(1)

Auf elektronischem Weg meldete Deutschland am 23. Januar 2017 den jüngsten Entwurf der Kapazitätsreserveverordnung bei der Kommission an und übermittelte ihr seine Bewertung der Erforderlichkeit der Beihilferegelung.

(2)

Mit Schreiben vom 7. April 2017 teilte die Kommission Deutschland ihren Beschluss mit, bezüglich der Beihilferegelung das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) einzuleiten (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“). Deutschland übermittelte seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss mit Schreiben vom 17. Mai 2017.

(3)

Der Einleitungsbeschluss wurde im Amtsblatt der Europäischen Union (2) veröffentlicht. Die Kommission forderte die Beteiligten auf, zu der Beihilferegelung Stellung zu nehmen.

(4)

Die Kommission erhielt Stellungnahmen von 22 Beteiligten. Die Kommission leitete die Stellungnahmen an Deutschland weiter, das Gelegenheit zur Äußerung erhielt und mit Schreiben vom 14. Juli 2017 eine diesbezügliche Stellungnahme übermittelte.

(5)

Die angemeldete Beihilferegelung ist Teil einer am 26. Juli 2016 verabschiedeten Änderung des deutschen Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vom 7. Juli 2005. Das EnWG enthält eine Reihe weiterer Maßnahmen zur Förderung eines funktionierenden Strom- und Gasmarkts in Deutschland, die in Abschnitt 2.1. des Einleitungsbeschlusses aufgeführt sind. Oberstes Ziel der Überarbeitung des EnWG ist die Reform des Strommarkts, um ihn auf die Energiewende vorzubereiten, die in Deutschland durch einen erheblichen Anstieg der Stromerzeugung aus variablen erneuerbaren Energiequellen wie Wind- und Solarenergie, den Ausstieg aus der Kernenergie sowie eine enge Anbindung an mehrere benachbarte Märkte gekennzeichnet ist.

(6)

Rechtsgrundlage der Kapazitätsreserve ist § 13e des überarbeiteten EnWG. Ausführlichere Bestimmungen u. a. über das Ausschreibungsverfahren, die Nutzung und die Vergütung der Reserve sind in der Kapazitätsreserveverordnung (3) enthalten.

(7)

Die Kapazitätsreserve soll die Sicherheit der Stromversorgung auch unter veränderten Bedingungen am Strommarkt dauerhaft gewährleisten. Sie soll die Versorgungssicherheit auch in Situationen sicherstellen, in denen trotz freier Preisbildung an den Strombörsen auf dem Großhandelsmarkt kein ausreichendes Angebot zur Deckung der gesamten Nachfrage zur Verfügung steht. Zu diesem Zweck werden bestehende Erzeugungsanlagen außerhalb des Strommarkts in der Reserve vorgehalten und bei Bedarf eingesetzt. Deutschland will etwaige Wettbewerbsverfälschungen auf dem Markt durch eine Reihe von Maßnahmen so gering wie möglich halten. Um eine Verfälschung der Preisbildung und der Investitionssignale auf dem Strommarkt zu verhindern, sollen die als Reserve vorgehaltenen Kapazitäten strikt vom Marktgeschehen getrennt gehalten werden.

(8)

Das EnWG und die Kapazitätsreserveverordnung sehen vor, dass die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (im Folgenden „ÜNB“) schrittweise Reservekapazitäten aufbauen, die die Versorgungssicherheit gewährleisten, wenn eine Markträumung ausbleibt und die Stromnachfrage nicht durch das Angebot gedeckt wird.

(9)

Die ÜNB müssen die Kapazitäten gemeinsam im Wege von Ausschreibungen beschaffen, die alle zwei Jahre für einen zweijährigen Erbringungszeitraum durchgeführt werden, wobei der erste Erbringungszeitraum von Oktober 2019 bis September 2021 reicht. Die Kapazitätsanbieter geben für die jährliche Vergütung, die sie für die Bereithaltung ihrer Kapazität erhalten möchten, ein Gebot bis zu einem Höchstwert von 100 000 EUR/MW pro Jahr ab. Sie werden auf der Grundlage ihres Gebots ausgewählt, bis die geforderte Gesamtkapazität von 2 GW erreicht ist. Alle Gebote, die einen Zuschlag erhalten, werden nach dem Gebotswert desjenigen bezuschlagten Gebots vergütet, das den höchsten Gebotswert aufweist (Einheitspreissystem).

(10)

An der Ausschreibung können alle Arten von inländischen Kapazitätsanbietern (Erzeugungsanlagen, Speicher und regelbare Lasten) teilnehmen, sofern sie bestimmte technische Anforderungen erfüllen, die in § 9 der Kapazitätsreserveverordnung festgelegt sind. Im Anschluss an den Einleitungsbeschluss hat Deutschland sich verpflichtet, bestimmte Teilnahmevoraussetzungen zu ändern. Dies sind in erster Linie die Teilnahmevoraussetzungen für regelbare Lasten, die in Abschnitt 6 dieses Beschlusses näher erläutert werden.

(11)

Kapazitätsanbieter dürfen ihre Reservekapazität nicht auf dem Strommarkt verkaufen. Sie dürfen nach Vertragsende nicht wieder an den Markt zurückkehren. Auf diese Weise wollen die deutschen Behörden eine strikte Trennung zwischen dem Markt und der Kapazitätsreserve sicherstellen und verhindern, dass die Reserve das Marktgeschehen verfälscht.

(12)

Die Kapazitätsanbieter dürfen die sich aus ihrer Teilnahme an der Kapazitätsreserve ergebenden Rechte und Pflichten nicht an Dritte veräußern. Die Teilnahme und die damit einhergehende Vergütung sind streng an die Anlage geknüpft, die im Rahmen der Ausschreibung ausgewählt wurde.

(13)

Das in Erwägungsgrund 11 beschriebene Rückkehrverbot gilt nicht für regelbare Lasten. Betreiber regelbarer Lasten dürfen nach Ende des Erbringungszeitraums die Leistung ihrer regelbaren Last wieder auf den Strommärkten veräußern (4). Die Kommission äußerte im Einleitungsbeschluss auch wegen anderer Anforderungen an regelbare Lasten Bedenken, auf die im Folgenden in den Abschnitten 3.2.2 und 7.3.3 näher eingegangen wird.

(14)

Die Kapazitätsanbieter müssen den ÜNB über die gesamte Vertragslaufzeit von zwei Jahren zur Verfügung stehen. Zudem müssen sie während der gesamten Vertragslaufzeit die Teilnahmevoraussetzungen erfüllen. Allerdings sind Nichtverfügbarkeiten aufgrund von technisch notwendigen Instandhaltungsmaßnahmen zulässig, die den ÜNB bis zum 31. Juli eines Kalenderjahres für das jeweils folgende Kalenderjahr mitgeteilt werden. Solche geplanten Nichtverfügbarkeiten dürfen sich jedoch pro Vertragsjahr insgesamt auf höchstens drei Monate belaufen. Ungeplante Nichtverfügbarkeiten müssen den ÜNB umgehend gemeldet werden, und die betreffende Anlage muss innerhalb von drei Monaten wieder zur Verfügung stehen.

(15)

Die ÜNB sind verpflichtet, für jede Anlage vor ihrer Aufnahme in die Kapazitätsreserve einen Funktionstest durchzuführen, um zu überprüfen, ob sie die technischen Anforderungen erfüllt. Ferner müssen die ÜNB ohne Vorankündigung Probeabrufe der Kapazitätsreserve durchführen. Diese Probeabrufe erfolgen mit der vollständigen Reserveleistung der Anlagen für eine Dauer von jeweils zwölf Stunden. Zeigt der Test, dass eine Anlage die Anforderungen nicht erfüllt, muss der Betreiber eine Vertragsstrafe in Höhe von 20 % der für den gesamten Erbringungszeitraum vereinbarten Vergütung zahlen. Wenn die festgestellten Mängel der Anlage innerhalb von sechs Monaten behoben werden, wird die Vertragsstrafe nur anteilig für den Zeitraum berechnet, in dem die Anlage nicht für die Reserve zur Verfügung stand (d. h. für jeden Monat ein Sechstel des Betrags). Falls die Anlage die Anforderungen nur mit einer Teilmenge der Reserveleistung erfüllt, ist die Vertragsstrafe nur für die Menge anzuwenden, die nicht zur Verfügung stand.

(16)

Die Größe der Kapazitätsreserve wird auf den Ergebnissen einer überarbeiteten Angemessenheitsbewertung basieren, die in den Erwägungsgründen 84 und 85 ausführlicher beschrieben wird. Als der Einleitungsbeschluss erlassen wurde, beabsichtigte Deutschland, für den ersten Zweijahreszeitraum genau 2 GW zu beschaffen und für die folgenden Lieferzeiträume grundsätzlich auch 2 GW, es sei denn, aus einer Angemessenheitsbewertung ergäbe sich ein anderer Bedarf von bis zu 5 % der Spitzenlast. Deutschland hat nun zugesagt, ab der ersten Ausschreibung eine überarbeitete Angemessenheitsbewertung anzuwenden und die benötigte Menge daran zu bemessen sowie die Größe der Kapazitätsreserve in allen drei Erbringungszeiträumen auf jeden Fall auf höchstens 2 GW zu begrenzen. Falls sich aus der überarbeiteten Angemessenheitsbewertung ein über 2 GW liegender Bedarf ergäbe und Deutschland deshalb die Kapazitätsreserve auf mehr als 2 GW aufstocken wollte, müsste es diese Aufstockung bei der Kommission zur beihilferechtlichen Prüfung anmelden.

(17)

Die Kapazitätsreserve kommt zum Einsatz, wenn eine Markträumung ausbleibt, d. h., wenn das Angebot nicht zur Deckung der Nachfrage ausreicht. Die Markträumung gilt als ausgeblieben, wenn an der Strombörse auf dem Day-ahead- oder Intraday-Markt (bei der letzten Auktion des vortägigen Handels, bei der Eröffnungsauktion des untertägigen Handels oder im untertägigen, kontinuierlichen Handel) Gebote in Höhe des technischen Preislimits innerhalb einer Stunde nicht vollständig erfüllt werden, wobei derzeit das technische Preislimit in Deutschland 3 000 EUR/MWh für den Day-ahead-Markt und 10 000 EUR/MWh für den Intraday-Markt beträgt.

