestellt werden, ob die Dienstleistungen, auf die sich der Antrag bezieht, (auf Märkten mit freiem Zugang im Sinne von Artikel 34 der Richtlinie 2014/25/EU) in ausreichendem Maße dem Wettbewerb ausgesetzt sind, um zu gewährleisten, dass die Auftragsvergabe im Rahmen der betreffenden Tätigkeiten auch ohne die durch die in der Richtlinie 2014/25/EU festgelegten detaillierten Vorschriften für die Auftragsvergabe bewirkte Disziplin transparent, diskriminierungsfrei und auf der Grundlage von Kriterien erfolgt, anhand deren die Auftraggeber die wirtschaftlich günstigste Lösung ermitteln können.

(12)

Dieser Beschluss beruht auf der Rechts- und Sachlage von September 2021, wie sie sich nach den von der Antragstellerin vorgelegten Informationen und öffentlich zugänglichen Informationen darstellt.

(13)

Der Zugang zu einem Markt gilt als nicht beschränkt, wenn der betreffende Mitgliedstaat die einschlägigen Vorschriften des Unionsrechts, durch die ein bestimmter Sektor oder ein Teil davon für den Wettbewerb geöffnet wird, umgesetzt hat und anwendet. Der Antragstellerin zufolge hat Dänemark die Richtlinie (EU) 2019/944 durch 29 nationale Maßnahmen umgesetzt. Dies wurde von der dänischen Energieagentur (8) bestätigt. Die Kommission ist daher der Auffassung, dass die Bedingungen für den freien Marktzugang rechtlich erfüllt sind.

(14)

Hinsichtlich des faktischen freien Zugangs stellt die Kommission fest, dass die Liberalisierung des dänischen Stromerzeugungsmarktes seit der Öffnung für den Wettbewerb im Jahr 1999 vorangekommen ist. Die Teilnahme Dänemarks an der Strombörse Nord Pool und der Ausbau der Verbindungskapazitäten haben wesentlich dazu beigetragen, den Wettbewerbsdruck zu fördern. Die von den dänischen Behörden organisierten Ausschreibungen für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen, insbesondere für Offshore-Windparks, haben eine wachsende Zahl von Teilnehmern angezogen.

(15)

Die Kommission kommt für die Zwecke dieses Beschlusses zu dem Schluss, dass der freie Marktzugang im Hoheitsgebiet Dänemarks rechtlich und faktisch als gegeben anzusehen ist.

(16)

Gemäß der Praxis der Kommission auf dem Gebiet der Unternehmenszusammenschlüsse (9) können im Stromsektor die folgenden sachlich relevanten Märkte unterschieden werden: i) Erzeugung und Großhandel, ii) Übertragung, iii) Bereitstellung und iv) Einzelhandelslieferung an Endverbraucher. Manche dieser Märkte ließen sich zwar weiter unterteilen, doch hat die Kommission in ihrer bisherigen Entscheidungspraxis (10) nicht zwischen einem Stromerzeugungsmarkt und einem Stromgroßhandelsmarkt unterschieden, da die Erzeugung als solche lediglich eine erste Stufe in der Wertschöpfungskette ist und die erzeugten Strommengen über den Großhandelsmarkt abgesetzt werden. Dies wurde insbesondere für die nordischen Staaten bestätigt. (11)

(17)

In ihrer Praxis auf dem Gebiet der Unternehmenszusammenschlüsse hat die Kommission außerdem berücksichtigt, dass der sachlich relevante Markt in der nordischen Region den Stromverkauf sowohl über bilaterale Verträge als auch über die Plattform Nord Pool, sowohl auf Elspot (Day-Ahead) als auch auf Elbas (Intraday), umfasst. (12)

(18)

Die Antragstellerin vertritt die Auffassung, dass Strombezugsverträge auf Unternehmensebene (Corporate Power Purchase Agreement, cPPA) in den relevanten Markt einbezogen werden sollten. Bei solchen Vereinbarungen handelt es sich um bilaterale Verträge zwischen einem Stromerzeuger und einem Kunden (in der Regel einem Großstromverbraucher), bei denen der Abnehmer den Strom direkt vom Erzeuger bezieht. Handelsunternehmen schließen Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, im Folgenden „PPA“) sowohl mit Erzeugern von Strom aus konventionellen wie auch aus erneuerbaren Energiequellen ab, wobei um den Abschluss von PPA ein Wettbewerb besteht.

