EUROPÄISCHE KOMMISSION

Brüssel, den 30.11.2016

COM(2016) 752 final

BERICHT DER KOMMISSION

Abschlussbericht zur Sektoruntersuchung über Kapazitätsmechanismen

{SWD(2016) 385 final}

BERICHT DER KOMMISSION

Abschlussbericht zur Sektoruntersuchung über Kapazitätsmechanismen

1. Einleitung

Die Energieunion Europas verfolgt eine Strategie zur Sicherstellung einer sicheren, sauberen und bezahlbaren Energieversorgung der Verbraucherinnen und Verbraucher in Europa. 1 Trotz wichtiger Fortschritte bei der Verwirklichung dieser Ziele bietet die Sicherheit der Stromversorgung in einer wachsenden Zahl von Mitgliedstaaten zunehmend Anlass zur Besorgnis. Um mögliche Engpässe in der Stromversorgung zu verhindern, haben einige Mitgliedstaaten verschiedene Arten von Kapazitätsmechanismen eingeführt oder planen dies. Im Rahmen dieser Mechanismen sollten Stromerzeuger und andere Kapazitätsanbieter wie Lastmanagementanbieter eine Vergütung dafür erhalten, dass sie im Bedarfsfall zur Verfügung stehen.

Durch öffentliche Unterstützung für Kapazitätsanbieter geht man das Risiko ein, dass im Strommarkt Wettbewerbsverzerrungen entstehen. Eine solche Unterstützung stellt in der Regel eine staatliche Beihilfe dar. Kapazitätsmechanismen bieten häufig nur nationalen Kapazitätsanbietern Subventionen. Damit ignorieren sie den Wert von Einfuhren und verfälschen Investitionssignale. Das bedeutet wiederum, dass zahlreiche Vorteile eines offenen und gut vernetzten Energiebinnenmarkts verloren gehen und die Kosten für die Verbraucher steigen. Mitunter begünstigen diese Mechanismen ohne objektive Begründung bestimmte Technologien oder Marktteilnehmer oder sie hindern wettbewerbsfähige neue Marktteilnehmer an der Aufnahme einer Tätigkeit auf dem Strommarkt. Dies wirkt wettbewerbsverzerrend, kann die Dekarbonisierungsziele gefährden und treibt den Preis für die Versorgungssicherheit in die Höhe. Aus diesen Gründen und um Einblicke in die Notwendigkeit und die Gestaltung von Kapazitätsmechanismen sowie ihre Auswirkungen auf den Markt zu gewinnen, leitete die Kommission am 29. April 2015 eine Sektoruntersuchung über staatliche Beihilfe ein.

In diesem Abschlussbericht werden die wichtigsten Feststellungen der Untersuchung vorgestellt. Nähere Einzelheiten sind dem beigefügten Bericht 2 zu entnehmen. Der Abschlussbericht bietet Orientierungshilfen hinsichtlich der Frage, wann Kapazitätsmechanismen eine staatliche Beihilfe beinhalten und wie die Kommission Kapazitätsmechanismen anhand der Beihilfevorschriften 3 beurteilen wird 4 . Mit der Anwendung dieser Regelungen will die Kommission sicherstellen, dass Mitgliedstaaten nur dann Kapazitätsmechanismen einführen, wenn diese tatsächlich erforderlich sind, und dass sie dabei in einer Weise vorgehen, die eine auf Kosten der Verbraucher und möglicherweise auch der Klimaziele stattfindende Zerstückelung des Energiebinnenmarkts in nationale Märkte verhindert.

In der Sektoruntersuchung haben sich die Kommissionsdienststellen vor allem mit den Strommärkten von elf Mitgliedstaaten befasst, die bereits Kapazitätsmechanismen eingeführt haben oder dies planen 5 . Die Kommissionsdienststellen erhielten von Mitgliedstaaten, Regulierungsbehörden, Verbänden und Marktteilnehmern vielfältige Informationen; weitere Informationsquellen waren persönliche Zusammenkünfte und zwei Sätze von Fragebögen, die an über 200 Interessenträger gerichtet waren. Am 13. April 2016 veröffentlichte die Kommission einen Zwischenbericht der Sektoruntersuchung über Kapazitätsmechanismen 6 . Im vorliegenden Abschlussbericht wird den 114 zum Zwischenbericht eingegangenen Antworten Rechnung getragen 7 .

Dieser Bericht samt seinen Anhängen wird gemeinsam mit einem Paket an Gesetzgebungsvorschlägen vorgelegt; zusammen sind sie Bestandteil der Bemühungen zur Schaffung einer Energieunion der EU mit einer zukunftsorientierten Klimaschutzpolitik. Das Paket enthält Gesetzgebungsvorschläge, die auf eine Verbesserung der Gestaltung und der Funktionsweise der Strommärkte in der EU abzielen („Marktgestaltungsinitiative“). Auf der Grundlage der Ergebnisse der Sektoruntersuchung wird unter anderem vorgeschlagen, die Angemessenheit der Stromerzeugung auf nationaler Ebene zu verbessern, um den Bedarf an Kapazitätsmechanismen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit allmählich zu verringern. 8

2. Bedenken hinsichtlich der Versorgungssicherheit

2.1. Gibt es heute ein Problem hinsichtlich der Sicherheit der Stromversorgung in der EU?

Seit dem Beginn der Wirtschafts- und Finanzkrise im Jahr 2008 ist die Nachfrage nach elektrischem Strom in der EU zurückgegangen. Die insgesamt installierte Leistungskapazität hat jedoch im gleichen Zeitraum weiter zugenommen 9 . Die Kapazitätsspannen 10 sind also größer geworden 11 und seit 2010 treten Preisspitzen auf den Strommärkten seltener auf 12 . Die Sektoruntersuchung hat bestätigt, dass Kapazitätsengpässe, in deren Verlauf die Stromversorgung der Verbraucher aufgrund ungenügender Stromerzeugung tatsächlich abgeschaltet wurde, in den letzten fünf Jahren äußerst selten aufgetreten sind 13 . Mit anderen Worten, die Lage in der EU insgesamt ist derzeit durch Überkapazitäten geprägt.

Die Lage ist jedoch von Mitgliedstaat zu Mitgliedstaat unterschiedlich. Einige Mitgliedstaaten stehen im Zusammenhang mit der Versorgungssicherheit scheinbar echten Herausforderungen unterschiedlicher Größenordnung und Dauer gegenüber und in einigen Mitgliedstaaten bestehen zudem bestimmte, örtlich begrenzte Probleme bei der Versorgungssicherheit. Darüber hinaus wird in den nächsten Jahren eine beträchtliche Anzahl bestehender Kraftwerke schrittweise vom Netz genommen werden. Einige Kraftwerke nähern sich dem Ende ihrer betrieblichen Nutzungsdauer, andere sind nicht in der Lage, neue Umwelt- und Immissionsnormen zu erfüllen, und andere wiederum werden aufgrund nationaler energiepolitischer Entscheidungen nach und nach abgeschaltet werden (z. B. der schrittweise Ausstieg aus der Kernenergie in Deutschland).

Ganz allgemein gesehen finden derzeit in Europas Stromsektor beispiellose Veränderungen statt. Die Liberalisierung der Märkte und die Anstrengungen zur Senkung der Treibhausgasemissionen haben zu einem grundlegenden Wandel in der Art und Weise geführt, wie elektrischer Strom erzeugt, gehandelt und verbraucht wird. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen nimmt rasch zu. Dies führte einerseits zu niedrigeren Großhandelspreisen für Strom und andererseits zu einem Rückgang bei der Nutzung konventioneller Erzeugungstechnologien wie Kohle und Gas, denn bei erneuerbaren Energien sind die Betriebskosten geringer. Aufgrund der sinkenden Nachfrage, der niedrigeren Preise und der geringeren Auslastung geht die Rentabilität der konventionellen Stromerzeugung zurück. Gleichzeitig spielen aber flexible konventionelle Technologien eine äußerst wichtige Rolle. Der wachsende Anteil erneuerbarer Energiequellen wie Wind- und Solarenergie 14 , deren Leistung je nach Witterungsbedingungen und Tageszeit schwankt, erfordert flexible Energiesysteme mit verlässlichen Reservekapazitäten, die durch konventionelle Erzeugung, Lastmanagement oder Speicherung vorgehalten werden können, um die Versorgungssicherheit jederzeit zu gewährleisten.

In den Mitgliedstaaten bestehen Bedenken, dass die vorhandenen Stromerzeugungskapazitäten zusammen mit den erwarteten Investitionen in neue Kapazitäten nicht ausreichen könnten, um die Versorgungssicherheit auch in Zukunft aufrechtzuerhalten. Wenn das derzeitige niedrigere Rentabilitätsniveau herkömmlicher Erzeugungskapazitäten nur die aktuellen Überkapazitäten widerspiegelte, dann gäbe es wahrscheinlich kaum einen Grund sich bezüglich der künftigen Angemessenheit der Kapazitäten Sorgen zu machen. Wenn die geringe Rentabilität allerdings auch die Folge von Versagen des Marktes oder der Regulierungsbehörden ist, dann könnten sich Investitionsanreize auf mittlere und lange Sicht als unzureichend für die Aufrechterhaltung von Kapazitäten in angemessener Höhe erweisen.

2.2. Warum die Investitionen in Zukunft zur Gewährleistung einer sicheren Versorgung nicht ausreichen könnten

Wirtschaftsteilnehmer treffen ihre Entscheidung, ob sie die derzeitigen Kapazitäten aufrechterhalten oder in neue Kapazitäten investieren sollen, auf der Grundlage der erwarteten Einnahmen.