(18)

Die ÜNB können die Kapazitätsreserve nur dann, wenn alle anderen Systemdienstleistungen ausgeschöpft sind, als letztes Mittel einsetzen. Da die Kapazitätsreserveanlagen eine Aktivierungszeit von bis zu zwölf Stunden haben können, müssen die ÜNB Kapazität von den Anlagen anfordern, lange bevor die Marktergebnisse bekannt sind und somit bevor sie sicher wissen können, ob eine Markträumung ausbleiben könnte. Die Kapazitätsreserveverordnung schreibt daher vor, dass die ÜNB die Anfahrzeiten der Anlagen ermitteln und bei der Aktivierung der Reserve berücksichtigen müssen.

(19)

Im Rahmen des Aktivierungsvorgangs speisen die Kapazitätsreserveanlagen vor ihrem eigentlichen Einsatz geringe Strommengen ins Netz ein. In der Verordnung ist festgelegt, dass die ÜNB die Betreiber von auf den Strommärkten aktiven Anlagen auffordern müssen, ihre Wirkleistungseinspeisung um diese von den Kapazitätsreserveanlagen ins Netz eingespeiste Strommenge abzusenken, um sicherzustellen, dass diese zusätzlich eingespeiste Strommenge das Funktionieren des Intraday-Markts nicht beeinträchtigt.

(20)

Die Verordnung sieht außerdem vor, dass die ÜNB im Regelfall alle Kapazitätsreserveanlagen aktivieren. Sollten die ÜNB jedoch in der Lage sein, das Leistungsbilanzdefizit mit nur einem Teil der Kapazitätsreserveanlagen zu beheben, so können sie die Anlagen auswählen, die dazu am besten geeignet sind.

(21)

Es ist keine feste Mittelausstattung für die Kapazitätsreserve vorgesehen, da ihre Kosten stark von den Ergebnissen der ersten Ausschreibung abhängen. Der Höchstwert, der von Kapazitätsanbietern im Rahmen der Ausschreibung geboten werden kann, beträgt 100 000 EUR/MW pro Jahr. Somit lägen die maximalen Festkosten einer Kapazitätsreserve von 2 GW bei 200 Mio. EUR jährlich. Die deutschen Behörden gehen jedoch davon aus, dass die Ausschreibung Gebote hervorbringen wird, die unter dem Höchstpreis liegen, da verschiedene kostenmindernde Faktoren vorlägen, wie zum Beispiel die Tatsache, dass relativ alte Anlagen (d. h. Anlagen, bei denen die Investitionskosten schon teilweise oder ganz abgeschrieben sind), aber auch regelbare Lasten und Anlagen, für die bereits Stilllegungspläne angezeigt wurden, teilnehmen können.

(22)

Die ÜNB können nach § 13e Absätze 3 und 4 EnWG sämtliche ihnen durch die Kapazitätsreserve entstehenden Kosten über die Netzentgelte ausgleichen. Die ÜNB ziehen davon ihre Erlöse aus der Kapazitätsreserve ab, d. h. vereinnahmte Strafzahlungen oder Ausgleichsenergiezahlungen der Bilanzkreisverantwortlichen, die zum Zeitpunkt des Einsatzes der Kapazitätsreserve ein Leistungsbilanzungleichgewicht aufwiesen. Die deutschen Behörden haben darauf hingewiesen, dass die ÜNB nicht verpflichtet sind, ihre erstattungsfähigen Kosten gegenüber der Regulierungsbehörde auszuweisen. Wenn sie sich jedoch dazu entscheiden, werden diese Kosten als Kosten angesehen, die von den ÜNB nicht für die Zwecke der Entgeltregulierung beeinflusst und über die Netzentgelte ausgeglichen werden können. Die Kosten der Kapazitätsreserve werden nach den Vorschriften behandelt, die auch für andere Bestandteile der Netzentgelte angewandt werden.

(23)

Die Kapazitätsreserveverordnung enthält kein Enddatum. Die ÜNB führen Ausschreibungen für einen Erbringungszeitraum von zwei Jahren durch, beginnend mit einer ersten Ausschreibung im Jahr 2018 für einen Erbringungszeitraum von Oktober 2019 bis September 2021 (5). Anschließend wird alle zwei Jahre eine neue Ausschreibung durchgeführt, um die jeweilige (gegebenenfalls angepasste) Kapazitätsmenge für einen Erbringungszeitraum von zwei Jahren zu beschaffen. Die deutschen Behörden haben darauf hingewiesen, dass die Durchführung der Beihilferegelung beendet wird, sobald auf der Grundlage der Beurteilung der erforderlichen Größe der Kapazitätsreserve festgestellt wird, dass eine Aufrechterhaltung der Reserve nicht mehr erforderlich ist.

(24)

Die Empfänger der im Rahmen der Regelung gewährten Beihilfen sind die Kapazitätsanbieter, die bei der Ausschreibung den Zuschlag und einen Kapazitätsreservevertrag erhalten.

(25)

Am 7. April 2017 leitete die Kommission bezüglich der Beihilferegelung das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV ein. Die Kommission erklärte im Einleitungsbeschluss, dass

(26)

Um als staatliche Beihilfe angesehen zu werden, muss eine Maßnahme nach Artikel 107 Absatz 1 AEUV sämtliche der nachstehenden Voraussetzungen erfüllen:

(27)

Deutschland hat in der Anmeldung folgende Argumente dafür vorgebracht, dass die Kapazitätsreserve diese Kriterien nicht erfüllt und deshalb keine staatliche Beihilfe darstellt. Erstens wird die Beihilferegelung nach Auffassung Deutschlands nicht aus staatlichen Mitteln finanziert. Zweitens wird den Betreibern kein Vorteil verschafft, da diese Deutschland zufolge eine DAWI erbringen und der Ausgleich dafür die vier Kriterien erfüllt, die der Gerichtshof im Urteil in der Rechtssache Altmark festgelegt hat. Drittens hat die Regelung keine Auswirkungen auf den Handel zwischen Mitgliedstaaten.

(28)

Die Kommission vertrat erstens die vorläufige Auffassung, dass die Beihilferegelung aus staatlichen Mitteln finanziert wird und dem Staat zurechenbar ist. Denn die Regelung wurde vom deutschen Staat entwickelt, der per Gesetz festgelegt hat, dass die dabei anfallenden Kosten über eine Erhöhung der Netzentgelte an alle Verbraucher weitergereicht werden können. Auf der Grundlage des Urteils in der Rechtssache Vent de Colère (7) ging sie deshalb davon aus, dass staatliche Mittel eingesetzt werden und die Maßnahme dem Staat zurechenbar ist. Zudem müssen die ÜNB nach der Kapazitätsreserveverordnung ihre durch die Regelung erzielten Erlöse von den ihnen durch die Regelung entstehenden Kosten abziehen. Folglich werden die ÜNB vom Staat mit der Zuweisung und Vereinnahmung der erforderlichen Mittel beauftragt. Die Mittel werden durch die Kapazitätsreserveverordnung generiert und von den ÜNB gemeinsam verwaltet. Die Mittel bleiben somit immer unter dem Einfluss der öffentlichen Hand.

(29)

Zweitens äußerte die Kommission Zweifel daran, dass das erste und das vierte Altmark-Kriterium erfüllt sind, und kam daher zu der vorläufigen Schlussfolgerung, dass die Beihilferegelung den Empfängern einen selektiven Vorteil verschafft.

(30)

Das erste Altmark-Kriterium besagt, dass das begünstigte Unternehmen tatsächlich mit der Erfüllung von Gemeinwohlverpflichtungen betraut sein muss und dass diese Verpflichtungen klar definiert sein müssen. Die Mitgliedstaaten haben zwar bezüglich der Festlegung von DAWI ein breites Ermessen, aber Artikel 3 Absatz 2 der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (8) begrenzt die Möglichkeiten der Mitgliedstaaten, Gemeinwohlverpflichtungen im liberalisierten Elektrizitätssektor aufzuerlegen. Danach können Gemeinwohlverpflichtungen nur mit Blick auf bestimmte Ziele auferlegt werden: Sicherheit, einschließlich Versorgungssicherheit, Regelmäßigkeit, Qualität und Preis der Versorgung sowie Umweltschutz, einschließlich Energieeffizienz, Energie aus erneuerbaren Quellen und Klimaschutz. Zudem müssen diese Verpflichtungen klar festgelegt, transparent, diskriminierungsfrei und überprüfbar sein und den gleichberechtigten Zugang von Elektrizitätsunternehmen der Union zu den nationalen Verbrauchern sicherstellen.

(31)

Daher werden im Einleitungsbeschluss die nachstehenden Bedenken geltend gemacht:

(32)

Nach dem vierten Altmark-Kriterium müssen entweder die Unternehmen im Rahmen einer öffentlichen Ausschreibung ausgewählt werden, die gewährleistet, dass die Dienstleistungen zu den geringsten Kosten für die Allgemeinheit erbracht werden, oder durch einen Leistungsvergleich, der sicherstellt, dass der Ausgleich nicht über die Kosten hinausgeht, die einem durchschnittlichen, gut geführten Unternehmen entstehen. Im Einleitungsbeschluss vertrat die Kommission die Auffassung, dass die Regelung (angesichts des Ausschlusses von regelbaren Lasten und ausländischen Kapazitäten) nicht offen genug ist und deshalb, selbst wenn eine Ausschreibung durchgeführt wird, keinen echten Wettbewerb gewährleistet und nicht sicherstellt, dass die Dienstleistungen zu den geringsten Kosten für die Allgemeinheit erbracht werden. Außerdem liegen keine Anhaltspunkte dafür vor, dass der zweite Teil des vierten Altmark-Kriteriums erfüllt sein könnte.