(19)

Wie bei anderen bilateralen Geschäften müssen Kunden, die PPA abschließen, eine Vereinbarung mit einem Bilanzkreisverantwortlichen treffen, um ihre Bilanzkreisabweichungen zu bewältigen. Stromerzeuger (z. B. Eigentümer von Offshore-Windparks) müssen ihre prognostizierte Stromproduktion im Hinblick auf die Abstimmung der Erzeugung/Produktion in Echtzeit anpassen, d. h., die prognostizierte Produktion mit der tatsächlichen abgleichen. Die Art und Weise, wie der Erzeuger den erzeugten Strom verkauft, einschließlich cPPA, ändert nichts an dieser Verantwortung.

(20)

Bei der Frage, ob konventionelle und erneuerbare Energie demselben Produktmarkt angehören, ist die Kommission je nach Sachlage zu unterschiedlichen Ergebnissen gekommen. Sie stellte fest, dass die Erzeugung von Strom aus konventionellen und erneuerbaren Energiequellen in Deutschland (13) und Italien (14) als unterschiedliche sachlich relevante Märkte betrachtet werden sollten.

(21)

Im Fall der Niederlande (15) stellte die Kommission jedoch fest, dass die Erzeugung von und der Großhandel mit Strom aus konventionellen und erneuerbaren Energiequellen Teil desselben sachlich relevanten Marktes sind. Für die nordische Region hat die Kommission in ihrer Praxis auf dem Gebiet der Unternehmenszusammenschlüsse die Herkunft des Stroms als irrelevant für die Produktdefinition angesehen. (16)

(22)

Die Antragstellerin bringt vor, dass sich der Sachverhalt in Dänemark von den im oben angeführten Beschluss genannten Sachverhalten in Deutschland und Italien unterscheide und mit der in den Niederlanden in Rede stehenden Situation vergleichbar sei. Die Antragstellerin legte Tabellen vor, in denen die Ähnlichkeiten und Unterschiede zwischen den dänischen und den deutschen, italienischen bzw. niederländischen Sachen aufgeführt sind. Die Hauptunterschiede zur deutschen und italienischen Situation seien das Fehlen eines gesetzlich festgelegten Vergütungssatzes sowie eines Einspeisevorrangs und die Tatsache, dass Strom aus erneuerbaren Energiequellen auf dem Großhandelsmarkt zum gleichen Preis wie Strom aus konventionellen Energiequellen verkauft werde.

(23)

Die Kommission wies in ihrem Beschluss über den Zusammenschluss Fortum/Uniper (17) darauf hin, dass der sachlich relevante Markt in den nordischen Ländern unabhängig von den Erzeugungsquellen und den Handelskanälen sowohl die Stromerzeugung als auch den Stromgroßhandel sowie im Wege von bilateralen Verträgen und über die nordische Strombörse Nord Pool verkauften Strom umfasst.

(24)

Was die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen betrifft, so bezieht sich der Antrag auf die Offshore-Windparks Horns Rev 3, Vesterhav Syd, Vesterhav Nord und Kriegers Flask sowie auf die künftigen Windparks, einschließlich des Offshore-Windparks Thor. Alle betreffenden Förderregelungen waren Gegenstand von Beschlüssen der Kommission, in denen ihre Vereinbarkeit mit den EU-Beihilfevorschriften bestätigt wurde. (18)

(25)

Des Weiteren sind die für die Windenergieerzeugung gezahlten Prämien dank des verstärkten Wettbewerbs um die Stromerzeugung auf ein Minimum gesunken. Für alle zuvor genannten Windparks hat die dänische Energieagentur eine offene Ausschreibung für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen durchgeführt. An der Ausschreibung Horns Rev 3 (400 MW) im Jahr 2015 beteiligten sich vier Bieter, an der Ausschreibung Kriegers Flak (600 MW) im Jahr 2016 sieben und an der Ausschreibung Vesterhav Nord/Sud (350 MW) im Jahr 2016 drei.

(26)

Vor den Ausschreibungsverfahren wird eine Risikoabsicherung durchgeführt, und die dänischen Behörden haben nun ein besseres Verständnis des Marktes entwickelt und einen echten Marktdialog eingerichtet.