Um zu überprüfen, ob die analysierten Märkte in der Lage sind, genügend Investitionen in Kapazitäten auszulösen, mit denen die künftige Nachfrage gedeckt werden kann, wurde in der Sektoruntersuchung auch geprüft, ob es zu Markt- und Regulierungsversagen gekommen ist, das Investitionen behindert. Im Rahmen der Untersuchungen wurden tatsächlich mehrere Fälle von Marktversagen festgestellt, das die Strommärkte daran hindern könnte, genügend Investitionen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit zu generieren. In der Sektoruntersuchung wird der Schluss gezogen, dass die Strommärkte nur dann effektiv arbeiten können, wenn die Preise in Zeiten, in denen das Angebot im Verhältnis zur Nachfrage knapp ist, ausreichend steigen können. Durch hohe Preise in diesen Zeiten der „Angebotsknappheit“ erzielte Gewinne sind ein entscheidender Investitionsanreiz, insbesondere bei flexiblen Technologien, die nur selten in Betrieb sind und daher ihre Investitionskosten in vergleichsweise wenigen Betriebsstunden amortisieren müssen.

In der Praxis schränken mehrere Faktoren die Fähigkeit der Strommärkte ein, in Zeiten der Angebotsknappheit hohe Preise zu erbringen. Erstens sind nur wenige Einzelkunden in der Lage, in Echtzeit auf Preisschwankungen zu reagieren und ihren Verbrauch in den Spitzenzeiten, wenn die Preise hoch sind, zu reduzieren. Wenn eine preissensible Nachfrage fehlt, kommt es häufig dazu, dass von nationalen Behörden eingeführte Regelungen zur Schaffung eines ausgeglichenen Verhältnisses zwischen Angebot und Nachfrage niedrige regulierte Preisobergrenzen beinhalten, die der Bereitschaft der Kunden, für die sichere Versorgung zu zahlen, nicht ausreichend Rechnung tragen und somit zu Preisen führen, die den tatsächlichen Wert zusätzlich bereitgestellter angemessener Ressourcen nicht korrekt widerspiegeln 15 .

Zweitens werden auch dann, wenn es keine ausdrückliche Preisobergrenze gibt, die Preise an den Terminbörsen durch die Regelungen für das Management von Ausgleichsmärkten, in denen Stromerzeugung und Stromnachfrage von den Netzbetreibern in Echtzeit miteinander in Einklang gebracht werden müssen und in denen der letztendliche Strompreis für jede einzelne Stunde festgesetzt wird, nach oben begrenzt 16 .

Drittens spielt ein geeigneter Zuschnitt der Gebotszonen 17 eine entscheidende Rolle für die Aussendung der richtigen standortbezogenen Preissignale für Investitionen in Stromerzeugung und Stromübertragung. Werden Preise in einer großen Gebotszone ohne Berücksichtigung der durch das Übertragungssystem vorgegebenen Einschränkungen festgesetzt, sind außerbörsliche Redispatching-Maßnahmen erforderlich. Sie dienen dazu, innerhalb der großen Gebotszone einen Lastausgleich innerhalb des Stromnetzes zu schaffen, indem ein Teil der Erzeugung ab- und anderer Stelle eingeschaltet wird (mit zusätzlichen Kosten). Dieses außerbörsliche Redispatching (Umleiten) schwächt die Investitionssignale und verzerrt die Strompreise; außerdem schafft es verdeckte Subventionen für einige Verbraucher und Preisaufschläge für andere 18 . Diese Preisverzerrung untergräbt den grenzüberschreitenden Handel und mindert die Anreize für Investitionen in mehr Verbindungsleitungskapazitäten zwischen Mitgliedstaaten. Die Sektoruntersuchung hat gezeigt, dass der derzeitige Zuschnitt der Gebotszonen in der EU erhebliche Probleme für den Betrieb und die Entwicklung eines effizienten Energiebinnenmarktes verursacht.

Und schließlich werden Marktteilnehmer auch dann, wenn die Knappheitspreise zulässig und die Gebotszonen angemessen zugeschnitten sind, immer noch zögern, in neue Kapazitäten zu investieren, weil in Bezug auf künftige Marktentwicklungen beträchtliche Unsicherheiten bestehen, beispielsweise hinsichtlich der Auswirkungen des wachsenden Marktanteils erneuerbarer Energien und einer möglicherweise extrem hohen Preisvolatilität auf ihre Investition.

3. Die Reformierung des Strommarkts

Im Rahmen der Sektoruntersuchung wurden verschiedene Marktreformen ermittelt, mit deren Hilfe Bedenken hinsichtlich der Versorgungssicherheit gemindert oder sogar der Bedarf an Kapazitätsmechanismen hinfällig werden könnte. Die Mitgliedstaaten sollten also diese Reformen spätestens dann umsetzen, wenn sie einen Kapazitätsmechanismus einführen.

Preise, die den wahren Wert des Stroms widerspiegeln, können Signale für neue Investitionen in die für eine sichere Stromversorgung erforderlichen, verlässlichen und flexiblen Kapazitäten aussenden. Extrem niedrige Preisobergrenzen abzuschaffen und stattdessen zuzulassen, dass die Preise so weit steigen, wie es der Zahlungsbereitschaft der Verbraucher entspricht, sind daher Schlüsselelemente einer Marktreform. Die Regeln für Ausgleichsmärkte sind in der Weise zu verbessern, dass die Kosten, die den Netzbetreibern dafür entstehen, dass sie das System im Gleichgewicht halten, vollständig in den Preisen für Ungleichgewichte widergespiegelt werden, die von „aus dem Gleichgewicht geratenen“ Marktteilnehmen gezahlt werden 19 . Für alle Marktteilnehmer sollten Anreize und Gelegenheiten bestehen, das Gleichgewicht des Systems zu stützen, indem sie sicherstellen, dass ihre gemessene Stromerzeugung bzw. ihr gemessener Stromverbrauch der Strommenge entspricht, zu deren Kauf oder Verkauf sie sich auf Terminmärkten verpflichtet haben 20 . 

Bei den Mitgliedstaaten könnten Bedenken bestehen, dass die Abschaffung von Preisobergrenzen und höhere Spitzenpreise im Großhandel Auswirkungen auf die Einzelhandelspreise haben werden. In der Sektoruntersuchung wurde festgestellt, dass derartige Risiken vom Markt selbst geregelt werden können, beispielsweise durch die Einführung von Absicherungsprodukten, die es Lieferanten und Verbrauchern ermöglichen, sich vor Preisspitzen zu schützen, was durch entsprechende Kontrakte auch längerfristig möglich ist. 21 Eine derartige längerfristige Absicherung kann Investitionen durch Stromerzeuger dadurch begünstigen, dass die unsicheren potenziellen Knappheitspreise in einen regelmäßigen Einnahmenstrom verwandelt werden. Somit könnte die stärkere Nutzung solcher Absicherungskontrakte dazu beitragen, den Bedarf an Kapazitätsmechanismen zu senken.

Darüber hinaus könnten bei Regulierungsbehörden Widerstände dagegen bestehen, einen Anstieg der Großhandelspreise zuzulassen, entweder weil sie einen Missbrauch von Marktmacht befürchten oder weil sie Bedenken haben, dass höhere Großhandelspreise zu höheren Einzelhandelspreisen für Privathaushalte und Unternehmen führen. Das mit schwankenden Preisen einhergehende Risiko des Missbrauchs von Marktmacht lässt sich durch die Erweiterung der Marktbeteiligung und Erhöhung des Wettbewerbs, durch die Verbesserung von Transparenz und Datenverfügbarkeit sowie durch Marktbeobachtung abfedern 22 .

Eine weitere wichtige Marktreform betrifft die Beteiligung von Lastmanagementanbietern am Markt. Eine zunehmende, in Echtzeit wirkende Preissensibilität der Nachfrage ist hier von entscheidender Bedeutung, denn sie flacht Nachfragespitzen ab und verringert somit den Bedarf an zusätzlichen Erzeugungskapazitäten. Lastmanagementanbieter stehen jedoch noch erheblichen Hindernissen für eine Marktbeteiligung gegenüber. Eine weitere Erschwernis ist der fragmentierte Rechtsrahmen innerhalb der EU. In einigen Märkten sind Lastmanagementanbieter nicht zugelassen während es in anderen Märkten aufgrund der Netzentgeltregelungen oder fehlender technischer Vorschriften für Verbraucher nicht attraktiv oder sogar unmöglich ist, aktiv zu werden.

Und schließlich hat die Sektoruntersuchung ergeben, dass der Zuschnitt der Gebotszonen geprüft und neu überdacht werden sollte, damit sich angemessene lokale Preise bilden und damit Anreize für Investitionen in Kapazitäten an Orten, an denen diese bisher fehlen, entstehen können sowie Investitionen in die erforderliche Übertragungsinfrastruktur zur Beförderung des Stroms von den Erzeugern zu den Verbrauchern angeregt werden.

Die Marktgestaltungsinitiative enthält folgende Vorschläge für die Bewältigung dieser Problemstellungen: die Entwicklung von Kurzfristmärkten, die dem Bedarf Rechnung tragen, der durch die wachsenden, aber variableren und weniger vorhersehbaren Anteile von Wind- und Solarstrom entsteht, harmonisierte Regeln für die Marktbeteiligung von Lastmanagementanbietern, die Standardisierung von Ausgleichsprodukten und Regeln für ihre grenzüberschreitende Bereitstellung – und somit eine weitere Steigerung des Wettbewerbs in den Ausgleichsmärkten – sowie Verbesserungen am Verfahren zur Festlegung von Gebotszonen.