(33)

Drittens gelangte die Kommission im Einleitungsbeschluss zu der vorläufigen Auffassung, dass die Kapazitätsreserve den Wettbewerb und Handel auf dem Strommarkt beeinträchtigen könnte, weil der deutsche Strommarkt für den Wettbewerb offen und mit den Strommärkten der Nachbarländer verbunden ist. Im Rahmen der Beihilferegelung werden einige Betreiber unter der Voraussetzung unterstützt, dass sie nicht mehr auf dem Markt tätig sind. Die Maßnahme hätte daher Auswirkungen auf die Merit-Order-Kurve der Gebotszone, in der die Anlagen, für die Beihilfen gewährt werden, tätig sind, und somit auch auf die Interaktion dieser Gebotszone mit benachbarten Zonen.

(34)

Die Kommission begründete im Einleitungsbeschluss die Einleitung des Verfahrens mit ihren vorläufigen Bedenken im Hinblick auf die Vereinbarkeit von vier Aspekten der Beihilfe mit dem Binnenmarkt:

Die Kommission vertrat jedoch die vorläufige Auffassung, dass die Beihilferegelung zu einem Ziel von gemeinsamem Interesse (Gewährleistung der Versorgungssicherheit) beitragen soll, dass sie aufgrund der Änderung des Verhaltens der Marktteilnehmer einen Anreizeffekt hat und dass die Transparenzverpflichtungen erfüllt werden. Daher werden in diesem Abschnitt nur die in den Buchstaben a bis d dargelegten Zweifel der Kommission hinsichtlich der Vereinbarkeit der Regelung mit den Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020 (9) (im Folgenden „Leitlinien“) behandelt.

(35)

Im Einklang mit den Randnummern 222 bis 224 der Leitlinien vertrat die Kommission im Einleitungsbeschluss die vorläufige Auffassung, dass zur Rechtfertigung der geplanten Kapazitätsreserve nachgewiesen werden sollte, dass der reformierte Markt langfristig eine angemessene Versorgungssicherheit gewährleisten wird, es kurzfristig jedoch stichhaltige Gründe für die Annahme gibt, dass Fälle auftreten können, in denen der Markt kein wirtschaftlich zweckmäßiges Maß an Versorgungssicherheit bereitstellen kann. Zudem sollte die Kapazitätsreserve schrittweise abgebaut werden, sobald die Marktreformen durchgeführt sind und der Markt den benötigten Schutz bietet.

(36)

Erstens zweifelte die Kommission an der Erforderlichkeit der Kapazitätsreserve, da kein Enddatum vorgesehen ist und die Regelung offenbar als fester Bestandteil des Strommarkts und nicht als vorübergehende Maßnahme zur Unterstützung der Marktreformen gedacht ist.

(37)

Zweitens stellte die Kommission fest, dass das Fehlen eines wirtschaftlich zweckmäßigen Zuverlässigkeitsstandards und eines Indikators für die wirtschaftliche Relevanz der Kapazitätsreserve die Fähigkeit des Marktes zur Bereitstellung ausreichender Kapazitäten einschränkt und keine präzise Festlegung der Größe der Reserve ermöglicht.

(38)

Drittens begrüßte die Kommission zwar die Übermittlung eines Worst-Case-Szenarios, hatte aber Zweifel, ob bestimmte dabei zugrunde gelegte Annahmen realistisch sind.

(39)

Die Kommission würdigte im Einleitungsbeschluss die Vereinbarkeit der Kapazitätsreserve auf der Grundlage der in den Randnummern 225 und 226 der Leitlinien dargelegten Kriterien. Sie stellte fest, dass eine vorübergehend vorgehaltene strategische Reserve die am besten geeignete Interventionsform darstellen dürfte, um vor dem Hintergrund der laufenden Reformen eine sichere Versorgung zu gewährleisten, betonte aber gleichzeitig, dass die Beihilferegelung nicht als vorübergehende Maßnahme konzipiert ist und zwei Aspekte — die separate Erstattung der bei Aktivierung der Reserve anfallenden variablen Kosten und die Teilnahmevoraussetzungen — Anlass zu Bedenken geben.

(40)

Hinsichtlich der gesonderten Erstattung der variablen Kosten im Falle einer Aktivierung der Kapazitätsreserve äußerte die Kommission Zweifel, ob die für eine gesonderte Erstattung vorgesehenen Kostenkategorien tatsächlich variable Kosten darstellen. Sie merkte an, dass es bei diesen Kosten keinen Wettbewerb geben wird, wenn sie gesondert und unabhängig von der Ausschreibung erstattet werden.

(41)

Hinsichtlich der Teilnahmevoraussetzungen hatte die Kommission Bedenken, weil regelbare Lasten möglicherweise de facto ausgeschlossen waren und ihnen so ein Nachteil gegenüber Erzeugungsanlagen entstanden wäre. Die Kommission befürchtete, dass die unterschiedlichen Teilnahmevoraussetzungen die Betreiber regelbarer Lasten so stark entmutigen könnten, dass ihre Teilnahme sehr unwahrscheinlich wäre. Für die Teilnahme mussten unter anderem folgende Voraussetzungen erfüllt sein:

(42)

Die Kommission bat zudem Beteiligte um Stellungnahmen zum Ausschluss ausländischer Kapazitäten.

(43)

Im Hinblick auf die Angemessenheit der Beihilfe bekräftigte die Kommission ihre Bedenken hinsichtlich der restriktiven Teilnahmevoraussetzungen der Maßnahme und betonte, dass angesichts der unnötigen Teilnahmebeschränkungen nicht davon auszugehen ist, dass sich aus der Ausschreibung ein Gesamtbeihilfebetrag ergeben wird, der auf das zur Verwirklichung des angestrebten Ziels erforderliche Minimum begrenzt ist.

(44)

Die Kommission vertrat im Einleitungsbeschluss die Auffassung, dass die Ausgestaltung der Kapazitätsreserve die wirksame Trennung zwischen Reservekapazitäten und auf dem Markt verfügbaren Kapazitäten sicherstellt und somit übermäßige negative Auswirkungen auf den Wettbewerb auf dem deutschen Strommarkt und auf den Handel zwischen Mitgliedstaaten verhindert.

(45)

Allerdings betragen die vorgesehenen Ausgleichsenergieentgelte das Zweifache des technischen Preislimits auf dem Intraday-Markt. Die Kommission erklärte, dass dies wirtschaftlich weniger zweckmäßig sein könnte als die Festlegung des Intraday-Preislimits in Höhe des maximalen Ausgleichsenergieentgelts, das wiederum den VoLL widerspiegeln sollte. Sie vertrat daher die Auffassung, dass eine Definition des „VoLL“ erforderlich ist, um die Anwendung viel zu hoher Ausgleichsenergieentgelte zu verhindern, die den Wettbewerb verfälschen würden.

(46)

Im Rahmen der öffentlichen Konsultation zum Einleitungsbeschluss gingen bei der Kommission 22 Stellungnahmen von Beteiligten ein. Dabei handelte es sich insbesondere um Interessenträger aus der Energiewirtschaft (z. B. konventionelle Erzeuger und Unternehmen, die mit erneuerbaren Energien Strom erzeugen, sowie Betreiber regelbarer Lasten und Branchenverbände), die Bundesnetzagentur, die deutschen ÜNB (die eine gemeinsame Stellungnahme abgaben) und die tschechischen Behörden.

(47)

Sehr wenige Marktteilnehmer gingen in ihrer Stellungnahme auf den Beihilfecharakter der Maßnahme ein. Die Tschechische Republik brachte jedoch vor, dass die Altmark-Kriterien für das Vorliegen einer DAWI nicht erfüllt sind, und schloss sich der Argumentation der Kommission im Einleitungsbeschluss an. Ferner teilte sie die Auffassung der Kommission, dass die Maßnahme aus staatlichen Mitteln finanziert wird und dem Staat zurechenbar ist.

(48)

Bei der Kommission gingen keine durch eine Begründung untermauerten Stellungnahmen zur Frage ein, ob die Regelung zu einem Ziel von gemeinsamem Interesse beiträgt; einige Konsultationsteilnehmer bezweifelten jedoch, dass das Ziel hinreichend genau definiert ist.

(49)

Eine Mehrheit der Konsultationsteilnehmer hielt die Beihilferegelung als solche für erforderlich. Ihrer Auffassung nach ermöglicht eine strategische Reserve eine Absicherung gegen die Risiken der Energiewende, die insbesondere durch den Ausstieg aus der Kernenergie, einen erheblichen Anstieg der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und Unsicherheit bezüglich des Umfangs der Stilllegung konventioneller Kraftwerke gekennzeichnet ist.

(50)

Einige Befürworter der Kapazitätsreserve betonten, dass große Unsicherheit hinsichtlich der künftigen Marktentwicklungen besteht und es deshalb sehr schwierig ist, die erforderliche Größe der Reserve zu bestimmen; die meisten Stellungnahmen enthielten jedoch keine spezifischen Bemerkungen zur Geeignetheit der Größe der Kapazitätsreserve.

(51)

Die Konsultationsteilnehmer, die an der Erforderlichkeit der Reserve zweifelten, betonten dagegen, dass man einen Zuverlässigkeitsstandard und einen Indikator für den wirtschaftlichen Wert der Reserve definieren muss, um ihre Erforderlichkeit zu prüfen.

(52)

Nur wenige Marktteilnehmer gingen darauf ein, ob die Annahmen in dem von Deutschland zur Rechtfertigung der Maßnahme vorgelegten Szenario realistisch waren. Drei Konsultationsteilnehmer erklärten, dass sie die Annahme bezüglich der Betrugsmöglichkeit für unrealistisch hielten.

(53)

Die meisten Konsultationsteilnehmer, die sich zur Dauer der Regelung äußerten, gaben an, die Kapazitätsreserve sollte vorübergehend angewendet werden. Ihrer Auffassung nach ist es notwendig, die Maßnahme schrittweise zu beenden, wobei das Enddatum entweder vorab festgelegt oder anhand vorab festgelegter Indikatoren für die Erforderlichkeit der Reserve bestimmt werden sollte.