(27)

Auch die Gesamtkosten für erneuerbare Technologien wie Offshore-Windkraftanlagen oder Photovoltaik sind deutlich zurückgegangen. So erhielt für den Offshore-Windpark Anholt im Jahr 2010 ein Angebot mit einer Prämie von 105 øre/kWh den Zuschlag, während der Zuschlag für den Offshore-Windpark Kriegers Flak im Jahr 2016 an ein Angebot mit einer Prämie von 37 øre/kWh ging.

(28)

Dänemark beabsichtigt außerdem, drei neue große Offshore-Windparks zu errichten. Die Kapazität des ersten Offshore-Windparks soll etwa 800 MW betragen, die der übrigen mindestens 800 MW. Die dänische Energiebehörde wird für jeden geplanten Offshore-Windpark im Rahmen von Ausschreibungsverfahren Angebote einholen.

(29)

Wie bereits in ihrem Durchführungsbeschluss (EU) 2018/71 der Kommission (19) zur Freistellung der Stromerzeugung und des Stromgroßhandels in den Niederlanden stellt die Kommission fest, dass die Gewährung von Beihilfen auf der Grundlage eines wettbewerblichen Ausschreibungsverfahrens erfolgt, womit Anreize für ein disziplinierteres Ausschreibungsverhalten der Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Quellen gesetzt werden. Damit werden die Erzeugung von Strom aus konventionellen Quellen und die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen (die Offshore-Windparks, die Gegenstand des Antrags sind) in Dänemark gleichgestellt.

(30)

Für die Zwecke der Prüfung der Bedingungen des Artikels 34 Absatz 1 der Richtlinie 2014/25/EU und unbeschadet der Anwendung des Wettbewerbsrechts ist die Kommission der Auffassung, dass der sachlich relevante Markt der Markt für die Erzeugung von Strom und den Großhandel mit Strom, einschließlich cPPA, aus konventionellen Energiequellen sowie aus Offshore-Windparks ist, für die eine Freistellung beantragt wurde.

(31)

Die Kommission hat 2006 in einer Entscheidung über einen Zusammenschluss (20) zwei getrennte räumliche Märkte für den Stromgroßhandel — Ost-Dänemark (im Folgenden „DK2“) und West-Dänemark (im Folgenden „DK1“) — abgegrenzt, da es zum damaligen Zeitpunkt keine direkte Verbindung zwischen den beiden dänischen Gebotszonen (bzw. Preiszonen) gab. Die Kommission gelangte in dem Beschluss zur Verbindungsleitung zwischen Deutschland und Dänemark im Jahr 2018 zu derselben Schlussfolgerung. (21)

(32)

Im Jahr 2014 untersuchte der dänische Wettbewerbsrat in seiner Entscheidung über virtuelle Kraftwerke (Virtual Power Plant, VPP) (22) den Markt für die Erzeugung von und den Großhandel mit Strom in Dänemark. Mit dieser Entscheidung hob der dänische Wettbewerbsrat frühere von Elsam A/S im Rahmen eines Zusammenschlusses zwischen Elsam A/S und Nesa A/S im Jahr 2004 eingegangene Verpflichtungen auf. Der dänische Wettbewerbsrat bejahte zum Teil die Existenz eines größeren räumlich relevanten Marktes als DK1. DK1 ist über Übertragungsverbindungen mit Norwegen, Schweden und Deutschland verbunden. Der Großhandelspreis für physischen Strom in DK1 unterschied sich im Jahr 2013 in weniger als 10 % der Stunden von allen angeschlossenen Preiszonen. In den meisten Stunden lag der Großhandelspreis von DK1 auf dem gleichen Niveau wie mindestens eine der verbundenen Preiszonen, was für einen größeren räumlich relevanten Markt als Westdänemark spricht. Es wurde jedoch offengelassen, ob es einen größeren räumlich relevanten Markt als Westdänemark gibt. Im Jahr 2019 wies der dänische Wettbewerbsrat (23) darauf hin, dass der Markt für die Stromerzeugung und den Stromgroßhandel ein nationaler Markt sei, ließ aber die Frage offen, ob eine breitere oder engere geografische Abgrenzung des Marktes vorgenommen werden sollte. Die Schlussfolgerung beruhte auf den folgenden Präzedenzfällen: 1) dem Beschluss M.8660 Fortum/Uniper, in dem die Kommission das Vorhandensein eines nationalen Marktes in Schweden feststellte, 2) dem Beschluss M.3268 Sydkraft/Graninge, in dem die Kommission feststellte, dass Schweden nur in einer unbedeutenden Anzahl von Stunden einen von Finnland und Dänemark getrennten Markt darstellte, was darauf hindeutet, dass der Stromgroßhandelsmarkt über den nationalen Rahmen hinausgeht, und 3) der Entscheidung des dänischen Wettbewerbsrats in Bezug auf VPP, in der er aufgrund der Entwicklungen auf dem Stromerzeugungs- und -großhandelsmarkt in Dänemark Anhaltspunkte für einen größeren räumlich relevanten Markt als DK1 fand. Die Verbindungskapazitäten zwischen Dänemark und seinen Nachbarländern wurden seit 2006 erheblich ausgebaut. Insbesondere die Verbindungsleitungen Skagerrak (mit Norwegen), Kontiskan (mit Schweden) und Kontek (mit Deutschland) wurden in Betrieb genommen oder ausgebaut. Die Verbindungsleitung COBRAcable (mit den Niederlanden) wurde 2019 in Dienst gestellt. Innerhalb Dänemarks verbindet der Große Belt nun West- und Ostdänemark.