Mitgliedstaaten, die Kapazitätsmechanismen vorschlagen, sollten angemessene Anstrengungen unternehmen, um ihre Bedenken hinsichtlich der Angemessenheit der Kapazitäten durch Marktreformen auszuräumen. Mit anderen Worten: Ein Kapazitätsmechanismus sollte kein Ersatz für Marktreformen sein.

4.    Wann sollte ein Kapazitätsmechanismus eingeführt werden?

Mit den beschriebenen Marktreformen können viele Fälle von Markt- und Regulierungsversagen, das zu Kapazitätsengpässen führt, behoben werden. Marktreformen benötigen jedoch Zeit, bis sie vollständig umgesetzt worden sind, und bisweilen reichen sie nicht aus, um das zugrunde liegende Problem hinsichtlich der Bereitstellung angemessener Kapazitäten auszuräumen. Einige Mitgliedstaaten ergreifen daher ergänzende Maßnahmen in Form von Kapazitätsmechanismen.

Kapazitätsmechanismen sind zwar unterschiedlich gestaltet, aber ihnen ist gemeinsam, dass sie Kapazitätsanbietern durch Zahlungen für die Bereitstellung von Stromkapazität zusätzliche Einnahmen bieten. Diese Vergütung stellt in vielen Fällen eine staatliche Beihilfe dar, die zur beihilferechtlichen Prüfung bei der Kommission angemeldet werden muss. Die Kommission wird eine Maßnahme in der Regel dann als den Beihilfevorschriften unterliegenden Kapazitätsmechanismus betrachten, wenn i) die Maßnahme auf Initiative bzw. unter Beteiligung staatlicher Stellen zustande kam 23 , ii) ihr vorrangiges Ziel die Gewährleistung der Sicherheit der Stromversorgung ist 24 und iii) sie Kapazitätsanbietern zusätzlich zu den Einnahmen, die sie gegebenenfalls aus dem Stromverkauf erzielen, eine Vergütung bieten.

Nach der Anmeldung einer Maßnahme prüft die Kommission zunächst auf der Grundlage der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen, ob es erforderlich ist, einem präzise umrissenen Problem in der Versorgungssicherheit zu begegnen, das der Markt nicht aus eigener Kraft lösen kann. Die Mitgliedstaaten können dies nachweisen, indem sie Tatsachenbeweise dafür übermitteln, dass der Markt wahrscheinlich nicht in der Lage sein wird, das von ihnen für angemessenen erachtete Maß an Versorgungssicherheit herbeizuführen, wobei dieses Maß im Verhältnis zu einem auf der Zahlungsbereitschaft der Verbraucher basierenden, wirtschaftlichen Versorgungszuverlässigkeitsstandard definiert wird. Dies schließt die Feststellung des das Problem verursachenden Marktversagens, die Quantifizierung seiner voraussichtlichen Auswirkungen auf die Investitionen und die Zuverlässigkeit des Systems und schließlich eine Schätzung der Lücke zwischen dem erwarteten und dem gewünschten Maß an Versorgungssicherheit ein.

Die von der Kommission bisher geprüften Angemessenheitsbewertungen umfassen in der Regel eine quantifizierte Analyse. Die Sektoruntersuchung zeigt aber, dass noch viel zu tun ist, bis gewährleistet ist, dass die Einführung von Kapazitätsmechanismen auf einer objektiven, gründlichen Bewertung der Angemessenheit des Stromversorgungssystems beruht. Wenn die Angemessenheitsbewertungen nicht zuverlässig genug sind, dann werden die Behörden möglicherweise gezwungen sein, Probleme hinsichtlich der Angemessenheit der Ressourcen kurzfristig zu beheben, was die Gefahr birgt, dass die ergriffenen Maßnahmen teuer sind, den Wettbewerb verzerren und die Unsicherheit auf dem Markt erhöhen.

Erstens bestehen bei den Ansätzen und Praktiken zur Berechnung der Angemessenheit der Ressourcen starke Unterschiede zwischen den Mitgliedstaaten. Da die Mitgliedstaaten mit unterschiedlichen Methoden, Metriken und Annahmen arbeiten und da diese nicht klar und deutlich mitgeteilt werden, kann die Verlässlichkeit und Vergleichbarkeit der Ergebnisse nur mit Schwierigkeiten gewährleistet werden. Die im Rahmen der Sektoruntersuchung befragten Personen setzten sich sehr dafür ein, Angemessenheitsbewertungen vergleichbarer, überprüfbarer und objektiver zu gestalten. Um diese Bedenken auszuräumen, schlägt die Kommission in ihrer Marktgestaltungsinitiative vor, eine auf europäischer Ebene koordinierte und harmonisierte Methode zur Bewertung der Angemessenheit der Ressourcen einzuführen.

Zweitens besteht noch erheblicher Verbesserungebedarf bei den Ansätzen, die von den Mitgliedstaaten im Hinblick auf Zuverlässigkeitsstandards, d. h. dem erklärten, vom Staat gewünschten Maß an Versorgungssicherheit, verfolgt werden. Ein wirtschaftlich wirkungsvoller Zuverlässigkeitsstandard beruht auf dem Wert, den Stromverbraucher auf Versorgungssicherheit legen. Mit anderen Worten, die Mitgliedstaaten sollten eine Kosten-Nutzen-Analyse durchführen, um zu bestimmen, in welchem Umfang es sinnvoll ist, Marktteilnehmern Anreize zu bieten, damit ein bestimmter Zuverlässigkeitsstandard erreicht wird. Viele Mitgliedstaaten führen jedoch eine solche Kosten-Nutzen-Analyse nicht durch und messen nicht den Wert, den Verbraucher einer unterbrechungsfreien Stromversorgung beilegen. Mehrere Mitgliedstaaten, die Kapazitätsmechanismen einführten, haben nicht einmal einen Zuverlässigkeitsstandard definiert. Sind Zuverlässigkeitsstandard vorhanden, werden sie bei der Gestaltung des Kapazitätsmechanismus oder der Festlegung seiner Größe häufig nicht berücksichtigt.

Auf EU-Ebene entwickelt das Europäische Netzwerk der Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) derzeit eine wahrscheinlichkeitsbasierte Methode zur Beurteilung der europaweiten Lage im Hinblick auf die Angemessenheit der Kapazitäten. In der Marktgestaltungsinitiative der Kommission werden weitere Verbesserungen in Bezug auf die Bewertung und Entwicklung EU-weiter Methoden zur Berechnung wirtschaftlich kohärenter Zuverlässigkeitsstandards vorgeschlagen, denen bei jeder Entscheidung zur Einführung eines Kapazitätsmechanismus Rechnung getragen werden sollte 25 . Darüber hinaus ist vorgesehen, dass Mitgliedstaaten, die Kapazitätsmechanismen anwenden, zudem einen Zuverlässigkeitsstandard einführen, der auf dem Wert beruht, den Verbraucher der Versorgungssicherheit beimessen.

5.    Anpassung der Lösung an das Problem

Wurden bereits angemessene Marktreformen umgesetzt oder sind sie geplant und wurde in einer zweckdienlichen Angemessenheitsbewertung festgestellt, dass noch ein restliches Regulierungs- oder Marktversagen besteht, kann ein Kapazitätsmechanismus die richtige Lösung für die Gewährleistung einer sicheren Stromversorgung für die Verbraucher sein. Es gibt unterschiedliche Arten von Kapazitätsmechanismen, wobei einige von ihnen zur Bewältigung unterschiedlicher Arten von Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Kapazitäten besser geeignet sind als andere.

5.1    Welche Arten von Kapazitätsmechanismen gibt es in Europa?

Im Rahmen der Sektoruntersuchung wurden in den elf erfassten Mitgliedstaaten 35 Kapazitätsmechanismen ermittelt. Diese lassen sich in „selektive“ und „marktweite“ Mechanismen unterteilen, wobei mit beiden das Ziel der Sicherstellung ausreichender Kapazitäten zur Erfüllung eines Zuverlässigkeitsstandards verfolgt wird. Mit selektiven Mechanismen werden nur die zusätzlichen Kapazitäten gefördert, die zusätzlich zu den ohne Subventionen vom Markt bereitgestellten Kapazitäten benötigt werden, während marktweite Mechanismen alle Marktteilnehmer unterstützen, die zur Erfüllung des Zuverlässigkeitsstandards benötigt werden. Innerhalb dieser Regelungen kann noch weiter nach „mengenbasierten“ und „preisbasierten“ Regelungen unterschieden werden. Bei den mengenbasierten Regelungen wird die gesamte Menge der benötigten Kapazität im Voraus festgelegt. Anschließend kommt zur Festsetzung des zu zahlenden Preises ein marktbasierter Prozess zum Einsatz. Bei den preisbasierten Regelungen wird ein Preis administrativ in einer Höhe festgelegt, die so berechnet wurde, dass Investitionen in Höhe der benötigten Kapazität erzielt werden.

In der Sektoruntersuchung wurden drei Arten selektiver Mechanismen ermittelt: strategische Reserven, bei denen ein bestimmter Umfang an Kapazitäten außerhalb des Markts vorgehalten wird, damit er in Notsituationen abgerufen werden kann; Ausschreibungen für neue Kapazitäten, mit denen neuen, häufig in einem bestimmten Gebiet gelegenen Investitionsprojekten Förderung gewährt wird; preisbasierte Kapazitätszahlungen in Fällen, in denen einer Teilmenge an Kapazität im Markt administrativ vorgegebene Zahlungen geleistet werden.