(54)

Eine Mehrheit der Konsultationsteilnehmer erachtete eine strategische Reserve als geeignete Maßnahme zur Bewältigung der Risiken für den deutschen Strommarkt. Sie vertraten diese Auffassung, weil die Kapazitätsreserve im Verhältnis zu den Nachfragespitzen in Deutschland relativ klein sein wird, mit Blick auf möglichst geringe Auswirkungen auf den Strommarkt ausgestaltet ist, nur unter außergewöhnlichen Umständen aktiviert wird, leicht abgebaut werden kann, sobald sie nicht mehr benötigt wird, und weil sie die Entwicklung erneuerbarer Energien fördert, da sie im Gegensatz zu marktweiten Kapazitätsmechanismen keine konventionellen Kraftwerke subventioniert und im System hält. Eine Minderheit der Konsultationsteilnehmer vertrat jedoch die Auffassung, dass ein marktweiter Kapazitätsmechanismus geeigneter wäre, da er den Marktteilnehmern mehr Sicherheit bieten und so frühzeitige Investitionen fördern sowie die Kosten für Investitionskapital verringern würde.

(55)

Zur Vergütungsstruktur erhielt die Kommission relativ gemischte Bemerkungen. Zwei Marktteilnehmer gaben an, dass variable Kosten beim Auswahlverfahren berücksichtigt werden müssten. Ein anderer betonte, dass variable Kosten erstattet werden sollten, da dies den Markt nicht verfälschen würde, weil die Reserve vom Markt getrennt ist. Nach Auffassung der ÜNB würde die Berücksichtigung von Kosten wie jenen für die Sicherstellung der Brennstoffversorgung bei der Ausschreibung den Vergleich der verschiedenen Gebote erleichtern, aber auch das Risiko einer Erhöhung der festgelegten Zahlungen bergen und könnte die Ermittlung der Zahl und Dauer der Abrufe auf der Grundlage spezifischer Szenarien erforderlich machen. Ein anderer Konsultationsteilnehmer merkte an, dass die Anforderung, die Brennstoffversorgung sicherzustellen, insbesondere für Gaskraftwerke sehr teuer werden könnte. Die Brennstoffbeschaffung — insbesondere die Reservierung von Gastransportkapazitäten — sollte nicht vor Vergabe der Verträge vorgenommen werden, damit den Bietern keine verlorenen Kosten entstehen, wenn sie den Zuschlag nicht erhalten.

(56)

Die meisten Bemerkungen zur Geeignetheit der Regelung bezogen sich auf die Offenheit der Kapazitätsreserve und die Teilnahmevoraussetzungen.

(57)

Die Kommentare bezüglich der restriktiven Teilnahmevoraussetzungen, die regelbare Lasten de facto ausgeschlossen hätten, fielen gemischt aus. Eine knappe Mehrheit der Konsultationsteilnehmer gab an, dass es keinen Grund gibt, regelbare Lasten von der Teilnahme an der Ausschreibung auszuschließen, da regelbare Lasten wertvolle Dienste als Kapazitätsreserve leisten könnten und die Maßnahme technologieneutral sein sollte.

(58)

Einige Teilnehmer betonten, dass für die Teilnahme regelbarer Lasten folgende von der Kommission im Einleitungsbeschluss dargelegten Hindernisse bestehen:

(59)

Während einige Konsultationsteilnehmer den Standpunkt vertraten, dass generell alle potenziellen Kapazitätsanbieter an der Kapazitätsreserve teilnehmen können sollten, wurde eine grenzüberschreitende Teilnahme in den meisten Stellungnahmen nicht befürwortet. Meistens wurde angegeben, dass ausländische Kapazitäten vor Einsatz der Kapazitätsreserve ausgeschöpft und nicht wie die Kapazitätsreserve als letztes Mittel reserviert werden sollten. Würde ausländischen Kapazitäten die Teilnahme gestattet, könnte dies ungeeignete Anreize schaffen. Außerdem müssten für ausländische Kapazitäten Verbindungsleitungen reserviert werden, sodass weniger Kapazitäten verfügbar wären, wenn die Reserve noch nicht eingesetzt wird, was negative Auswirkungen auf den grenzüberschreitenden Handel hätte.

(60)

In einigen Stellungnahmen wurde auf die Notwendigkeit hingewiesen, den VoLL zu definieren und diesen Wert als Obergrenze für den Intraday-Preis und für die Festlegung des Ausgleichsenergieentgelts heranzuziehen. Diesbezüglich wurden in den Stellungnahmen jedoch unterschiedliche Auffassungen vertreten. Einige Konsultationsteilnehmer betonten, dass der VoLL definiert und dass diese Schätzung der Zahlungsbereitschaft der Verbraucher für die Versorgungssicherheit bei der Gestaltung des Strommarkts berücksichtigt werden müsse. Andere Marktteilnehmer vertraten dagegen die Auffassung, dass ein hohes Ausgleichsenergieentgelt, wie es im geplanten Marktdesign vorgesehen ist, den Marktteilnehmern unabhängig vom tatsächlichen VoLL Anreize bieten würde, ausgeglichen zu ein.

(61)

In diesem Abschnitt werden die Stellungnahmen Deutschlands vom 17. Mai 2017 (Abschnitt 5.1) und vom 14. Juli 2017 (Abschnitt 5.2) zusammengefasst.

(62)

Deutschland übermittelte die Stellungnahmen, bevor es die in Abschnitt 6 beschriebenen Verpflichtungen zusagte.

(63)

Am 17. Mai 2017 reagierte Deutschland mit einem Schreiben auf den Einleitungsbeschluss der Kommission. Die Stellungnahme gliedert sich in zwei Teile. Der erste Teil legt die gemeinsamen Ziele Deutschlands und der Europäischen Kommission hinsichtlich des Strombinnenmarkts dar und erläutert, wie sich die Kapazitätsreserve in dieses gemeinsame Zielsystem einfügt. Der zweite Teil behandelt die konkreten Bedenken der Kommission hinsichtlich der Vereinbarkeit der geplanten Regelung mit den Beihilfevorschriften. In diesem Abschnitt wird der zweite Teil der deutschen Stellungnahme zusammengefasst, der sich unmittelbar auf das von der Kommission eingeleitete Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV bezieht.

(64)

Deutschland erachtet die Kapazitätsreserve grundsätzlich als kleine, aber effiziente flankierende Maßnahme zur Energiewende in Deutschland. Es betont, dass die Maßnahme das Funktionieren des Marktes nicht beeinträchtigt. Eine mathematisch exakte Herleitung der Reservegröße sei aber nicht möglich.

(65)

In Bezug auf die Erforderlichkeit der Maßnahme betont Deutschland, dass die Kapazitätsreserve im Gegensatz zu einem marktweiten Kapazitätsmechanismus auf außergewöhnliche Umstände ausgerichtet ist, die nur vorliegen, wenn ein „reasonable worst case scenario“ eintritt. Die Wahrscheinlichkeit des Eintretens eines solchen Szenarios oder der zugrunde liegenden Annahmen sei schwer und definitionsgemäß nicht so genau zu bestimmen wie im Rahmen einer bei marktweiten Mechanismen durchgeführten probabilistischen Modellierung der Auswirkungen einer Vielzahl von Szenarien.

(66)

In Bezug auf die Annahmen im „reasonable worst case scenario“ erklärt Deutschland, dass die angenommene Reduktion des konventionellen Kraftwerksparks um 10 GW bis 2020 eine konservative Annahme ist. Zur Untermauerung dieses Arguments zeigt Deutschland auf, dass zwischen 2013 und 2015 die Prognosen des Europäisches Netzes der Übertragungsnetzbetreiber (Strom) („ENTSO-E“) zur insgesamt verfügbaren Leistung an konventionellen Kraftwerken im Jahr 2020 von – 35 GW auf – 41 GW nach unten angepasst wurden.

(67)

Bezüglich der Annahme zum Bilanzkreisbetrug erklärt Deutschland, dass die Wahrscheinlichkeit eines weiteren schwerwiegenden Bilanzkreisbetrugs durch künftige Rechtsvorschriften verringert werden dürfte, es jedoch nicht vollständig ausgeschlossen werden könnte, dass es in Zukunft wieder einen solchen Betrug gebe.

(68)

Hinsichtlich der Bedenken der Kommission aufgrund der fehlenden Kosten-Nutzen-Analyse zur Untermauerung der wirtschaftlichen Effizienz der Kapazitätsreserve erklärt Deutschland, dass der Nutzen der Reserve schwer zu berechnen ist, weil die Kapazitätsreserve auf unvorhersehbare Umstände ausgerichtet ist, deren Art und Häufigkeit nicht bekannt sind.

(69)

Deutschland teilte ferner mit, dass die Bundesregierung das Monitoring der Versorgungssicherheit derzeit weiterentwickelt.

(70)

Hinsichtlich der Dauer der Maßnahme betonte Deutschland, dass gemäß dem EnGW regelmäßig ermittelt werden müsse, ob die Kapazitätsreserve weiterhin erforderlich ist, und die Kapazitätsreserve nur dann und nur soweit vorgehalten werden darf, wie dies nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Kommission möglich ist.

(71)

Bezüglich der variablen Kosten erklärte Deutschland, dass die Kosten der gesicherten Brennstoffversorgung getrennt erstattet werden, um Anlagen, die an der Netzreserve teilnehmen, und Anlagen, die nicht daran teilnehmen, gleich zu behandeln. Anlagen der Netzreserve wurden diese Kosten möglicherweise bereits erstattet, sodass sie einen Vorteil gegenüber anderen Teilnehmern hätten.

(72)

Deutschland führt weiter aus, dass variable Kosten seiner Ansicht nach im Vergleich zu den Festkosten für die Aufrechterhaltung der Einsatzfähigkeit und Verfügbarkeit der Anlagen nur eine untergeordnete Rolle spielen.