(33)

Aus den von der Antragstellerin (24) vorgelegten Unterlagen geht hervor, dass die Preiskorrelation zwischen Ost- und West-Dänemark sowie mit den benachbarten Preiszonen in Schweden, Norwegen und Deutschland (SE3, SE4, NO2 und DE) zunimmt. So lag der Preis von DK1 im Jahr 2013 zu 91,7 % und im Jahr 2018 zu 96,3 % auf demselben Niveau wie eines der anderen Gebiete (DK2, SE3, SE4, NO2 und DE); in Bezug auf DK2 lagen die Werte 2013 bei 97,8 % und im Jahr 2018 bei 98,6 %. Umgekehrt ist die Zahl der Stunden, in denen das Gebiet DK1 einen anderen Preis als die anderen Gebiete hatte, im Zeitraum 2013–2018 von 8,3 % auf 3,7 % zurückgegangen; für DK2 sank der entsprechende Prozentsatz von 2,2 % auf 1,4 %.

(34)

Energinet zufolge verfügt Dänemark über eine sehr hohe Kapazität der Verbindungsleitungen zu seinen Nachbarländern, die etwa 90 % der inländischen Spitzenlast entspricht. Aufgrund der engen Anbindung an die Nachbarländer gilt in Dänemark nur während etwa 10 % der Zeit ein abweichender Spotmarktpreis für Strom. In der übrigen Zeit ist der Großhandelspreis mit dem in Norwegen, Schweden oder Deutschland identisch.

(35)

Die internationale Verbindung zwischen Ost-Dänemark (DK2) und Deutschland weist im Jahr 2019 eine verfügbare Handelskapazität von 90 % der Gesamtkapazität der Verbindungsleitung in der Exportrichtung und von 95 % in der Importrichtung auf. Die verbleibenden ausländischen Verbindungen hatten eine verfügbare Handelskapazität in Ausfuhrrichtung zwischen 60 % und 88 % der Gesamtkapazität der Verbindungsleitung. Die Handelskapazität zwischen West-Dänemark (DK1) und Norwegen bzw. Schweden war 2019 im Vergleich zu 2018 geringer. Andererseits war die Handelskapazität gegenüber Deutschland in beiden dänischen Gebotszonen höher. Die Cobra-Verbindung wies im Jahr 2019 eine verfügbare Handelskapazität in Ausfuhr- und Einfuhrrichtung von 87 % der Gesamtkapazität der Verbindungsleitung auf.

(36)

Die Kommission stellt fest, dass in beiden Gebieten Preisdruck von außen besteht: DK1 hat in 89,3 % der Stunden dieselben Preise wie die übrigen Gebiete, und DK2 in 98,4 % der Stunden. In Erwägungsgrund 28 des Beschlusses über den Zusammenschluss von Fortum und Uniper kam die Kommission zu dem Schluss, dass die vier schwedischen Gebotszonen einen einzigen geografischen Markt bilden, da sie für 89,7 % der Stunden einen gemeinsamen Preis aufwiesen. Die Kommission stellt ferner fest, dass der Antragstellerin zufolge die vier größten Akteure mit Marktanteilen von über 10 % sowohl im Gebiet DK1 als auch im Gebiet DK2 tätig sind.

