CELEX: 62014TJ0793
Staatliche Beihilfen
Kapazitätsmarkt im Vereinigten Königreich
Beihilferegelung
Art.108 Abs. 2 und 3 AEUV
Begriff der Bedenken im Sinne von Art. 4 Abs. 3 oder 4 der Verordnung (EG) Nr. 659/1999
Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020
Entscheidung, keine Einwände zu erheben
Keine Eröffnung des förmlichen Prüfverfahrens
Verfahrensrechte der Beteiligten

I.

Vorgeschichte des Rechtsstreits
A.

Zu den Klägerinnen und zum Streitgegenstand
Die Klägerinnen, die Tempus Energy Ltd als Rechtsnachfolgerin der Alectrona Grid Services Ltd und die Tempus Energy Technology Ltd (im Folgenden zusammen: Tempus), vertreiben eine Technologie zur Steuerung des Stromverbrauchs, die sogenannte Demand-Side Response (DSR), bei Privatpersonen und Gewerbetreibenden und besitzen eine Stromversorgerlizenz für das Vereinigte Königreich.
Das Angebot, das Tempus ihren Kunden unterbreitet, ist darauf gerichtet, die Kosten in der Stromangebotskette durch Verbindung der DSR-Technologie mit den Dienstleistungsangeboten eines Stromversorgers zu senken. Tempus verkauft Strom und hilft ihren Kunden dabei, den Stromverbrauch, der keinen zeitlichen Zwängen unterliegt, in Zeiträume zu verschieben, in denen die Großhandelspreise niedrig sind, entweder weil die Nachfrage gering ist oder weil sehr viel Strom aus erneuerbaren Energien vorhanden ist und somit preiswerter angeboten wird.
Den Akten zufolge schließen DSR-Anbieter üblicherweise Verträge mit Stromverbrauchern, bei denen es sich im Allgemeinen um Industrie- und Gewerbekunden oder um kleine und mittlere Unternehmen handelt, die sich im Rahmen dieser Verträge verpflichten, während eines bestimmten Zeitraums beim Stromverbrauch flexibel zu sein. Der DSR-Anbieter berechnet die Gesamtkapazität, die zu einem bestimmten Zeitpunkt bei allen flexiblen Kunden verfügbar ist, und kann diese Kapazität anschließend dem Stromnetzbetreiber – vorliegend National Grid – anbieten, wobei er im Gegenzug eine Zahlung erhält, die er dem flexiblen Kunden unter Einbehalt einer Gewinnmarge weiterleitet.
Mit ihrer Klage beantragt Tempus die Nichtigerklärung des Beschlusses C(2014) 5083 final der Kommission vom 23. Juli 2014, keine Einwände gegen die Beihilferegelung zum Kapazitätsmarkt im Vereinigten Königreich zu erheben, da die Regelung gemäß Art. 107 Abs. 3 Buchst. c AEUV mit dem Binnenmarkt vereinbar sei (staatliche Beihilfe 2014/N-2) (
ABl. 2014, C 348, S. 5
, im Folgenden: angefochtener Beschluss).
B.

Zur beanstandeten Maßnahme
Mit der Beihilferegelung, die Gegenstand des angefochtenen Beschlusses ist (im Folgenden: beanstandete Maßnahme), richtet das Vereinigte Königreich Großbritannien und Nordirland einen Kapazitätsmarkt ein, der aus zentralen Auktionen besteht, die der Beschaffung der zur Bedarfsdeckung erforderlichen Kapazitäten dienen. Es handelt sich um eine Beihilferegelung in Form einer Vergütung der Anbieter von Stromkapazität als Gegenleistung für ihre Verpflichtung zur Stromerzeugung oder zur Senkung bzw. Verschiebung des Stromverbrauchs in Zeiten hoher Netzbelastung (vierter Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Rechtsgrundlagen der beanstandeten Maßnahme sind der UK Energy Act 2013 (Energiegesetz des Vereinigten Königreichs von 2013) und die auf dessen Grundlage erlassenen Verordnungen, insbesondere die Electricity Capacity Regulations 2014 (Verordnung über die Stromkapazität von 2014) und die Capacity Market Rules 2014 (Regelung zum Kapazitätsmarkt von 2014).