(73)

In Bezug auf die Teilnahme regelbarer Lasten erklärt Deutschland, die Achtung des Grundsatzes einer strikten Trennung zwischen dem Markt und der Kapazitätsreserve impliziere, dass regelbare Lasten nicht an der Kapazitätsreserve teilnehmen dürfen sollten, sondern stattdessen ganz dem Markt zur Verfügung stehen sollten.

(74)

Hinsichtlich der grenzüberschreitenden Teilnahme widerspricht Deutschland der im Einleitungsbeschluss dargelegten Auffassung der Kommission, die grenzüberschreitende Teilnahme solle zulässig sein. Es betont, dass das von der Kommission in Erwägungsgrund 146 des Einleitungsbeschlusses vorgeschlagene De-Rating-Konzept derzeit nicht auf strategische Reserven angewendet werden könne, die erst nach Ausschöpfung aller auf dem Markt angebotenen Ressourcen aktiviert werden. Dies sei insbesondere darauf zurückzuführen, dass die über die Interkonnektoren fließenden Strommengen durch Anwendung des Marktkopplungs-Algorithmus bestimmt und somit nicht von Deutschland beeinflusst würden.

(75)

Deutschland teilt die Auffassung der Kommission, dass für Bilanzkreisverantwortliche ein Anreiz bestehen sollte, dass ihr Bilanzkreis stets ausgeglichen ist und dass es für sie nie finanziell vorteilhaft sein sollte, wenn der ÜNB ihr Ungleichgewicht ausgleicht. Daher seien die bei Aktivierung der Kapazitätsreserve anfallenden Ausgleichsenergieentgelte auf das Doppelte des technischen Gebotslimits im Intraday-Handel festgesetzt worden.

(76)

Am 14. Juli 2017 äußerte sich Deutschland zu den von der Kommission übermittelten Stellungnahmen der Beteiligten. Das Schreiben Deutschlands umfasste allgemeine Anmerkungen, Anmerkungen zur Erforderlichkeit der Regelung, zu den Teilnahmevoraussetzungen und zur grenzüberschreitenden Öffnung der Regelung.

(77)

Deutschland erklärte, dass die eingereichten Stellungnahmen überwiegend eine Zustimmung zu der Regelung und ihrer Ausgestaltung zeigen und nur sehr wenige Konsultationsteilnehmer die Regelung grundsätzlich ablehnen.

(78)

Deutschland zufolge sehen die meisten Konsultationsteilnehmer die Kapazitätsreserve als sinnvolles Absicherungsinstrument während der derzeit in Deutschland erfolgenden Energiewende. Von 22 eingereichten Stellungnahmen kritisierten nur vier überhaupt die Einführung der Kapazitätsreserve und nur zwei davon verlangten stattdessen einen Kapazitätsmarkt.

(79)

Deutschland zufolge wurde diesbezüglich fast ausschließlich zur Teilnahme regelbarer Lasten Stellung genommen. In seinem Schreiben geht Deutschland auf die wichtigsten Probleme oder Anliegen ein, die von den Betreibern regelbarer Lasten und von Aggregatoren vorgebracht wurden. Da Deutschland zugesagt hat, die meisten der umstrittenen Teilnahmevoraussetzungen für regelbare Lasten zu ändern, wird dieser Bereich in Abschnitt 6 über die Verpflichtungszusagen Deutschlands ausführlich behandelt.

(80)

Deutschland entnimmt den übermittelten Stellungnahmen ferner, dass eine Mehrheit der Konsultationsteilnehmer mit Deutschland darin übereinstimmt, dass die Teilnahme ausländischer Kapazitäten in der Praxis schwierig ist und angesichts des Ziels und der Ausgestaltung der Kapazitätsreserve wenig zusätzlichen Nutzen bringt. Deutschland betont, dass die drei Konsultationsteilnehmer, die sich für die grenzüberschreitende Teilnahme ausgesprochen haben, keine konkreten Vorschläge zur praktischen Umsetzung gemacht haben.

(81)

Im Zuge der eingehenden Prüfung der Kommission und angesichts der Stellungnahmen von Beteiligten hat sich Deutschland bereit erklärt, die Modalitäten der Kapazitätsreserve in mehrerlei Hinsicht zu ändern, um die verbleibenden Bedenken auszuräumen.

(82)

Erstens hat Deutschland zugesagt, die Regeln für die Erstattung variabler Kosten zu überarbeiten. Deutschland wird diese Kosten nicht mehr erstatten, sodass die Kapazitätsanbieter in ihrem Gebot für die Teilnahme an der Kapazitätsreserve sowohl die fixen als auch die variablen Kosten berücksichtigen müssen. Daher muss eine Einschätzung vorgenommen werden, wie oft die Kapazitätsreserve voraussichtlich zum Einsatz kommen wird.

(83)

Zweitens hat Deutschland im Hinblick auf die regelbaren Lasten zugesagt, die Beihilferegelung wie folgt zu ändern (10):

(84)

Drittens hat Deutschland zugesagt, die Methode zur Ermittlung des „reasonable worst case scenario“ zu überarbeiten, um dem Stand der Technik bei der Bewertung der Angemessenheit der Stromerzeugung Rechnung zu tragen. Diese Überarbeitung umfasst auch die Berechnung eines Zuverlässigkeitsstandards, der die weiter gefassten Kosten und den breiteren Nutzen eines erhöhten Grades an Versorgungssicherheit für die Gesellschaft berücksichtigt. Deutschland hat zugesagt, diese überarbeitete Methode und den Zuverlässigkeitsstandard bei der Bestimmung der Erforderlichkeit und der Größe der Kapazitätsreserve für den ersten Erbringungszeitraum anzuwenden.

(85)

Viertens hat Deutschland zugesagt, die Größe der Reserve in den drei Erbringungszeiträumen auf höchstens 2 GW zu begrenzen.

(86)

Fünftens hat Deutschland zugesagt, die Parameter des „reasonable worst case scenario“ dahin gehend anzupassen, dass die Annahmen zum Umfang des Bilanzkreisbetrugs von 2,5 GW auf 1 GW reduziert werden. Deutschland begründete dies damit, dass durch das Strommarktgesetz (12) Vorkehrungen getroffen wurden, die Bilanzkreisbetrug eindämmen, wenn nicht ganz vermeiden sollten. Da eine Restunsicherheit verbleibe, sei es aus Gründen der Versorgungssicherheit erforderlich, Bilanzkreisbetrug weiterhin zu berücksichtigen. Ferner hat Deutschland darauf hingewiesen, dass es die Annahmen des „reasonable worst case scenario“ zum verfügbaren konventionellen Kraftwerkspark angesichts der zahlreichen bei der Bundesnetzagentur angemeldeten Stilllegungsvorhaben anpassen wird. Deutschland geht davon aus, dass die derzeitige Stilllegungsgeschwindigkeit anhalten wird und es somit zu zusätzlichen Stilllegungen im Umfang von 2 GW kommen wird. Diese angepassten Annahmen werden auch Teil der in Erwägungsgrund 84 genannten überarbeiteten Angemessenheitsbewertung sein.

(87)

Wie in Abschnitt 3 dargelegt, ist die Kommission im Einleitungsbeschluss zu der vorläufigen Schlussfolgerung gelangt, dass die Kapazitätsreserve eine staatliche Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV darstellt.

(88)

Während Deutschland geltend machte, dass die im Rahmen der Kapazitätsreserve geleisteten Zahlungen als Ausgleich für die Erbringung einer DAWI anzusehen sind, der sämtliche im Altmark-Urteil festgelegten Voraussetzungen erfüllt und somit keine staatliche Beihilfe darstellt, äußerte die Kommission Zweifel an der Erfüllung des ersten und des vierten Altmark-Kriteriums.

(89)

Im Hinblick auf das erste Altmarkt-Kriterium wurden im Einleitungsbeschluss Bedenken im Hinblick auf die Vereinbarkeit der Regelung mit der Richtlinie 2009/72/EG geäußert. Insbesondere wurde darauf hingewiesen, dass die Regelung möglicherweise diskriminierend ist, da sie regelbare Lasten de facto und ausländische Kapazitätsanbieter de jure von einer tatsächlichen Teilnahme an der Reserve auszuschließen scheint. Ferner wurden Zweifel daran angemeldet, dass die Regelung zur Gewährleistung der Stromversorgungssicherheit in Deutschland erforderlich ist und mit dem Zweck der Gewährleistung der Versorgungssicherheit gerechtfertigt werden kann. Schließlich wurde im Einleitungsbeschluss daran erinnert, dass eine DAWI nur dann gerechtfertigt ist, wenn der Markt die gewünschte Leistung nachweislich nicht bereitstellen kann, und dass der Strommarkt in Deutschland ohne umfangreiche Reformen dazu nicht in der Lage ist.

(90)

Ferner hatte die Kommission angesichts der zuvor erwähnten mutmaßlichen Diskriminierung Zweifel daran, dass das vierte Altmark-Kriterium erfüllt ist. Die Kommission stellt fest, dass zwar einige der im Einleitungsbeschluss genannten Zweifel ausgeräumt werden konnten, andere jedoch bestehen bleiben.

(91)

Erstens nimmt die Kommission die verbesserten Teilnahmevoraussetzungen für regelbare Lasten zur Kenntnis, die in Erwägungsgrund 83 und den Erwägungsgründen 118 bis 122 dargelegt und geprüft werden. Durch diese Änderungen wird die Diskriminierung zwischen den Betreibern regelbarer Lasten und anderen Kapazitätsanbietern beseitigt. Darüber hinaus führen diese Änderungen zu einer Zunahme der Anzahl potenzieller Teilnehmer an der Ausschreibung und somit zu einem stärkeren Wettbewerbsdruck und einer angemessenen Vergütung.

(92)

Zweitens ist die Kommission der Auffassung, dass der Ausschluss ausländischer Anlagen gerechtfertigt sein kann, da die Importkapazität in den Extremsituationen, in denen die Kapazitätsreserve eingesetzt wird, wie in Erwägungsgrund 125 beschrieben, bereits voll ausgeschöpft ist.