(37)

Für die Zwecke der Prüfung der Bedingungen des Artikels 34 Absatz 1 der Richtlinie 2014/25/EU und unbeschadet der Anwendung des Wettbewerbsrechts ist die Kommission der Auffassung, dass der räumlich relevante Markt für die Erzeugung von und den Großhandel mit Strom, einschließlich cPPA, sowohl aus konventionellen als auch aus erneuerbaren Energiequellen, die Gegenstand des Antrags sind, im Falle eines getrennten Marktes für DK1 und DK2 oder im Falle eines einzigen nationalen dänischen Marktes offengelassen werden kann.

(38)

Alle Berechnungen der Marktanteile und Anhaltspunkte im Zusammenhang mit dem Anteil an der Stromerzeugung beruhen auf Angaben der Antragstellerin.

(39)

In ihrer Analyse berücksichtigt die Kommission mehrere Faktoren. Marktanteile sind zwar ein wichtiger Aspekt, aber auch der von Erzeugern aus Nachbarländern ausgeübte Wettbewerbsdruck und die Anzahl der Bieter bei Ausschreibungen für Kapazitäten zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen werden berücksichtigt.

(40)

Auf dem dänischen Markt für die Stromerzeugung und den Stromgroßhandel sind derzeit drei Hauptmarktteilnehmer tätig, die den Vorschriften für die Vergabe öffentlicher Aufträge gemäß der Richtlinie 2014/25/EU unterliegen. Dabei handelt es sich um Ørsted A/S (im Folgenden „Ørsted“) (zu 50,1 % im Besitz des dänischen Staates), die dänische Tochtergesellschaft von Vattenfall, Vattenfall AB (im Folgenden „Vattenfall“) (zu 100 % im Besitz des schwedischen Staates) und HOFOR Energiproduktion A/S (im Folgenden „HOFOR“), die letztlich im Eigentum der Stadt Kopenhagen steht.

(41)

Derzeit handeln 18 dänische Unternehmen an der Strombörse Nord Pool. Die meisten dieser Unternehmen, wie Danske Commodities und Centrica Energy Trading, sind keine öffentlichen Unternehmen im Sinne der Richtlinie 2014/25/EU.

(42)

In den Jahren 2018 und 2019 lag der Marktanteil von Ørsted auf dem kombinierten Markt DK1-DK2 (bei der Erzeugung) bei [20-30] % bzw. [10-20] %, der Marktanteil von Vattenfall bei [5-10] % bzw. [10-20] % und der Marktanteil von HOFOR bei [0-5] % bzw. [0-5] %. Die größeren nicht unter die Vorschriften für die Vergabe öffentlicher Aufträge fallenden Konkurrenten dieser Unternehmen sind Vindenergi Danmark ([40-50] % und [40-50] % Marktanteil) und Energi Danmark ([10-20] % und [10-20] %). Die Marktanteile auf den Märkten DK1 und DK2 lagen weitgehend in derselben Größenordnung (Ørsted [20-30] % in DK1 und [10-20] % in DK2 im Jahr 2018, [20-30] % in DK1 und [10-20] % in DK2 im Jahr 2019, Vattenfall [5-10] % in DK1 und [0-5] % in DK2 im Jahr 2018, [10-20] % in DK1 und [0-5] % in DK2 im Jahr 2019, HOFOR [0-5] % in DK1 und [5-10] % in DK2 im Jahr 2019). Bei einem größeren räumlich relevanten Markt als Dänemark wären diese Marktanteile geringer.

(43)

Ein- und Ausfuhren sind ein sehr wichtiges Merkmal des dänischen Strommarktes. In den Jahren 2018 und 2019 lag der Stromverbrauch bei rund 33,5 TWh. Die Einfuhren machten 2018 etwa 45,6 % des Gesamtverbrauchs aus, während die inländische Produktion 2018 41 % und 2019 48 % des Verbrauchs deckte. Auch die Ausfuhren, die in den Jahren 2018 und 2019 73 % bzw. 62 % der dänischen Stromproduktion ausmachten, sind beträchtlich.

(44)

Daran lässt sich das Ausmaß der Integration des dänischen Elektrizitätsmarktes in einen größeren räumlichen Markt ablesen und infolgedessen auch der Wettbewerbsdruck, der von Stromerzeugern — vor allem, aber nicht ausschließlich — aus den Nachbarländern über die grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen auf die dänischen Erzeuger ausgeübt wird.