In der Sektoruntersuchung wurden auch drei Arten von marktweiten Mechanismen ermittelt. Hierbei handelt es sich um: Modelle mit zentraler Beschaffung, bei denen eine zentrale Beschaffungsstelle im Namen der Lieferanten bzw. Verbraucher die erforderliche Kapazität einkauft; dezentrale Verpflichtungsregelungen, mit denen Lieferanten dazu verpflichtet werden, eigene vertragliche Regelungen für die von ihnen benötigten Kapazitäten zu treffen; preisbasierte Kapazitätszahlungen, in deren Rahmen allen Marktteilnehmern eine administrativ vorgegebene Zahlung zur Verfügung steht.

Und schließlich wurden im Rahmen der Sektoruntersuchung in sechs der elf Mitgliedstaaten Lastmanagementregelungen ermittelt, die auch als Abschaltregelungen bezeichnet werden. Hierbei handelt es sich um selektive Regelungen, bei denen nur Lastmanagementanbieter eine Vergütung erhalten.

5.2    Welcher Kapazitätsmechanismus für welches Problem?

Je nach Art des hinsichtlich der Angemessenheit der Kapazitäten festgestellten Problems werden wahrscheinlich auch unterschiedliche Arten von Kapazitätsmechanismen sinnvoll sein. Die wichtigsten in diesem Zusammenhang in der Sektoruntersuchung festgestellten, mit der Angemessenheit der Kapazitäten zusammenhängenden Probleme lassen sich in vier Gruppen einteilen:

1.Bedenken, ob der Markt langfristig in der Lage sein wird, genügend Investitionen auszulösen;

2.Bedenken vorübergehender Art, bei denen die aktuelle Marktgestaltung keine ausreichenden Investitionssignale aussendet, aber davon ausgegangen wird, dass der Markt auf längere Sicht wirksam sein wird;

3.durch lokale Gegebenheiten begründete Bedenken (d. h. an einem bestimmten Ort innerhalb eines Mitgliedstaates), die sich durch Investitionen in Übertragungskapazitäten oder einen besseren Zuschnitt der Gebotszonen für elektrischen Strom nicht rasch genug beilegen lassen;

4.Bedenken, dass die Energieverbraucher ohne zusätzliche Förderung keine ausreichend starke Rolle im Management der Stromnachfrage und der Versorgungssicherheit spielen werden.

Langfristige Bedenken bezüglich der Angemessenheit

Treten Bedenken hinsichtlich der langfristigen Angemessenheit der Kapazitäten zutage, ist wahrscheinlich eine mengenbasierte, marktweite Regelung der am besten geeignete Kapazitätsmechanismus zur Behebung des Problems bei gleichzeitiger Begrenzung von Wettbewerbsverzerrungen und nachteiligen Auswirkungen auf den Handel. Mit einem solchen Mechanismus lassen sich die potenziellen Erträge aus ungewissen Hochpreisperioden in Zeiten der Knappheit gegen einen regelmäßigen, garantierten Einnahmenstrom eintauschen. Folglich kann dieser Mechanismus die Investitionssicherheit erhöhen.

Damit gewährleistet ist, dass zwischen den Marktreformen, die zur Sicherstellung der richtigen Einfuhren zu den richtigen Zeiten notwendig sind, und der Einführung eines Kapazitätsmechanismus Kohärenz besteht, kann eine Regelung auf der Basis von Zuverlässigkeitsoptionen das Mittel der Wahl sein. Im Rahmen einer solchen Regelung erhalten die Teilnehmer bestimmte, regelmäßige Einnahmen aus ihren Kapazitäten, verzichten aber auf die Chance, bei Stromknappheit Gewinne aus hohen Preisen zu erzielen.

Vorübergehende Bedenken bezüglich der Angemessenheit

Ergeben Angemessenheitsbewertungen, dass der Markt auf lange Sicht so reformiert werden kann, dass er ausreichende Investitionsanreize bietet, und sind die Entscheidungsträger ebenfalls davon überzeugt, so sind keine langfristigen Interventionen erforderlich. Allerdings müssen dann ausreichend Kapazitäten bereitstehen, um bis zu dem Zeitpunkt, an dem die Märkte Investitionen hervorbringen, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten 26 . Zudem können Maßnahmen erforderlich sein, die verhindern, dass bestehende Kapazitäten vorzeitig außer Betrieb genommen werden.

In einer solchen Lage stellt eine strategische Reserve wahrscheinlich die sinnvollste Antwort dar, denn sie kann helfen, die Menge bestehender, aus dem Markt ausscheidender Kapazitäten zu steuern. Darüber hinaus lassen sich Marktverzerrungen auf ein Minimum beschränken, wenn die Reserve so klein wie möglich gehalten wird, die Förderung neuer Erzeugungskapazitäten nicht vorgesehen ist 27 und die Reserve selbst außerhalb des Marktes vorgehalten wird, damit Marktpreissignale und Anreize, Kapazitäten im Markt zu belassen, aufrechterhalten werden. Damit strategische Reserven ihre vorübergehende Natur bewahren, sollten sie keine langfristigen Verpflichtungen (z. B. verlängerbare Einjahresverträge) oder Vorlaufzeiten erfordern. Außerdem sollten sie von Anfang an mit einem klar definierten, mit geplanten Marktreformen verknüpften Enddatum versehen werden. Auch dies fördert die Aufrechterhaltung von Signalen für künftige Investitionen.

Lokale Angemessenheitsbedenken

Lokal begründeten Angemessenheitsbedenken begegnet man in den meisten Fällen durch eine bessere Anbindung des betreffenden örtlich begrenzten Gebiets an andere Gebiete, in denen ausreichende Kapazitäten vorhanden sind. Ist eine bessere Anbindung nicht möglich (beispielsweise auf entlegenen Inseln) oder zu kostspielig, sollte sich der lokal begrenzte Mangel in den lokalen Strompreisen widerspiegeln. Daraus entstehen Anreize sowohl für Investitionen in neue Kapazitäten als auch für Energieeinsparungen durch die Verbraucher. Dieses Konzept erfordert eine eigene Gebotszone für das betreffende örtlich begrenzte Gebiet.

Ist die Einführung einer eigenen Gebotszone nicht möglich, weil beispielsweise das Defizitgebiet so klein ist, dass kein Wettbewerb entstünde und sämtliche Kapazitäten in der Gebotszone vollständig reguliert werden müssten, kann die Einführung eines Kapazitätsmechanismus eine angemessene Lösung sein. Wurden Bedenken hinsichtlich der längerfristigen Angemessenheit festgestellt und wird ein marktweiter Mechanismus eingeführt, kann dieser mitunter so zugeschnitten werden, dass auch ein lokales Angemessenheitsproblem gelöst wird. Beispielsweise plant Italien die Schaffung von Kapazitätspreiszonen im Rahmen eines marktweiten Kapazitätsmechanismus, um Signale für lokale Investitionen auszusenden; Irland erwägt dies ebenfalls.

Auch eine eher selektiv ausgerichtete Maßnahme kann zur Ausräumung lokal begrenzter Angemessenheitsbedenken geeignet sein. Bestimmte Formen strategischer Reserven können auf eine bestimmte Region begrenzt werden, wie dies auch bei einer Ausschreibung für neue Kapazitäten der Fall sein kann. Die Größe dieser selektiven Mechanismen kann an die festgestellte Kapazitätslücke angepasst werden. Das besondere Risiko bei Ausschreiben besteht jedoch darin, dass neue Kapazitäten bestehende Kapazitäten aus dem Markt drängen und eine Lage schaffen, in der sich die Marktteilnehmer bei ihren Investitionen in neue Kapazitäten künftig auf Ausschreibungen stützen anstatt auf Marktsignale zu reagieren.

Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass, abgesehen von weit abgelegenen Systemen, in denen eine Übertragung unerschwinglich ist, die zweckmäßigste langfristige Lösung für lokale Kapazitätsbedenken wahrscheinlich in neuen Übertragungsinfrastrukturen oder Strukturreformen der Strommärkte, in denen standortbezogene Engpässe Berücksichtigung finden, besteht. Lokale Kapazitätsmechanismen können jedoch in der Zeit, in der die erforderlichen Reformen durchgeführt werden, notwendige Instrumente sein.

Bedenken hinsichtlich der Rolle der Energieverbraucher

Das vierte Bedenken lautet, dass die Nachfrage der Energieverbraucher inflexibel bleiben wird, obgleich für einen kostendeckenden Ausgleich eines Strommarktes mit Großhandelspreisen, die sich aufgrund der variablen Erzeugung erneuerbarer Energien und des Potenzials hoher Knappheitspreise immer erratischer verhalten, eine flexible Nachfrage unabdingbar ist. Diese Besorgnis kann Mitgliedstaaten dazu veranlassen, eine Abschaltregelung einzuführen oder bestimmte Regeln zu erlassen, um das Lastmanagement innerhalb einer mengenbasierten, marktweiten Regelung zu fördern.

Die von der Kommission durchgeführte erste Bewertung der acht in den elf Mitgliedstaaten existierenden Abschaltregelungen lässt darauf schließen, dass diese Regelungen angesichts ihres Beitrags sowohl zur kurzfristigen als auch zur langfristigen Versorgungssicherheit durchaus gerechtfertigt sein können 28 . Lastmanagement kann auf kurze Sicht ein sinnvolles Instrument für den Systemausgleich sein. Auf lange Sicht verfügt eine preissensible Nachfrageseite über das Potenzial, Kapazitätsmechanismen überflüssig zu machen, weil Lastmanagement die Verbraucher in die Lage versetzt, nach unterschiedlichen Zuverlässigkeitsstufen gestaffelt zu zahlen. Die Angemessenheit von Abschaltregelungen – und folglich ihre Konformität mit den EU-Beihilfevorschriften – hängt jedoch im Wesentlichen davon ab, wie sie gestaltet sind und wie sie tatsächlich funktionieren.