(93)

Drittens nimmt die Kommission die in den Erwägungsgründen 84 und 85 dargelegte Verbesserung der Erforderlichkeitsbewertung zur Kenntnis, die in Abschnitt 7.3.2 geprüft wird. Die Kommission betont, dass eine Erforderlichkeitsbewertung, die realistische Schlüsse auf die Eintrittswahrscheinlichkeit einer Extremsituation zulässt, für die Bestimmung des Umfangs der Maßnahme wichtig ist.

(94)

Allerdings bezweifelt die Kommission nach wie vor, ob die in Rede stehende Maßnahme als eine DAWI betrachtet werden kann. Ihrer Auffassung nach ist nur dann von einer DAWI auszugehen, wenn der Markt nicht in der Lage ist, das erforderliche Maß an Versorgungssicherheit bereitzustellen. Es wäre somit unangemessen, eine Tätigkeit, die unter normalen Marktbedingungen erbracht werden kann, als eine DAWI zu definieren. Bei der Prüfung, ob eine Dienstleistung vom Markt erbracht werden kann, werden auch mögliche Änderungen der Funktionsweise des Marktes berücksichtigt.

(95)

Die Kommission stellt fest, dass Deutschland zwar in Betracht zieht, in den kommenden Jahren eine Reihe von Marktreformen und Infrastrukturprojekten durchzuführen, der Strommarkt jedoch nach wie vor ein erhebliches Marktversagen aufweist, das noch nicht behoben ist. So bestehen beispielsweise große regionale Ungleichgewichte zwischen Stromangebot und -nachfrage, die aus Engpässen in den Übertragungsnetzen zwischen dem Norden und dem Süden und den voneinander abweichenden Angebots- und Nachfragetrends in Nord- und Süddeutschland resultieren, die insbesondere auf den nach wie vor starken Ausbau der Windkraft in Norddeutschland und den beschlossenen Atomausstieg zurückzuführen sind, was sich vor allem auf Süddeutschland auswirkt. Folglich verstärken diese regionalen Ungleichgewichte das Problem des „missing money“ des deutschen Strommarkts, insbesondere was die Kapazität in Süddeutschland angeht, wo die Preise in der Regel niedriger sind, als es bei vollständiger Berücksichtigung einer regionalen Stromknappheit bei der Preissetzung der Fall wäre. In Süddeutschland besteht daher die Gefahr, dass Kapazitäten, die auf einem voll funktionsfähigen Markt rentabel sein könnten und die nach dem Atomausstieg unter Umständen gebraucht werden, aus dem Markt ausscheiden. Dies trägt zu einer verstärkten Gefährdung der Stromversorgungssicherheit bei.

(96)

Die Kommission stellt ferner fest, dass ein normal funktionierender Strommarkt selbst in der Lage sein sollte, die zur Deckung der Nachfrage erforderlichen Investitionen anzustoßen. Deutschland ergreift bereits Maßnahmen zur Verbesserung der Funktionsweise des Marktes, z. B. durch die Verbesserung der Preissignale, um Investitionen in flexible Kapazitäten rentabler zu machen. Die Kommission begrüßt diese Maßnahmen und geht davon aus, dass sie einen Anreiz bieten dürften, künftig mehr in Kapazitäten zu investieren. Gleichzeitig wird es dauern, bis diese Reformen spürbare Auswirkungen auf den Markt haben, und ihr genauer Einfluss auf die Versorgungssicherheit in Deutschland ist schwer vorauszusehen. In jedem Fall ist der Markt derzeit nicht in der Lage, das erforderliche Maß an Versorgungssicherheit durch Anstoß der erforderlichen Investitionen in flexible Kapazitäten vollständig bereitzustellen.

(97)

Die Kommission bekräftigt, dass solange der Markt nicht in die Lage versetzt worden ist, in größtmöglichem Maße das gewünschte politische Ziel, d. h. die Gewährleistung der Versorgungssicherheit, zu erreichen, eine DAWI nicht gerechtfertigt ist. Somit ist die Kommission der Auffassung, dass die Maßnahme möglicherweise keine echte DAWI darstellt und daher nicht auszuschließen ist, dass sie den Empfängern einen Vorteil verschafft.

(98)

Die Kommission kommt im Einklang mit dem Einleitungsbeschluss angesichts der Bestimmungen des § 13e EnWG zu dem Schluss, dass die Regelung aus staatlichen Mitteln finanziert wird und dem Staat zuzurechnen ist. Die Regelung wurde vom deutschen Staat entwickelt, der per Gesetz festgelegt hat, dass die in ihrem Rahmen entstehenden Kosten über eine Erhöhung der Netzentgelte an alle Verbraucher weitergereicht werden können. Auf der Grundlage des Urteils in der Rechtssache Vent de Colère geht die Kommission deshalb davon aus, dass staatliche Mittel eingesetzt werden und die Regelung dem Staat zuzurechnen ist. Zudem müssen die ÜNB nach der Kapazitätsreserveverordnung ihre durch die Regelung erzielten Erlöse von den ihnen durch die Regelung entstehenden Kosten abziehen. Folglich werden die ÜNB vom Staat per Gesetz mit der Zuweisung und Vereinnahmung der erforderlichen Mittel beauftragt. Die Mittel werden durch die Kapazitätsreserveverordnung generiert und von den ÜNB gemeinsam verwaltet. Die Mittel bleiben somit immer unter dem Einfluss der öffentlichen Hand. Da sich seit dem Einleitungsbeschluss weder am Finanzierungsmechanismus noch an den einschlägigen Rechtsvorschriften etwas in dieser Hinsicht geändert hat, bekräftigt die Kommission ihre vorläufige Schlussfolgerung aus dem Einleitungsbeschluss, dass die Regelung aus staatlichen Mitteln finanziert wird und dem Staat zuzurechnen ist.

(99)

Im Einklang mit dem Einleitungsbeschluss vertritt die Kommission auch die Auffassung, dass die Regelung geeignet ist, sich auf Wettbewerb und Handel auf dem Strommarkt auszuwirken, da der deutsche Strommarkt, wie in Erwägungsgrund 33 dargelegt, für den Wettbewerb geöffnet und gut an die Strommärkte der Nachbarstaaten angebunden ist.

(100)

Da nicht ausgeschlossen werden kann, dass die Regelung den Empfängern einen Vorteil verschafft und die anderen Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe erfüllt sind, kann die Kommission nicht ausschließen, dass es sich bei der in Rede stehenden Regelung um eine Beihilfe handelt, und sie fährt daher mit der Prüfung ihrer Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt fort.

(101)

Deutschland hat die Beihilferegelung bei der Kommission angemeldet und sie bislang noch nicht durchgeführt. Damit ist Deutschland seinen Verpflichtungen nach Artikel 108 Absatz 3 AEUV nachgekommen.

(102)

Die Kommission vertrat im Einleitungsbeschluss die vorläufige Auffassung, dass es sich bei der Kapazitätsreserve um eine Beihilferegelung handelt, mit der eine angemessene Stromerzeugung und Versorgungssicherheit gewährleistet werden sollen, und dass für diese Regelung Abschnitt 3.9 der Leitlinien maßgeblich ist, in dem dargelegt wird, unter welchen Voraussetzungen Beihilfen zur Förderung einer angemessenen Stromerzeugung auf der Grundlage des Artikels 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV als mit dem Binnenmarkt vereinbar erachtet werden können. Eine Maßnahme zur Gewährleistung einer angemessenen Stromerzeugung ist mit dem Binnenmarkt vereinbar, wenn die unter Randnummer 27 der Leitlinien genannten Vereinbarkeitskriterien erfüllt sind (13):

(103)

Im Einleitungsbeschluss wurde der vorläufige Schluss gezogen, dass das Ziel der Kapazitätsreserve darin besteht, Probleme im Zusammenhang mit der Stromversorgungssicherheit zu beheben. Die Kommission forderte Beteiligte auf, zu der vorläufigen Auffassung Stellung zu nehmen, dass die Kapazitätsreserve voraussichtlich nicht dem Ziel der schrittweisen Abschaffung umweltgefährdender Subventionen zuwiderlaufen wird und deshalb andere Ansätze zur Sicherstellung einer angemessenen Stromerzeugung vorrangig gewählt werden sollten, die keine umweltschädigenden Auswirkungen haben (Randnummer 220 der Leitlinien) (14).

(104)

Bei der Kommission sind keine diesbezüglichen Stellungnahmen eingegangen, und sie vertritt daher auch weiterhin die Auffassung, dass die Kapazitätsreserve voraussichtlich nicht dem Ziel der schrittweisen Abschaffung umweltgefährdender Subventionen zuwiderlaufen wird, da sie erforderlich ist und die derzeitigen Anstrengungen Deutschlands beim Übergang zu einem nachhaltigeren Energiemix ergänzt.

(105)

Auf dieser Grundlage kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die Versorgungssicherheit ein Ziel von gemeinsamem Interesse darstellt, zu dem die Kapazitätsreserve einen Beitrag leistet, da sie zur Bewältigung von Situationen dient, in denen nicht genug Strom zur Verfügung steht.

(106)

Eine zentrale Anforderung der Leitlinien besteht darin, dass die Erforderlichkeit einer Maßnahme auf der Grundlage einer sogenannten Angemessenheitsbewertung nachgewiesen werden muss. Wie in Erwägungsgrund 35 dargelegt, wurde im Einleitungsbeschluss infrage gestellt, ob die Maßnahme erforderlich ist, da

(107)

Wie in Abschnitt 6 dargelegt, hat Deutschland zugesagt, diese Bedenken durch eine Verbesserung seiner Methodik der Angemessenheitsbewertung und durch eine Überarbeitung seiner Annahmen auszuräumen.