Der Kapazitätsmarkt funktioniert folgendermaßen: Die benötigte Kapazität wird zentral festgelegt, und der Markt bestimmt durch Auktionen den angemessenen Preis für die Bereitstellung dieser Kapazität, wobei die zugelassenen Kapazitätsanbieter im Rahmen der gleichen Auktion alle miteinander konkurrieren (145. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Die benötigte Kapazität wird von der Regierung des Vereinigten Königreichs festgelegt, wobei sie u. a. die Empfehlungen des Stromnetzbetreibers National Grid berücksichtigt (elfter Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Die Auktionen sind in der beanstandeten Maßnahme wie folgt geregelt: Jedes Jahr wird die benötigte Kapazität im Rahmen der Hauptauktionen für eine Lieferung vier Jahre später beschafft (im Folgenden: T‑4-Auktionen); beispielsweise sollte die Kapazität, die Gegenstand der Auktionen im Jahr 2014 war, 2018/2019 geliefert werden, wobei der Lieferzeitraum vom 1. Oktober 2018 bis zum 30. September 2019 bemessen war (43. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Eine weitere Auktion wird in dem Jahr durchgeführt, das dem Jahr der Lieferung der Hauptauktionen vorausgeht (im Folgenden: T‑1-Auktionen).
Auf der Grundlage einer Schätzung der „rentablen“ DSR-Kapazität, die an den T‑1-Auktionen teilnehmen könnte, wird eine bestimmte Kapazitätsmenge von den T‑4-Auktionen systematisch zurückbehalten, für die T‑1-Auktionen „reserviert“ und veröffentlicht, wenn die Nachfragekurve für die T‑4-Auktionen veröffentlicht wird (45. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Geht die Nachfrage zwischen den T‑4-Auktionen und den T‑1-Auktionen zurück, wird die auf den T‑1-Auktionen zu versteigernde Kapazitätsmenge reduziert. Aus dem angefochtenen Beschluss geht jedoch hervor, dass sich die Regierung des Vereinigten Königreichs verpflichtet, mindestens 50 % der vier Jahre zuvor „reservierten“ Kapazität auf den T‑1-Auktionen zu versteigern, da die T‑1-Auktionen den DSR-Anbietern einen besseren Zugang zum Markt eröffnen. Weiter heißt es im angefochtenen Beschluss, dass eine gewisse Flexibilität und die Entbindung von dieser Verpflichtung für den Fall vorbehalten werde, dass sich DSR als langfristig nicht rentabel erweise oder der DSR-Sektor als genügend ausgereift angesehen werde (46. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Die T‑4- und T‑1-Auktionen bilden die dauerhafte Regelung.
Mit der vorübergehenden Ausnahme von Verbindungsleitungen und ausländischen Kapazitätsanbietern stehen die dauerhaften Auktionen bestehenden und neuen Erzeugern, DSR-Anbietern und Speicherbetreibern offen (Erwägungsgründe 4 und 149 des angefochtenen Beschlusses).
Neben der dauerhaften Regelung gibt es eine Übergangsregelung. Demnach sind vor dem Lieferzeitraum 2018/2019 „Übergangsauktionen“ vorgesehen, die hauptsächlich DSR-Anbietern offenstehen. Die ersten Übergangsauktionen waren eigentlich für 2015 (mit einem Lieferzeitraum von Oktober 2016 bis September 2017) vorgesehen; die zweiten Übergangsauktionen waren für 2016 (mit einem Lieferzeitraum von Oktober 2017 bis September 2018) vorgesehen (51. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Die Stromerzeugungs- und DSR-Einheiten, die am Kapazitätsmarkt teilnehmen, werden „Capacity Market Units“ (Kapazitätsmarkteinheiten, im Folgenden: CMU) genannt. Die Erzeuger-CMU können individuell als CMU oder kollektiv als Zusammenschluss mehrerer zugelassener Erzeugereinheiten teilnehmen, sofern bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind. Zu diesen Voraussetzungen zählt u. a., dass die Gesamtkapazität aller Einheiten mindestens 2 Megawatt (MW) und höchstens 50 MW beträgt (16. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Die DSR-CMU werden anhand einer Verpflichtung zur Senkung der Nachfrage definiert. Diese Verpflichtung setzt voraus, dass der DSR-Anbieter seinen Kunden veranlasst, den Import von Strom (gemessen anhand eines Zählers, der den Stromverbrauch halbstündlich misst) zu reduzieren oder den Strom zu exportieren, den er mit Hilfe seiner Produktionseinheiten vor Ort produziert. Jede Komponente einer DSR-CMU muss mit einem halbstündlich messenden Zähler verbunden werden, und die Gesamtkapazität des DSR-Anbieters muss zwischen 2 MW und 50 MW liegen (17. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Die zugelassenen Kapazitäten müssen sich einem Vorauswahlverfahren unterziehen, das neben der Erstellung eines grundlegenden Dossiers spezielle Anforderungen beinhaltet, je nachdem, ob es sich bei dem etwaigen Teilnehmer um einen bestehenden oder um einen potenziellen Anbieter handelt (26. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Für neue Produktionskapazitäten und nicht bestätigte DSR-Kapazitäten (im Gegensatz zu bestätigten DSR-Kapazitäten, bei denen die vom Anbieter deklarierte Kapazität durch einen Test nachgewiesen wurde) wird eine Bietungsgarantie in Höhe von 5000 Pfund Sterling (GBP) (etwa 5650 Euro) je MW für die T‑4- und T‑1-Auktionen und 500 GBP (etwa 565 Euro) je MW für die Übergangsauktionen verlangt.