(45)

Was die Spotpreise auf den Großhandelsmärkten betrifft, so werden die Preise für die nordischen Länder an der Strombörse Nord Pool gebildet. Der durchschnittliche Stundenpreis auf dem Spotmarkt für DK1 und DK2 lag 2019 bei 38,50 bzw. 39,84 EUR/MWh, was einem Rückgang von 13 % in beiden Gebieten gegenüber 2018 entspricht. Der Systempreis lag im Jahr 2019 bei 38,94 EUR/MWh. Beim Nordic system price handelt es sich um den fiktiven Spotpreis, der sich ergeben würde, wenn die gesamte nordische Region eine Gebotszone wäre. In DK1 sind die Preise im Allgemeinen niedriger als in DK2, da die installierte Windkraftkapazität dort relativ groß ist, was zu niedrigeren Preisen beiträgt. Der durchschnittliche Spotpreis im Jahr 2019 lag in Norwegen bei 39,28 EUR/MWh, in Deutschland bei 37,68 EUR/MWh und in Schweden bei 38,79 EUR/MWh, ein sehr ähnliches Preisniveau wie in DK1 und DK2.

(46)

In Dänemark werden etwa 6 % des Stroms auf dem gemeinsamen europäischen Intraday-Markt XBID gehandelt. Der Intraday-Markt beruht auf kontinuierlichem Handel nach dem Gebotspreisverfahren (pay as bid), im Gegensatz zum Day-Ahead-Markt, der auf Auktionen mit einem einheitlichen Clearingpreis basiert. Auf dem Intraday-Markt werden die Verbrauchs- und Produktionspläne u. a. im Hinblick auf die Wiederherstellung des Portfolio-Gleichgewichts abgestimmt. Das bedeutet, dass der Preis auf dem Intraday-Markt für jede Stunde mit dem Spotpreis beginnt und sich dann bei unvorhergesehenen Ereignissen während des Handelsfensters nach oben oder unten bewegt. Der Jahresdurchschnittspreis für den Intraday-Markt in DK1 betrug 2019 35,1 EUR/MWh. In DK2 belief er sich auf 36,7 EUR/MWh. Im Jahr 2018 lag der Durchschnittspreis in DK1 bei 40,4 EUR/MWh und in DK2 bei 41,9 EUR/MWh.

(47)

Weitere im Antrag (25) enthaltene Berechnungen zeigen, dass die Preise in DK1 und DK2 die meiste Zeit über mit einer oder mehreren benachbarten Preiszonen übereinstimmen. In den Jahren 2018 und 2019 waren die Preise in DK1 in 94,8 % bzw. 96,3 % der Fälle ebenso hoch wie in einem anderen Preisgebiet der Region (DK2, SE3, SE4, NO2 und DE); die Preise in DK2 waren zu 98,8 % und 98,6 % der Zeit gleich hoch wie in einer anderen Preiszone der Region (DK1, SE3, SE4, NO2 und DE). Darüber hinaus ist die Korrelation zwischen den beiden dänischen Zonen und dem nordischen System sowie dem deutschen Großhandelspreis recht hoch und lag im Zeitraum 2017-2018 zwischen 64 % und 83 %.

(48)

Dänemark verfügt über eine sehr große Kapazität auf den Verbindungsleitungen zu seinen Nachbarländern, die etwa 90 % der inländischen Spitzenlast entspricht. Aufgrund der engen Anbindung Dänemarks an seine Nachbarländer gilt in DK1 und DK2 nur während etwa 10 % der Zeit ein abweichender Spotmarktpreis für Strom. In der übrigen Zeit ist der Großhandelspreis in DK1 und DK2 mit dem in Norwegen, Schweden oder Deutschland identisch.

(49)

Die Kommission ist der Ansicht, dass diese Elemente eine sehr starke Konvergenz der Strompreise in Dänemark mit den Preisen in den nordischen Ländern und in Deutschland belegen.

(50)

Die Auftraggeber halten einen begrenzten Anteil am dänischen Markt für Stromerzeugung und Stromgroßhandel, der Gegenstand des Antrags ist.