(108)

Die Kommission nimmt die Zusage Deutschlands zur Kenntnis, seine Methodik zur Berechnung der Erforderlichkeit der Kapazitätsreserve zu überarbeiten (vgl. Erwägungsgrund 84. Die Kommission ist der Auffassung, dass die Überarbeitung der Methodik zur Berechnung der Auswirkungen des Worst-Case-Szenarios, die ab der zweiten Ausschreibung zur Anwendung kommen wird, zu einer objektiveren Bestimmung der Erforderlichkeit und künftigen Größe der Kapazitätsreserve führen wird. Insbesondere begrüßt die Kommission die Berechnung eines Zuverlässigkeitsstandards als wirtschaftliche Benchmark für die Versorgungssicherheit, die die Kosten-Nutzen-Analyse eines zusätzlichen Schutzes gegen Versorgungssicherheitsrisiken ermöglicht. Die Kommission stellt fest, dass sich Deutschland zwar nicht dazu verpflichtet hat, die VoLL-Methode zur Berechnung der Zahlungsbereitschaft der Verbraucher für die Versorgungssicherheit zu verwenden, es jedoch zugesagt hat, die weiter gefassten wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Auswirkungen der Kapazitätsreserve zu berechnen. Das Ziel dieser Berechnungen besteht darin, eine kostspielige Beschaffung von Überkapazitäten zu vermeiden. Dadurch soll verhindert werden, dass der Staat für ein Niveau der „Absicherung“ zahlt, das über die Zahlungsbereitschaft der Verbraucher für die Versorgungssicherheit hinausgeht. Die Kommission ist der Auffassung, dass der von Deutschland verfolgte Ansatz eine kostspielige überdimensionierte Beschaffung verhindern wird.

(109)

Was die wichtigsten Annahmen des Worst-Case-Szenarios betrifft, nimmt die Kommission die Zusage Deutschlands zur Kenntnis, die Annahmen zum Bilanzkreisbetrug, wie in Erwägungsgrund 86 dargelegt, nach unten zu korrigieren. Die Kommission stimmt der Bundesregierung zu, dass Bilanzkreisbetrug mit größerer Wahrscheinlichkeit dann auftritt, wenn das Angebot knapp ist und die Preise hoch sind. Die Kommission hält es jedoch für angemessen, den angenommenen Umfang der Annahme nach unten zu korrigieren, da ein solcher Betrug durch neue Rechtsvorschriften erschwert wird. Angesichts der jüngsten Informationen zu den bei der Bundesnetzagentur angemeldeten Stilllegungen konventioneller Kraftwerke in Deutschland stellt die Kommission eine erhöhte Stilllegungsgeschwindigkeit fest. Die Zahlen zeigen, dass im Zeitraum zwischen der Erstellung des Worst-Case-Szenarios, das der Kommission vor dem Einleitungsbeschluss übermittelt wurde, (d. h. November 2016) und September 2017 weitere Stilllegungen im Umfang von 1,4 GW bei der Bundesnetzagentur angemeldet worden sind. Dies ist eine deutliche Zunahme im Vergleich zu der im „reasonable worst case scenario“ erwarteten Stilllegungsrate, bei der von der Stilllegung von 670 MW pro Jahr zusätzlich zum Basisszenario von ENTSO-E ausgegangen wurde. Daher hält es die Kommission für angemessen, diese Annahme angesichts der vorgelegten Nachweise nach oben zu korrigieren.

(110)

Die Kommission gelangt zu dem Schluss, dass die Größe einer strategischen Reserve anhand der Berechnung eines Worst-Case-Szenarios bestimmt werden kann, solange bei dieser Berechnung die Kosten eines zusätzlichen Schutzes im Vergleich zu seinem gesellschaftlichen Nutzen berücksichtigt werden. Nach Auffassung der Kommission steht die Kapazitätsreserve dank der Verpflichtungszusagen Deutschlands mit diesem Ansatz im Einklang.

(111)

Was die Laufzeit der Regelung angeht, wurden im Einleitungsbeschluss Bedenken darüber geäußert, dass kein Enddatum vorgesehen ist. Die Kommission stellt fest, dass Deutschland erklärt hat, alle zwei Jahre Angemessenheitsbewertungen durchführen zu wollen, um festzustellen, ob die Kapazitätsreserve nach wie vor benötigt wird. Deutschland weist darauf hin, dass die Größe der Kapazitätsreserve auf Grundlage dieser Berechnungen angepasst werde.

(112)

Die Kommission ist der Auffassung, dass die überarbeitete Angemessenheitsbewertung geeignet sein wird, die Erforderlichkeit und Größe der Kapazitätsreserve zu bestimmen, und dass die Erforderlichkeit der Reserve nachgewiesen worden ist.

(113)

Die Kommission bekräftigt ihr Argument aus dem Einleitungsbeschluss (15), dass strategische Reserven zum Beispiel geeignete vorübergehende Maßnahmen sind, um Marktreformen zu begleiten, bis der Markt ordnungsgemäß funktioniert und die Marktteilnehmer mit dessen Funktionsweise vertraut sind.

(114)

Auf Grundlage dieser Erwägungen beschränkt die Kommission ihre Genehmigung auf einen Zeitraum von sechs Jahren, d. h. auf drei aufeinanderfolgende zweijährige Erbringungszeiträume ab der ersten Ausschreibung, bei der am 1. Oktober 2019 der Zuschlag erteilt werden soll, bis zum Ende des dritten Erbringungszeitraums, der am 30. September 2025 enden wird.

(115)

Im Hinblick auf die Geeignetheit der Kapazitätsreserve wurden im Einleitungsbeschluss Bedenken hinsichtlich der gesonderten Erstattung der bei Aktivierung der Reserve anfallenden variablen Kosten und der Teilnahmevoraussetzungen geäußert.

(116)

Hinsichtlich der gesonderten Erstattung variabler Kosten im Falle einer Aktivierung der Kapazitätsreserve äußerte die Kommission Zweifel, ob alle für eine gesonderte Erstattung vorgesehenen Kostenkategorien tatsächlich variable Kosten darstellten. Sie merkte an, dass eine von der Ausschreibung getrennte und unabhängige Erstattung dieser Kosten bedeuten würde, dass es kein wettbewerbliches Verfahren gäbe, mit dem sichergestellt würde, dass die Kosten auf das erforderliche Minimum begrenzt werden.

(117)

Die Kommission nimmt die Zusage Deutschlands zur Kenntnis, die gesonderte Erstattung der variablen Kosten, wie in Erwägungsgrund 82 beschrieben, für alle Teilnehmer zu untersagen. Die Kommission geht davon aus, dass diese Änderung zu mehr Wettbewerb in der Ausschreibung führen wird, da die Teilnehmer einen Anreiz erhalten, alle bei ihnen anfallenden Kosten in ihrem Gebot zu berücksichtigen. Bei der Veranschlagung ihrer variablen Kosten müssen die Teilnehmer Annahmen darüber machen, wie oft die Kapazitätsreserve zum Einsatz kommen wird, da die variablen Kosten nur dann anfallen, wenn die Reserve in Anspruch genommen wird. Die Kommission stellt fest, dass durch den Wegfall der gesonderten Erstattung der Kosten für eine sichere Brennstoffversorgung dieses Kostenelement in das wettbewerbliche Verfahren aufgenommen wird und für alle Kapazitätsanbieter gleiche Wettbewerbsbedingungen geschaffen werden. Daher ist sie der Auffassung, dass ihre diesbezüglichen Bedenken ausgeräumt wurden.

(118)

Hinsichtlich der Teilnahmevoraussetzungen der Kapazitätsreserve hatte die Kommission Bedenken, dass den regelbaren Lasten aufgrund bestimmter Teilnahmevoraussetzungen ein Nachteil gegenüber Erzeugungsanlagen entstehen könnte und sie daher de facto von der Reserve ausgeschlossen würden.

(119)

Die Kommission hat die von Deutschland in dieser Hinsicht gemachten Zusagen, die in Erwägungsgrund 83 wiedergegeben sind, zur Kenntnis genommen und vertritt die Auffassung, dass die geänderten Teilnahmevoraussetzungen gleiche Wettbewerbsbedingungen für Betreiber regelbarer Lasten und andere Kapazitätsanbieter gewährleisten.

(120)

Durch die Verpflichtungszusagen wird die Wettbewerbsposition der regelbaren Lasten in zweierlei Hinsicht verbessert. Durch die erste Reihe von Zusagen werden die Teilnahmevoraussetzungen für regelbare Lasten gelockert, sodass Lasten, die nach den ursprünglich angemeldeten Bedingungen nicht hätten teilnehmen dürfen, nun für eine Teilnahme infrage kommen. Dies ist der Fall bei kleineren Lasten (von 5 MW bis 10 MW), bei Lasten, die einen Aggregator benötigen, um aktiviert zu werden, sowie bei Lasten, die an ein Mittelspannungsnetz und nicht an das Übertragungsnetz angeschlossen sind. Durch eine zweite Reihe von Zusagen wird es für regelbare Lasten finanziell attraktiver und weniger riskant, an der Kapazitätsreserve teilzunehmen. Insbesondere durch die Reduzierung der Höchstzahl von Tests und des Zeitraums, für den sie den Strom im Voraus beschaffen müssen, werden die Kosten für Betreiber regelbarer Lasten verringert, wodurch diese bei der Ausschreibung im Vergleich zu Erzeugungsanlagen wettbewerbsfähiger werden.

(121)

Während diese Änderungen dazu beitragen, dass regelbare Lasten unter den gleichen Bedingungen teilnehmen können wie Erzeuger, akzeptiert die Kommission, dass bestimmte Beschränkungen für regelbare Lasten gelten. Die Bestimmung, die die Teilnahme regelbarer Lasten auf unflexible Lasten beschränkt, dient ausschließlich dazu, zu vermeiden, dass vorhandene flexible Ressourcen, die ihre Flexibilität bereits auf dem Markt anbieten, den Markt verlassen, um an der Kapazitätsreserve teilzunehmen. Nach Auffassung der Kommission verhindert diese Bestimmung, dass flexible Lasten den Markt wegen der Kapazitätsreserve verlassen, und stellt gleichzeitig sicher, dass unflexible Lasten flexibel werden. Ebenso ist die Begrenzung des Zeitraums der Teilnahme gerechtfertigt, da regelbaren Lasten, die flexibel geworden sind, dadurch Anreize geboten werden, nach ihrem Ausscheiden aus der Kapazitätsreserve auf dem Strommarkt aktiv zu werden, wodurch die Erforderlichkeit der Kapazitätsreserve auf lange Sicht verringert werden könnte.