Den Beihilfevorschriften zufolge müssen Kapazitätsmechanismen in der Regel technologieneutral sein. 29 Bei Lastmanagementmechanismen kann der Verzicht auf Wettbewerb zwischen den verschiedenen Ressourcen jedoch gerechtfertigt sein. Wenn eine Lastmanagementregelung eine breite Beteiligung großer und kleiner Industriebetriebe sowie Lastmanagementaggregatoren zulässt, sie die Beschaffung von Überkapazitäten verhindert, auf wettbewerblichen Vergabeverfahren beruht und so gestaltet ist, dass die Bildung angemessener Stromknappheitspreise nicht beeinflusst wird, so kann sie als angemessen eingestuft werden. Andererseits werden Lastmanagementregelungen, bei denen ein zu hoher Anteil an Kapazitäten bei einer Teilmenge großer industrieller Begünstigter angekauft wird, mit hoher Wahrscheinlichkeit keine beihilferechtliche Genehmigung erhalten. Bei Regelungen dieser Art besteht das Risiko, dass sie energieintensive Industriebetriebe subventionieren, ohne anderen Stromverbrauchern einen entsprechenden Wert in Form einer erhöhten Versorgungssicherheit zu bieten.

An den in der Sektoruntersuchung ermittelten empfehlenswerten Verfahren lässt sich ferner ablesen, dass die besonderen Förderungen für das Lastmanagement nicht für unbegrenzte Zeit zur Verfügung stehen sollten. Das Ziel sollte lauten, die Entwicklung eines Lastmanagements zu unterstützen, damit es auf längere Sicht am Wettbewerb auf dem Markt (oder einem marktweiten Kapazitätsmechanismus) teilnehmen kann.

Kapazitätszahlungen generell ungeeignet

Was schließlich die „Kapazitätszahlungen“ betrifft, so zeigt die Sektoruntersuchung, dass bei diesen Mechanismen nicht davon auszugehen ist, dass sie den richtigen Preis für Kapazitäten festsetzen, denn sie lassen nicht zu, dass der Markt im Wettbewerb den richtigen Kapazitätspreis ermittelt, sondern stützen sich stattdessen auf einen „administrativen“ Preis. Daher ist es wenig wahrscheinlich, dass sie die tatsächliche Knappheit korrekt abbilden. Diese Zahlungen gehen mit einem hohen Risiko für das Entstehen von Unter- oder Überkapazitäten einher – insbesondere weil Regelungen dieser Arbeit meist langsam auf sich verändernde Marktverhältnisse reagieren. Die allgemeine Annahme lautet daher, dass preisbasierte Mechanismen, unabhängig davon, um welches Bedenken es sich jeweils handelt, wahrscheinlich keine angemessene Maßnahme darstellen.

6.    Die richtige Gestaltung

Unabhängig von der jeweils gewählten Regelung müssen alle Mitgliedstaaten detaillierte Gestaltungsentscheidungen zu den drei Grundmerkmalen von Kapazitätsmechanismen treffen, nämlich

Förderfähigkeit: Wer kann am Kapazitätsmechanismus teilnehmen?

Zuweisung: Wie wird die der Kapazitätspreis festgelegt und wie funktioniert die Auswahl der Kapazitätsanbieter?

Produktgestaltung: Welche Pflichten haben die Kapazitätsanbieter und welche Strafen drohen ihnen?

Entscheidungen, die in all diesen Bereichen getroffen werden, bestimmen, wie effektiv der Kapazitätsmechanismus Versorgungssicherheit zu den geringstmöglichen Kosten erzielen kann und wie groß sein durch Verzerrungen im Strommarkt und im Handel zwischen den Mitgliedstaaten verursachter Einfluss auf den Wettbewerb und den Handel zwischen innerhalb des Mechanismus um Subventionen konkurrierenden Kapazitätsanbieten ist.

6.1    Förderfähigkeit — wer kann teilnehmen?

Unter dem Aspekt der Förderfähigkeit stehen viele derzeit existierende Kapazitätsmechanismen nur einer begrenzten Zahl von Kapazitätsanbietern offen. In einigen Fällen werden bestimmte Kapazitätsanbieter ausdrücklich von der Teilnahme ausgeschlossen. In anderen Fällen wird durch Anforderungen wie Größe, Umweltanforderungen oder kurze Vorlaufzeiten 30 die Anzahl potenzieller Kapazitätsanbieter implizit begrenzt.

Neue und bestehende Kapazitäten werden häufig getrennt voneinander beschafft anstatt sie zum Wettbewerb innerhalb desselben Kapazitätsmechanismus zu ermutigen. Auf diese Weise geht eine Gelegenheit zur Erhöhung des Wettbewerbsdrucks auf alle Teilnehmer verloren. Kapazitäten aus anderen Ländern werden gewöhnlich ausgeschlossen. Einige Mitgliedstaaten berücksichtigen bei der Berechnung der benötigten Inlandskapazität nicht einmal den von Einfuhren geleisteten Beitrag. Dies führt dazu, dass sich die Überkapazitäten der einzelnen Mitgliedstaaten addieren.

Die Sektoruntersuchung ergab zudem, dass allzu selektive Kapazitätsmechanismen zu einer Überkompensation der Teilnehmer führen können, weil der Wettbewerbsdruck bei einer begrenzten Teilnahme am Zuweisungsverfahren schwächer ist. Die bei diesem begrenzten Wettbewerb entstehenden Zahlungen an Kapazitätsanbieter liegen gewöhnlich auf einem höheren Niveau als die Mittel, die die Anbieter zur Gewährleistung der Verfügbarkeit benötigen.

War die Förderfähigkeit eingeschränkt, so bestand bei den Mitgliedstaaten darüber hinaus eine Tendenz, im Laufe der Zeit zusätzliche Mechanismen einzuführen, sodass am Ende beinahe alle Kapazitätsanbieter die Möglichkeit hatten, Förderung in Anspruch zu nehmen. Dies erklärt auch, warum in nur elf Mitgliedstaaten 35 Mechanismen vorgefunden wurden 31 . Mit einer solchen unsystematischen Herangehensweise an die Frage der Angemessenheit der Kapazitäten riskiert man das Entstehen von Ineffizienzen. Mehrere Kapazitätsmechanismen sind normalerweise nicht zweckmäßig, sofern nicht ein zusätzlicher Mechanismus zur Förderung des Lastmanagements genutzt wird. Besteht beispielsweise ein marktweiter Kapazitätsmechanismus, müsste die Einführung eines zusätzlichen Kapazitätsmechanismus durch den Nachweis eines weiteren, mit dem marktweiten Mechanismus nicht zu behebenden Marktversagens begründet werden.

Inzwischen ist hier jedoch ein Wandel zu beobachten. Es besteht eine zunehmende, begrüßenswerte Tendenz zu Mechanismen, die einer breiteren Gruppe potenzieller Kapazitätsanbieter offenstehen. Die neuen Mechanismen, die derzeit in Frankreich, Irland, Italien und Polen entwickelt werden, sind so gestaltet, dass unterschiedliche Kapazitätstechnologien sowie neue und bestehende Ressourcen im Wettbewerb miteinander stehen können. Frankreich und Irland entwickeln darüber hinaus Pläne, mit denen eine unmittelbare, grenzübergreifende Teilnahme an ihren Kapazitätsmechanismen ermöglicht wird. Dies ist eine wesentliche Voraussetzung für die Beseitigung von Verfälschungen der Investitionssignale, durch die Inlandsinvestitionen favorisiert und etablierte Anbieter begünstigt werden. Darüber hinaus werden dort, wo dies die kosteneffizienteste Methode zur Erhöhung der Versorgungssicherheit ist, Anreize für weitere Investitionen in Interkonnektoren geschaffen. Im Zwischenbericht zur Sektoruntersuchung stellt die Kommission Konzepte für die praktische Umsetzung einer grenzübergreifenden Teilnahme vor. In der Marktgestaltungsinitiative schlägt die Kommission verbindliche gemeinsame Vorschriften für die grenzübergreifende Teilnahme vor, um die Komplexität zu verringern, Ineffizienzen abzubauen und somit letztendlich die Kosten für die Verbraucher zu senken und dabei den Dekarbonisierungszielen der Mitgliedstaaten Rechnung zu tragen.

Im Allgemeinen bestehen bei einer offenen Förderfähigkeit zwar große Vorteile, aber in der Sektoruntersuchung wurden auch zwei Ausnahmen von dieser Regel gefunden. Erstens kann die langfristige Bedeutung des Lastmanagements als Abhilfe für Marktversagen Abschaltregelungen rechtfertigen, die nur auf das Lastmanagement beschränkt sind. Zweitens sollten für die strategischen Reserven keine neuen Kapazitäten gefördert werden, die langfristige Verpflichtungen erfordern, weil sie nur zur Behebung vorübergehender Probleme geeignet sind und in einer Weise gestaltet werden müssen, dass die von ihr ausgehenden Störungen des Marktes minimal sind.

6.2    Zuweisung — Festlegung des Kapazitätspreises und Auswahl der Kapazitätsanbieter

In der Sektoruntersuchung wurden sowohl administrative als auch wettbewerbliche Zuweisungsverfahren festgestellt. In einem administrativen Zuweisungsverfahren werden alle in Betracht kommenden Kapazitätsanbieter ohne Wettbewerb ausgewählt, und die Höhe der Kapazitätsvergütung wird vorab von den Behörden festgelegt oder zwischen den Behörden und den Kapazitätsanbietern ausgehandelt. In einem wettbewerblichen Zuweisungsverfahren erhalten die potenziellen Kapazitätsanbieter die Möglichkeit, sich im Wettbewerb miteinander um die Bereitstellung des erforderlichen Umfangs an Kapazitäten zu bewerben, wobei die Höhe der Kapazitätsvergütung durch die Markkräfte bestimmt wird.