(51)

Das im Vergleich zur dänischen Stromerzeugung hohe Niveau der Stromein- und -ausfuhren, in Kombination mit den Verbindungskapazitäten mit den Nachbarländern, zeigt, dass der Strom- und Großhandelsmarkt in Dänemark weitgehend in einen größeren, transnationalen Markt integriert ist. Auch wenn der räumliche Markt nicht unbedingt transnational ist, wird durch die Stromeinfuhren nach Dänemark in jedem Fall während einer beträchtlichen Anzahl von Stunden im Jahr Wettbewerbsdruck auf die dänischen Stromgroßhandelspreise ausgeübt.

(52)

Dies wird auch durch die von der Antragstellerin vorgelegten Daten zu den Großhandelspreisen erhärtet, aus denen hervorgeht, dass die dänischen Preise den Nord-Pool-weiten Preisen und denen in Deutschland sehr ähnlich sind.

(53)

Zweck dieses Beschlusses ist es, festzustellen, ob die Tätigkeiten der Stromerzeugung und des Stromgroßhandels (auf Märkten mit freiem Zugang) einem so starken Wettbewerb ausgesetzt sind, dass auch ohne die Disziplin, die durch die in der Richtlinie 2014/25/EU festgelegten detaillierten Vorschriften für die Auftragsvergabe bewirkt wird, gewährleistet ist, dass die Vergabe von Aufträgen zur Ausübung der betreffenden Tätigkeiten transparent, diskriminierungsfrei und auf der Grundlage von Kriterien erfolgt, anhand deren die Auftraggeber die wirtschaftlich günstigste Lösung ermitteln können.

(54)

In Anbetracht der oben untersuchten Faktoren kann die Kommission zu dem Schluss gelangen, dass die Tätigkeit der Erzeugung von und des Großhandels mit Strom aus konventionellen Energiequellen und aus Offshore-Windparks, die in Dänemark einem Ausschreibungsverfahren unterliegen, auf einem Markt mit freiem Zugang im Sinne von Artikel 34 Absatz 1 der Richtlinie 2014/25/EU unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist.

(55)

Für die Zwecke dieses Beschlusses und unbeschadet der Anwendung des Wettbewerbsrechts ergibt sich aus den Erwägungsgründen 11 bis 53, dass die Erzeugung von und der Großhandel mit Strom aus konventionellen Energiequellen und aus Offshore-Windparks, die in Dänemark einem Ausschreibungsverfahren unterliegen, auf einem Markt mit freiem Zugang im Sinne des Artikels 34 der Richtlinie 2014/25/EU dem Wettbewerb ausgesetzt sind. Mithin sollte die Richtlinie 2014/25/EU auf Verträge, die die Ausübung dieser Tätigkeit in Dänemark ermöglichen sollen, nicht weiterhin Anwendung finden.

(56)

Die Richtlinie 2014/25/EU sollte weiterhin für Aufträge gelten, die die Ausübung von Tätigkeiten ermöglichen sollen, die ausdrücklich von dem Antrag ausgeschlossen sind.

(57)

Dieser Beschluss beruht auf der Rechts- und Sachlage von Oktober 2021 bis März 2022, wie sie sich in den von der Antragstellerin vorgelegten Informationen darstellt. Er kann geändert werden, falls signifikante Veränderungen der Rechts- oder Sachlage dazu führen, dass die Bedingungen für die Anwendbarkeit des Artikels 34 der Richtlinie 2014/25/EU nicht mehr erfüllt sind.

(58)

Es wird daran erinnert, dass in Artikel 16 der Richtlinie 2014/23/EU (26) eine Ausnahme von der Anwendung dieser Richtlinie für Konzessionen von Auftraggebern vorgesehen ist, wenn für den Mitgliedstaat, in dem die Konzessionen gelten werden, gemäß Artikel 35 der Richtlinie 2014/25/EU festgestellt wurde, dass die Tätigkeit gemäß Artikel 34 der genannten Richtlinie unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist. Da geschlussfolgert wurde, dass die Tätigkeiten der Stromerzeugung und des Stromgroßhandels, die Gegenstand des Antrags sind, auf einem freien Markt dem Wettbewerb ausgesetzt sind, werden Konzessionsverträge, die die Ausübung dieser Tätigkeiten in Dänemark ermöglichen sollen, von der Anwendung der Richtlinie 2014/23/EU ausgenommen.

(59)

Die in diesem Beschluss vorgesehenen Maßnahmen stehen im Einklang mit der Stellungnahme des Beratenden Ausschusses für das öffentliche Auftragswesen —