(122)

Auf Grundlage dieser Erwägungen kommt die Kommission zu dem Schluss, dass ihre Bedenken bezüglich der De-facto-Diskriminierung von Betreibern regelbarer Lasten in der Kapazitätsreserve ausgeräumt wurden.

(123)

Wie in Erwägungsgrund 42 dargelegt, wurden im Einleitungsbeschluss Bedenken in Bezug auf den Ausschluss ausländischer Erzeuger geäußert und Beteiligte aufgefordert, dazu Stellung zu nehmen. Die deutschen Behörden hatten im Rahmen der Vorabkontakte vor Erlass des Einleitungsbeschlusses erklärt, dass es zwei Hauptgründe für den Ausschluss ausländischer Kapazitäten gebe. Erstens müssten für eine Teilnahme ausländischer Kapazitäten Verbindungskapazitäten reserviert werden. Zweitens würde die Reservierung ausländischer Kapazitäten für die Kapazitätsreserve bedeuten, dass diese Kapazitäten auf ihren heimischen Märkten keinen Strom erzeugen oder verkaufen dürften und ausschließlich den deutschen ÜNB zur Verfügung stehen müssten.

(124)

Die Kommission stellt fest, dass die von Marktteilnehmern eingegangenen Stellungnahmen zum Einleitungsbeschluss keine neuen Argumente enthielten. Während in zwei Stellungnahmen darauf hingewiesen wurde, dass grundsätzlich alle Kapazitätsmechanismen auch ausländischen Kapazitäten offenstehen sollten, wurden keine Argumente vorgebracht, weshalb es zu Wettbewerbsverzerrungen auf dem Markt käme oder wie eine solche Teilnahme organisiert werden könnte.

(125)

Erstens ist die Kommission der Auffassung, dass ausländische Kapazitäten in einer Knappheitssituation, die zum Einsatz der Kapazitätsreserve führt, keinen Mehrwert hätten, da in einem solchen Moment ohnehin sämtliche Verbindungskapazitäten für Importe verwendet werden. Zweitens ist durch die Ausgestaltung der Regelung sichergestellt, dass die Kapazitätsreserve vollständig außerhalb des Marktes vorgehalten wird, sodass sie weder das kurzfristige Marktgeschehen noch die langfristigen Investitionssignale verfälscht. Dadurch wird auch gewährleistet, dass ausländische Kapazitäten nicht von der Reserve beeinflusst werden, sodass ausländische Kapazitäten nicht an der Kapazitätsreserve teilnehmen müssen, damit Wettbewerbsverzerrungen beseitigt werden, wie es z. B. bei einem marktweiten Kapazitätsmechanismus der Fall wäre. Daher hält es die Kommission für angemessen, dass sich nur inländische Kapazitäten an der Kapazitätsreserve beteiligen dürfen.

(126)

Folglich betrachtet die Kommission die Kapazitätsreserve als geeignet, um das angestrebt Ziel von allgemeinem Interesse zu erreichen.

(127)

Im Einleitungsbeschluss kam die Kommission zu dem Schluss, dass die Kapazitätsreserve einen Anreizeffekt hat, der die Empfänger zur Änderung ihres Verhaltens veranlassen wird. Da zu diesem Punkt keine Stellungnahmen von Beteiligten eingegangen sind, bekräftigt die Kommission diese Schlussfolgerung.

(128)

Was die Angemessenheit der Maßnahme angeht, wurden im Einleitungsbeschluss Bedenken in Bezug auf die restriktiven Teilnahmevoraussetzungen geäußert. Eine unnötige Beschränkung der Teilnahmemöglichkeit an der Ausschreibung könnte dazu führen, dass die Beihilfe nicht auf das erforderliche Minimum begrenzt wird.

(129)

Um sicherzustellen, dass nicht mehr Beihilfen als erforderlich gewährt werden, muss ferner nachgewiesen werden, dass die zusätzliche Kapazität in Form der strategischen Reserve wirtschaftlich sinnvoll ist und sie die Bereitschaft der Kunden, für Kapazität zu zahlen, widerspiegelt. Außerdem muss die Reserve schrittweise abgebaut werden, sobald die Marktreformen umgesetzt sind und gewisser ist, welche Auswirkungen die laufende Energiewende auf die Kapazität hat.

(130)

Die Bedenken der Kommission sind durch die in Abschnitt 6 beschriebenen Verpflichtungszusagen Deutschlands ausgeräumt worden. Die Kommission stellt insbesondere fest, dass die verbesserten Teilnahmemöglichkeiten für regelbare Lasten eine wettbewerbliche Ausschreibung und somit einen angemessenen Beihilfebetrag gewährleisten werden. Ferner ist sie der Auffassung, dass die überarbeitete Angemessenheitsbewertung sicherstellen wird, dass eine angemessene Strommenge beschafft wird. Darüber hinaus bekräftigt die Kommission, dass die Genehmigung der Maßnahme, wie in Erwägungsgrund 114 dargelegt, mit diesem Beschluss auf sechs Jahre befristet wird.

(131)

In Anbetracht dessen ist die Kommission davon überzeugt, dass die Ausgestaltung der Kapazitätsreserve die Angemessenheit der Beihilfe gewährleisten wird.

(132)

Im Einleitungsbeschluss wurde darauf hingewiesen, dass die Ausgleichsenergieentgelte das Zweifache des technischen Preislimits auf dem Intraday-Markt betragen. Die Kommission erklärte, dass dies wirtschaftlich weniger zweckmäßig sein könnte als die Festlegung des Intraday-Preislimits auf die Höhe des maximalen Ausgleichsenergieentgelts, das wiederum den VoLL widerspiegeln sollte. Sie vertrat daher die Auffassung, dass eine Definition des „VoLL“ erforderlich ist, um die Anwendung viel zu hoher Ausgleichsenergieentgelte zu verhindern, die den Wettbewerb verfälschen würden.

(133)

Auf die Bedenken der Kommission erwiderte Deutschland, dass es sich bei dem Intraday-Preislimit von 10 000 EUR/MWh nicht um einen gesetzlich festgelegten Höchstpreis auf dem Intraday-Markt, sondern lediglich um das von den Börsen angewandte technische Preislimit handele. Zum Beispiel könnten die Preise im außerbörslichen Handel (OTC-Handel) auf bis zu 20 000 EUR/MWh steigen, was dem Preis entspricht, zu dem die Kapazitätsreserve eingesetzt wird. So könnten die Marktteilnehmer ihre Position bis zur Höhe des Betrags absichern, der ihrem Risiko entspricht.

(134)

Die Kommission stellt fest, dass die von Deutschland übermittelten Erläuterungen tatsächlich dazu beitragen, die Bedenken ausräumen, dass die Marktteilnehmer nicht in der Lage wären, sich bis zur Höhe der potenziellen Strafzahlungen abzusichern. Da der Preis bis zur Höhe des Ausgleichsenergieentgelts steigen darf, das im Falle eines Einsatzes der Kapazitätsreserve zu zahlen ist, können die Marktteilnehmer die zur Verfügung stehenden Ressourcen vollumfänglich nutzen, um einen Einsatz der Kapazitätsreserve zu vermeiden.

(135)

Die Kommission stellt fest, dass Deutschland nicht zugesagt hat, den VoLL zu berechnen oder zu definieren. Im Einleitungsbeschluss wurde darauf hingewiesen, dass die Definition des VoLL sowohl für die Erforderlichkeitsbewertung als auch für die Festsetzung eines Höchstpreises auf dem Markt von Bedeutung ist. In Erwägungsgrund 108 erklärt die Kommission, dass mit dem Ansatz Deutschlands, die weiter gefassten wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Auswirkungen der Kapazitätsreserve zu berechnen, ebenfalls das Ziel erreicht wird, eine kostspielige Beschaffung von zu viel Kapazitäten zu verhindern. Dieser Ansatz ist daher zufriedenstellend, denn er beschränkt die Auswirkungen der Reserve auf Extremsituationen, sodass der Wettbewerb auf dem Strommarkt nicht beeinflusst wird. Da es keinen Höchstpreis gibt, kann der Preis im Prinzip bis zum VoLL steigen, ganz gleich, ob dieser definiert wurde oder nicht. Nach Auffassung der Kommission ist es angesichts eines Ausgleichsenergieentgelts von 20 000 EUR/MWh unwahrscheinlich, dass die zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit benötigte Kapazität nicht zur Verfügung stehen wird, wenn sie gebraucht wird.

(136)

Darüber hinaus erinnert die Kommission daran, dass eine strikte Trennung zwischen dem Markt und der Kapazitätsreserve erreicht wird, da die Reserve nur dann eingesetzt wird, wenn eine Markträumung ausbleibt. Durch diese Regelung wird gewährleistet, dass die Regelung den Wettbewerb und den Handel auf dem Strommarkt nicht beeinflusst.

(137)

Angesichts der von Deutschland übermittelten Erklärungen kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die Maßnahme keine übermäßigen negativen Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel hat.

(138)

Wie im Einleitungsbeschluss dargelegt, wird Deutschland die Transparenzvorschriften des Abschnitts 3.2.7 der Leitlinien anwenden, soweit sie für die auf der Grundlage der Kapazitätsreserve gewährten Beihilfen gelten. Diese Voraussetzung ist somit erfüllt.

(139)

In Anbetracht der vorstehenden Erwägungen und der von Deutschland gemachten Verpflichtungszusagen (Abschnitt 6) kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die Beihilferegelung auf Grundlage des Artikels 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV mit dem Binnenmarkt und insbesondere mit Abschnitt 3.9 der Leitlinien vereinbar ist —