Bei administrativen Zuweisungsverfahren ist es eher unwahrscheinlich, dass sie den tatsächlichen Wert der Kapazitäten widerspiegeln, sodass sie auch kaum kostenwirksam sein dürften, denn bei ihnen besteht das Risiko, dass zu viel oder zu wenig Kapazität bereitgestellt wird. Fehlt ein wettbewerbliches Verfahren, geht auch die Chance verloren, den Verbrauchern ein besseres Kosten-Nutzenverhältnis zu bieten. So haben sich beispielsweise in Spanien die Kosten für Abschaltleistungen nach der Einführung eines wettbewerblichen Verfahrens mit Auktion nahezu halbiert. Wenn sie mit Förderfähigkeitsregeln einhergehen, die den Wettbewerb zwischen allen denkbaren, zur Lieferung der erforderlichen Kapazitäten fähigen Anbietern sicherstellen, sind wettbewerbliche Zuweisungsverfahren grundsätzlich ein besseres Instrument.

Bisher waren in den elf untersuchten Mitgliedstaaten administrative und wettbewerbliche Zuweisungsverfahren gleichermaßen üblich, doch werden immer häufiger wettbewerbliche Bieterverfahren für Kapazitätsmechanismen durchgeführt. Beispielsweise planen Irland und Italien, administrative Zuweisungsverfahren durch wettbewerbliche Verfahren mit Auktionen zu ersetzen.

6.3    Das Kapazitätsprodukt – was müssen Kapazitätsanbieter tun?

Alle Kapazitätsmechanismen beinhalten gewisse Verpflichtungen, die Kapazitätsanbieter erfüllen müssen, angefangen bei der Verpflichtung, ein Kraftwerk zu bauen und zu betreiben, über Verpflichtungen zur Erfüllung von Anweisungen des Netzbetreibers (z. B. Strom zu erzeugen) bis hin zu komplexeren Verpflichtungen (z. B. Zuverlässigkeitsoptionen, bei denen Rückzahlungen fällig werden, wenn der Referenzpreis über dem Ausübungspreis liegt).

Zudem bestehen viele unterschiedliche Regeln für den Fall, dass Kapazitätsanbieter ihren Verpflichtungen nicht nachkommen (Geldbußen). Einige Mechanismen schließen Kapazitätsanbieter ganz einfach von künftigen Zahlungen aus. Die meisten verlangen aber die Rückzahlung der erhaltenen Zahlungen und verhängen darüber hinaus eine Geldbuße.

Die Sektoruntersuchung ergab, dass in den Fällen, in denen nur begrenzte Verpflichtungen bestehen und bei Nichteinhaltung lediglich geringe Geldbußen verhängt werden, keine ausreichenden Anreize für die Zuverlässigkeit der Anlagen gegeben sind. Von beiden, den in einem Kapazitätsmechanismus vorgesehenen Geldbußen ebenso wie den Stromknappheitspreisen, gehen Signale aus, die bei Stromknappheit eine verstärkte Stromerzeugung oder eine Nachfragereduzierung bewirken. Doch nur vom Strompreis geht ein Signal für Importe im Energiebinnenmarkt aus. Um eine Verzerrung des grenzüberschreitenden Handels zu vermeiden, sollten die Mitgliedstaaten dafür sorgen, dass die vom Strompreis ausgehenden Signale nicht durch die in Kapazitätsmechanismen vorgesehenen Geldbußen ersetzt werden.

Festgestellt wurde außerdem, dass Mechanismen, die ein Lastmanagement beinhalten, Lastmanagementanbietern normalerweise andere Verpflichtungen auferlegen als Stromerzeugern. Eine gewisse Differenzierung zwischen Stromerzeugung und Lastmanagement in Bezug auf die Verpflichtungen und Geldbußen mag zumindest kurzfristig gerechtfertigt sein, damit sich das Lastmanagement weiterentwickeln kann, zumal dieses längerfristig eine bessere Reaktion auf das zugrunde liegende Marktversagen darstellt als Kapazitätsmechanismen.

6.4    Wettbewerbs- und Handelsverzerrungen durch eine angemessene Gestaltung auf ein Minimum beschränken

Kapazitätsmechanismen wohnt ein Potenzial zur Verzerrung des Wettbewerbs auf dem Strommarkt inne, und zwar sowohl innerhalb des Mitgliedstaats, der den betreffenden Mechanismus einrichtet, als auch grenzüberschreitend. Die Sektoruntersuchung hat jedoch ergeben, dass sich diese Verzerrungen durch die Sicherstellung eines hohen Maßes an Wettbewerb innerhalb des Kapazitätsmechanismus weitgehend beheben lassen.

Erstens können Kapazitätsmechanismen in konzentrierten Strommärkten den Wettbewerb im Strommarkt des Mitgliedstaats, der diesen Mechanismus einrichtet, verzerren. Dies ist dann der Fall, wenn die Einnahmen aus dem Kapazitätsmechanismus vor allem bestehenden Kapazitäten zufließen, die sich in den Händen etablierter Anbieter befinden. Damit erhöhen sich die Zutrittsschranken für Wettbewerber und die Konzentration auf dem Strommarkt wird weiter verfestigt. Ein offenes, wettbewerbliches Verfahren für die Auswahl der Kapazitätsanbieter, bei dem neue Marktteilnehmer aus allen Technologien mit bestehenden Kapazitätsanbietern konkurrieren können, wird wesentlich zur Reduzierung dieser Wettbewerbsverzerrungen beitragen. Unter Umständen sind weitere Vorkehrungen (beispielsweise ein transparenter, organisierter Handel mit Zertifikaten) erforderlich, um gleiche Wettbewerbsbedingungen für neue Marktteilnehmer zu schaffen, wobei dies insbesondere für dezentrale Regelungen zutrifft. Unter bestimmten Umständen kann es dagegen möglich sein, die Kapazitätsmechanismen als Unterstützung für Marktzutritte zu nutzen, indem man beispielsweise neuen Kapazitäten langfristige Verträge bietet oder in Ausschreibungen einen Wettbewerbsbonus einführt.

Zweitens rufen Kapazitätsmechanismen grenzübergreifend Verzerrungen hervor, indem sie einerseits die Signale für den Stromhandel verändern und andererseits die Anreize für Investitionen in Kapazitäten innerhalb und außerhalb des Landes sowie in Interkonnektoren schwächen.

Angesichts der Bedeutung der Strompreise als Signal für effiziente Stromein- und -ausfuhren innerhalb des Energiebinnenmarkts sollten Kapazitätsmechanismen so gestaltet werden, dass sie mit hohen Stromknappheitspreisen koexistieren können. Ein Mitgliedstaat, der sich für ein auf Strompreisen basierendes System entscheidet, kann zur richtigen Zeit Einfuhren beschaffen, zugleich aber starke Zuverlässigkeitsanreize bieten. Reformen, die Stromknappheitspreise ermöglichen und zulassen, dass Kapazitätsprodukte so gestaltet werden, dass ihre Koexistenz mit Stromknappheitspreisen gewährleistet ist, sind daher für die Vermeidung von Handelsverzerrungen von entscheidender Bedeutung 32 . 

Neben ihrem potenziellen Einfluss auf den Handel in Zeiten der Knappheit haben marktweite Kapazitätsmechanismen im Allgemeinen eine dämpfende Wirkung auf die Strompreise, weil die Kapazitätsanbieter nunmehr einen Teil ihrer Einnahmen aus dem Kapazitätsmechanismus anstatt dem Strommarkt beziehen. Stehen Einnahmen aus Kapazitäten nur inländischen Kapazitätsanbietern zur Verfügung, erzeugt diese dämpfende Wirkung eine Verzerrung zugunsten von Investitionen in inländische Kapazitäten anstatt in Kapazitäten in anderen Ländern oder Interkonnektoren, die ebenfalls Versorgungssicherheit bieten. Für die Gewährleistung wirksamer Marktsignale und zur Vermeidung von Handelshemmnissen im Energiebinnenmarkt ist daher eine umfassende, grenzübergreifende Teilnahme an marktweiten Mechanismen von entscheidender Bedeutung.

7.    Schlussfolgerungen und nächste Schritte

In Anbetracht der laufenden Entwicklungen auf den Strommärkten der EU sowie der Reformen dieser Märkte wird die Kommission die weitere Entwicklung der Kapazitätsmechanismen aufmerksam beobachten und die im vorliegenden Abschlussbericht und seinen Anhängen dargelegten Orientierungshilfen im Einklang mit ihrer fortschreitenden Beschlusspraxis weiter verfeinern. Die Sektoruntersuchung lässt acht allgemeine Schlussfolgerungen zu. 33  

Erstens hat sich deutlich gezeigt, dass trotz der derzeitigen in der EU insgesamt vorhandenen Überkapazitäten weithin Bedenken bestehen, dass im Markt unzureichende Erzeugungskapazitäten bestehen bleiben oder im Laufe der Zeit auftreten werden und somit keine angemessene Versorgungssicherheit gewährleistet ist.

Zweitens sind Reformen des Strommarkts unverzichtbar, denn mit ihrer Hilfe lassen sich Besorgnisse hinsichtlich einer unzureichenden Versorgungssicherheit ausräumen. In den meisten Mitgliedstaaten stehen angemessene Reformen jedoch noch aus. Die Marktgestaltungsinitiative der Kommission enthält daher eine Reihe von Vorschlägen zur Verbesserung der Funktionsweise der Strommärkte in der EU. Die Kommission wird die Mitgliedstaaten auffordern, parallel zur Einführung von Kapazitätsmechanismen Reformen umzusetzen.

Drittens kann auch dann, wenn ein reformierter Markt grundsätzlich über das Potenzial zur Gewährleistung einer sicheren Versorgung verfügt, Ungewissheit darüber herrschen, ob von den immer stärker schwankenden Marktpreisen und selten auftretenden Stromknappheiten wirklich Impulse zu langfristigen Investitionsentscheidungen ausgehen. Einige Mitgliedstaaten haben daher beschlossen, zur Gewährleistung einer sicheren Stromversorgung Kapazitätsmechanismen einzuführen. Diese Mechanismen beinhalten staatliche Beihilfen und müssen im Rahmen der Beihilfevorschriften bei der Europäischen Kommission angemeldet werden. Kapazitätsmechanismen werden genehmigt, wenn Mitgliedstaaten ihre Notwendigkeit nachweisen können und wenn die durch sie hervorgerufenen Wettbewerbsverzerrungen gemäß den Binnenmarkt- und Beihilfevorschriften auf ein Minimum beschränkt werden. Hierbei ist das in der vorliegenden Mitteilung zusammengefasste Ergebnis der Sektoruntersuchung zu berücksichtigen.

Viertens ist eine strenge Angemessenheitsbewertung anhand eines klar definierten wirtschaftlichen Zuverlässigkeitsstandards von entscheidender Bedeutung für die Ermittlung von Risiken für die Versorgungssicherheit und die Bestimmung der erforderlichen Größe von Kapazitätsmechanismen. Mit einer solchen strengen Bewertung verringert sich das Risiko eines Überangebots an Kapazitäten. Zudem hilft sie die durch Kapazitätsmechanismen geschaffenen Wettbewerbsverzerrungen zu begrenzen. Eine weitere Harmonisierung der Angemessenheitsbewertungen innerhalb der EU wird zu mehr Transparenz führen und den Aufbau von Vertrauen in die Ergebnisse solcher Bewertungen unterstützen. In der Marktgestaltungsinitiative der Kommission wird daher die Entwicklung einer verbesserten, EUweit angewandten Methodik für Angemessenheitsbewertungen vorgeschlagen. Ein weiterer Vorschlag lautet, vom Europäischen Netz der Übertragungsnetzbetreiber (Strom) jährlich Angemessenheitsbewertungen durchführen zu lassen.

Fünftens sollte der gewählte Kapazitätsmechanismus geeignet sein, dem jeweiligen Problem zu begegnen:

Stellt ein Mitgliedstaat fest, dass auf lange Sicht ein Risiko unzureichender Investitionen besteht, stellen markweite Kapazitätsmechanismen (wie sie im Vereinigten Königreich und Frankreich bereits eingeführt wurden und in Irland und Italien geplant sind) wahrscheinlich die am besten geeignete Form der Intervention dar. Darüber hinaus sollten Marktreformen durchgeführt werden, um die aufgrund des Kapazitätsmechanismus erforderlich werdenden staatlichen Beihilfen zu begrenzen.

Stellt ein Mitgliedstaat ein vorübergehendes Risiko fest, ist eine strategische Reserve wahrscheinlich die angemessenste Interventionsform, denn sie ist auf Situationen ausgelegt, in denen der Markt auf längere Sicht Versorgungssicherheit bieten wird, auf kurze bis mittlere Sicht jedoch Bedenken hinsichtlich der Kapazität bestehen. Strategische Reserven sollten nur in Notlagen zum Einsatz kommen. Sie sollten außerhalb des Markts vorgehalten werden, damit Verzerrungen in den alltäglichen Marktabläufen auf ein Minimum beschränkt werden. Strategische Reserven müssen als vorübergehende, Marktreformen begleitende Maßnahmen gestaltet werden. Sobald die Reformen greifen, werden sie schrittweise abgebaut.

Stellt ein Mitgliedstaat hinsichtlich der Angemessenheit der Stromerzeugung ein lokal begrenztes Problem fest, hängt die Wahl des Mechanismus von den jeweiligen Marktbedingungen ab. Langfristig sollte die Lösung des lokalen Problems jedoch in besseren Stromnetzverbindungen oder sinnvolleren Gebotszonen bestehen, mit denen lokale, das Gleichgewicht zwischen lokaler Nachfrage und lokalem Angebot widerspiegelnde Strompreise eingeführt werden.

Bestehen in einem Mitgliedstaat Besorgnisse, dass die Entwicklung einer flexiblen Nachfrageseite nicht zufriedenstellen verläuft, kann eine Abschaltregelung eine angemessene Lösung sein. Hier ist allerdings darauf zu achten, dass die Regelung nicht zu einem Subventionsmechanismus für energieintensive Industrien wird.

Unabhängig davon, was für ein Kapazitätsmechanismus gewählt wird, sollte regelmäßig überprüft werden, ob dieser nach wie vor erforderlich ist.

Administrativ vorgegebene Kapazitätszahlungen sind ungeachtet der spezifischen Probleme, denen der jeweilige Mitgliedstaat gegenübersteht, wahrscheinlich nicht zweckmäßig, weil das Fehlen eines wettbewerblichen Verfahrens ein hohes Risiko darstellt, dass das Ziel nicht erreicht wird oder Überkompensation eintritt.

Sechstens sollten Kapazitätsmechanismen sämtlichen Arten potenzieller Kapazitätsanbieter offenstehen. In Verbindung mit einem wettbewerblichen Preisbildungsverfahren wird auf diese Weise sichergestellt, dass der für Kapazität gezahlte Preis durch Wettbewerb auf ein Minimum beschränkt wird. Die einzigen Ausnahmen sind Lastmanagementmechanismen, weil sie besonders gut in der Lage sind, dem zugrunde liegenden Marktversagen zu begegnen. Eine weitere Ausnahme sind strategische Reserven. Allerdings sollten für diese Reserven keine neuen Erzeugungskapazitäten gefördert werden, damit Marktverzerrungen auf ein Minimum beschränkt werden.

Siebtens müssen marktweite Kapazitätsmechanismen einer ausdrücklichen, grenzübergreifenden Teilnahme offenstehen, damit Verzerrungen im grenzübergreifenden Wettbewerb auf ein Minimum beschränkt, Anreize für weitere Investitionen in Interkonnektoren gesichert und die langfristigen Kosten der Versorgungssicherheit in Europa gesenkt werden können.

Und schließlich hat die Sektoruntersuchung gezeigt, dass einige bestehende Kapazitätsmechanismen nicht allen wettbewerbsrechtlichen Bedenken Rechnung tragen. Die Kommission wird gemeinsam mit den Mitgliedstaaten daran arbeiten, alle bestehenden Kapazitätsmechanismen unter Berücksichtigung der Schlussfolgerungen aus der Sektoruntersuchung schrittweise mit den Beihilfevorschriften in Einklang zu bringen. Auf diese Weise wird für Kapazitätsanbieter und andere Wirtschaftsakteure mehr Sicherheit geschaffen und zudem gewährleistet, dass Investoren die richtigen Signale erhalten.

(1)

1 Mitteilung der Kommission, Rahmenstrategie für eine krisenfeste Energieunion mit einer zukunftsorientierten Klimaschutzstrategie vom 25. Februar 2015, COM(2015) 80.

(2)

 Arbeitsunterlage der Kommissionsdienststellen zum Abschlussbericht zur Sektoruntersuchung über Kapazitätsmechanismen, 30. November 2016, SWD(2016) 385.

(3)

Die Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020 (2014/C 200/01) beinhalten spezielle Regelungen für die Bewertung von Kapazitätsmechanismen aus wettbewerbsrechtlicher Sicht.

(4)

 Bei den Schlussfolgerungen der Sektoruntersuchung handelt es sich lediglich um allgemeine Feststellungen; jede staatliche Beihilfemaßnahme muss einer Einzelfallbewertung unterzogen werden.

(5)

Belgien, Dänemark, Deutschland, Frankreich, Irland, Italien, Kroatien, Polen, Portugal, Spanien und Schweden.

(6)

 C(2016) 2017 und SWD(2016)119.

(7)

 Im Anhang des Berichts (Arbeitsunterlage der Kommissionsdienststellen), der dem vorliegenden Abschlussbericht beigefügt ist, findet sich eine Übersicht über die im Rahmen der öffentlichen Konsultation eingegangenen Antworten.

(8)

 Das Paket umfasst Änderungen der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009 und Nr. 714/2009 sowie der Richtlinie 2009/72/EG. Außerdem enthält das Paket einen Vorschlag für eine neue Verordnung über Risikovorsorge im Stromsektor zur Aufhebung der Richtlinie 2005/89/EG.

(9)

Diese gegensätzliche Entwicklung ist vor allem darauf zurückzuführen, dass vor Beginn der Krise getroffene Investitionsentscheidungen jetzt umgesetzt werden. Die installierte Gesamtleistungskapazität nahm zwar in jedem der elf in der Sektoruntersuchung erfassten Mitgliedstaaten in unterschiedlichem Maße zu, wuchs aber seit dem Jahr 2000 in der EU insgesamt um mehr als 30 %.

(10)

Eine Kapazitätsspanne wird normalerweise als Differenz zwischen der installierten Kapazität und der Spitzennachfrage (oder durchschnittlichen Nachfrage) berechnet. Um eine bessere Aussagekraft über die erwartete Kapazitätsspanne zu erhalten, kann die installierte Kapazität ihrer erwarteten Verfügbarkeit entsprechend herabgestuft werden.

(11)

Nach den Schätzungen von ENTSO-E beträgt die Spanne zwischen der zu Spitzenzeiten benötigten Strommenge und dem Strom, der mit der verfügbaren Erzeugungskapazität produziert werden kann, in der EU insgesamt 13 % („ENTSO-E: 2015 Scenario Outlook & Adequacy Forecast”, zugänglich unter https://www.entsoe.eu/Documents/SDC%20documents/SOAF/150630_SOAF_2015_publication_wcover.pdf ).

(12)

Von der ACER veröffentlichte Zahlen zeigen, dass seit 2010 an den Strommärkten in der EU weniger häufig Preisspitzen auftraten (ACER Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity Market in 2015 (Jahresbericht über die Ergebnisse der Überwachung des Strombinnenmarkts 2015), zugänglich unter: http://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Publication/ACER%20Market%20Monitoring%20Report%202015%20-%20ELECTRICITY.pdf ).

(13)

Die einzige größere Ausnahme bildete Polen; dort führte eine Hitzewelle im August 2015 zu störungsbedingten Kraftwerksausfällen.

(14)

Wind- und Solarenergie machten 2014 (Eurostat) 11 % der Stromerzeugung in der EU-28 aus. Allerdings sind diese Energien in einigen Mitgliedstaaten zu bestimmten Tageszeiten für beinahe die gesamte Erzeugung verantwortlich, während sie zu anderen Zeiten überhaupt nicht produzieren.

(15)

Effiziente Preisobergrenzen sollten grundsätzlich die durchschnittliche Bereitschaft der Kunden widerspiegeln, dafür zu zahlen, dass sie beim Entstehen einer Angebotsknappheit nicht von der Stromversorgung getrennt werden; die sogenannten Kosten einer Versorgungsunterbrechung (Value-of-lost-load, VOLL).

(16)

Beispielsweise können Strafzahlungen bei einem Ungleichgewicht zum Zeitpunkt der Lieferung auf Day-ahead-Märkten und Terminmärkten dann als stillschweigende Preisobergrenze wirken, wenn sie zu niedrig sind und Wirtschaftsbeteiligte deshalb lieber die Geldbuße anstatt hoher Preise zahlen.

(17)

Gebotszonen sind als Gebiete mit einheitlichen Preisen definiert, also Gebiete, in denen alle Nachfrage- und Angebotsgebote zur gleichen Zeit zum gleichen Preis abgerechnet werden.

(18)

 Trifft beispielsweise in einem bestimmten Gebiet innerhalb einer großen Gebotszone eine zu hohe Nachfrage auf eine zu geringe Erzeugung und bestehen zu wenig Übertragungskapazitäten, die dieses Gebiet mit dem Rest der Gebotszone verbinden, dann werden die Preise in dem betreffenden Gebiet im Vergleich zu den tatsächlichen Kosten der Erzeugung von Strom zum Verbrauch in diesem Gebiet zu niedrig sein. In anderen entlegenen Gebieten in der Gebotszone, in denen Erzeugungskapazitäten im Vergleich zur Nachfrage im Überfluss vorhanden sind, werden die Preise dagegen zu hoch sein. Demzufolge werden die Verbraucher in einem Teil der Gebotszone die Verbraucher in einem anderen Teil der Zone subventionieren. So bleibt die Verzerrung der Marktpreise bestehen und die Märkte senden keine Signale für Investitionen an den richtigen Standorten aus. 

(19)

 Erzeuger, die weniger Strom als zugesagt erzeugen, und Einzelabnehmer, die mehr Energie als zugesichert verbrauchen, tragen zum Ungleichgewicht des gesamten Systems bei und müssen folglich Preise zum Ausgleich des Ungleichgewichts zahlen. Die Vorschläge der Marktgestaltungsinitiative sehen bestimmte Ausnahmen von diesem allgemeinen Grundsatz vor (siehe Artikel 4 der vorgeschlagenen Verordnung).

(20)

In Situationen, in denen die Beseitigung von Preisobergrenzen nicht zum gewünschten Auftreten von Knappheitspreisen führte, griffen einige Strommarktteilnehmer zum Mittel einer administrativ vorgegebenen Knappheitspreisbildung. Hierbei handelt es sich um eine regulatorische Intervention, mit der bei steigender Wahrscheinlichkeit unerfüllten Bedarfs automatisch ein vorgegebener Preisaufschlag zum Marktpreis addiert wird. Auf diese Weise verengen sich die Kapazitätsspannen und die Strompreise regeln sich automatisch auf einem Niveau ein, das das Risiko der Knappheit widerspiegelt und den Marktteilnehmern somit starke Anreize bietet, dann, wenn im System der höchste Strombedarf besteht, Strom zu erzeugen (oder weniger Strom nachzufragen). Beispiele für eine administrativ vorgegebene Knappheitspreisbildung finden sich in Texas und in der reservepolitischen Knappheitspreisbildungsfunktion des Vereinigten Königreichs. Irland führt derzeit ein ähnliches System ein.

(21)

Solche Hedging-Produkte gibt es beispielsweise in Australien sowie in Deutschland, wo sie von der EEX eingeführt wurden.

(22)

 Auch die Durchsetzung kartellrechtlicher Bestimmungen kann wettbewerbswidriges Verhalten verhindern. Allerdings sollten sie nicht per se als Hindernis für die Bildung hoher Strompreise interpretiert werden, denn hohe Preise stellen in bestimmten Fällen den Wert des elektrischen Stroms in Zeiten der Knappheit dar.

(23)

Eine reine Zusatzleistung, die von einem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) unabhängig entwickelt und betrieben wird, erfüllt nicht die Voraussetzungen für einen beihilferechtlich relevanten Kapazitätsmechanismus.

(24)

Entwickelt eine staatliche Stelle eine Regelung zur Förderung erneuerbarer Energien und gewährt sie einem Windparkbetreiber Subventionen, so wird das vorrangige Ziel der Maßnahme wahrscheinlich in der Senkung der CO2-Emissionen des Energiesektors bestehen. In diesem Fall erhöht die Maßnahme zwar die auf dem Markt verfügbaren Kapazitäten, sie wird aber nicht als Kapazitätsmechanismus betrachtet und folglich anhand der Vorschriften für die Förderung erneuerbarer Energien beurteilt.

(25)

Hierzu zählt beispielsweise die Pflicht, eine Bewertung der künftigen Rentabilität bestehender Kraftwerke (möglicherweise einschließlich einer Bewertung der Auswirkungen der erwarteten Entwicklung des Preises der verschiedenen Brennstoffe sowie von CO2-Emissionen), den Beitrag geplanter Marktreformen und die potenziellen Auswirkungen steigender Investitionen in Lastmanagementsysteme und Netze zu berücksichtigen.

(26)

Eine strategische Reserve kann jedoch auch als Mittel zur Überbrückung eventueller Kapazitätslücken während der Einführung eines mengenbasierten, marktweiten Kapazitätsmechanismus dienen. Wertvolle Dienste kann sie ferner bei der Vermeidung von Übergangszeiten bei der marktweiten Regelung leisten, wenn die Vorlaufzeiten für Auktionen zu kurz sind, um Wettbewerb durch neue Marktteilnehmer sicherzustellen.

(27)

Bei neuen Erzeugungskapazitäten müssen in der Regel langfristige Verpflichtungen eingegangen werden, damit sie mit den bestehenden Kapazitäten konkurrieren können. Solche langfristigen Verpflichtungen sind mit dem erforderlichen vorübergehenden Charakter einer strategischen Reserve in der Regel nicht vereinbar.

(28)

Hier ist zu beachten, dass eine solche Bewertung im Rahmen der Sektoruntersuchung nicht die Notwendigkeit einer Einzelbewertung jedweder staatlicher Beihilfemaßnahmen aufheben kann. Die hier getroffene Aussage ist nicht in der Weise auszulegen, dass Regelungen, die noch nicht bewertet worden sind und bei denen der Beschluss der Kommission noch aussteht, für kompatibel befunden werden.

(29)

 Unter Berücksichtigung der Klimaschutzziele gemäß den Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen, Rn. 220 und 233 Buchstabe e.

(30)

Die Vorlaufzeit ist die Zeit zwischen der Zuweisung eines Kapazitätsgebots und dem Augenblick der Lieferung.

(31)

Allerdings handelt es sich bei einigen von ihnen um frühere oder geplante Mechanismen und nicht alle von ihnen sind gleichzeitig in Betrieb.

(32)

Das Kapazitätsprodukt „Zuverlässigkeitsoption“ kann hier einen besonders wertvollen Beitrag leisten, denn es lässt die Marktsignale intakt. Sobald eine Knappheitspreisbildung eingeführt worden ist, macht es zudem weitere, durch den Kapazitätsmechanismus zu verhängende Geldbußen für Nichtlieferungen überflüssig.

(33)

Diese Schlussfolgerungen beziehen sich in erster Linie darauf, inwieweit die verschiedenen Arten von Kapazitätsmechanismen geeignet sind, Probleme im Zusammenhang mit der Stromversorgungssicherheit möglichst kostengünstig zu bewältigen, ohne übermäßige Marktverzerrungen hervorzurufen. Kapazitätsmechanismen können sich jedoch auf den Stromerzeugungsmix auswirken und somit Wechselwirkungen mit den politischen Maßnahmen zur Senkung der CO2-Emissionen haben. Gemäß den Randnummern 220 und 233 Buchstabe e der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen sollte diesen Auswirkungen bei der Gestaltung von Kapazitätsmechanismen Rechnung getragen werden, um zur allgemeinen Kohärenz der EU-Energiepolitik hinsichtlich der Strommärkte beizutragen.