Der Stromnetzbetreiber National Grid ist mit der Durchführung der Auktionen zur Sicherstellung des für die Bedarfsdeckung erforderlichen Kapazitätsvolumens beauftragt.
Alle Auktionen sind mehrstufige absteigende Auktionen nach dem Einheitspreissystem, bei dem alle erfolgreichen Teilnehmer, die einen Zuschlag erhalten, nach dem letzten angenommenen Gebot vergütet werden. Zu Beginn der Auktion wird ein hoher Preis genannt; anschließend geben die Teilnehmer Gebote ab, mit denen sie die Kapazitätsmenge benennen, die sie zu diesem Preis liefern können. Dieses Vorgehen wird mehrfach nach einem festgelegten Stufenplan wiederholt, bis der niedrigste Preis festgestellt wird, zu dem die Nachfrage dem Angebot entspricht, der sogenannte Schlusspreis. Allen Bietern, die einen Zuschlag erhalten, wird der gleiche Schlusspreis gezahlt („pay-as-clear model“) (49. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Somit erhalten erfolgreiche Kapazitätsanbieter einen Kapazitätsvertrag zum Schlusspreis. Die Laufzeit der Kapazitätsverträge, für die die Teilnehmer ihre Gebote abgeben, ist unterschiedlich geregelt. Die Mehrzahl der bestehenden Kapazitätsanbieter hat Zugang zu Verträgen von einem Jahr. Kapazitätsanbieter mit Kapitalkosten über 125 GBP (etwa 141 Euro) je Kilowatt (kW) (Instandsetzung von Kraftwerken) haben Zugang zu Verträgen mit einer maximalen Laufzeit von drei Jahren. Kapazitätsanbieter mit Kapitalkosten über 250 GBP (etwa 282 Euro) je kW (neue Kraftwerke) haben Zugang zu Verträgen mit einer maximalen Laufzeit von 15 Jahren (57. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Verträge mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr werden nur bei den T‑4-Auktionen vergeben. In jedem Fall gelten die Bedingungen des Kapazitätsvertrags einschließlich des Kapazitätspreises für die gesamte Vertragslaufzeit.
Die erfolgreichen Bieter erhalten während der Vertragslaufzeit eine regelmäßige Vergütung, die durch eine Abgabe der Stromversorger finanziert wird. Im Gegenzug verpflichten sich die erfolgreichen Bieter, in Zeiten hoher Netzbelastung Kapazitäten bereitzustellen. Der Vertrag sieht Vertragsstrafen für den Fall vor, dass ein Zuschlagsempfänger das vertragsgemäße Stromkapazitätsvolumen nicht liefert (vierter Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Zudem wird der Kapazitätsmarkt regelmäßig überprüft (sechster Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Die Kosten der Finanzierung der Kapazitätsvergütung werden von allen zugelassenen Stromversorgern gemeinsam übernommen (im Folgenden: Methode zur Kostendeckung). Die von den Stromversorgern zu zahlende Abgabe wird auf der Grundlage ihres Marktanteils festgelegt und anhand der Nachfrage berechnet, die zwischen 16 und 19 Uhr an Wochentagen von November bis Februar verzeichnet wird, was einen Anreiz schaffen soll, die Stromnachfrage ihrer Kunden in Zeiträumen zu senken, in denen sie üblicherweise am höchsten ist. Dem angefochtenen Beschluss zufolge sollte dies zu einer Verringerung des Kapazitätsbedarfs und somit zu einer Senkung der Kosten des Kapazitätsmarkts führen (69. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Die den Kapazitätsanbietern gezahlten Bruttoeinnahmen wurden modelliert und müssten zwischen 0,9 Mrd. GBP und 2,6 Mrd. GBP (etwa zwischen 1,02 Mrd. Euro und 2,94 Mrd. Euro) pro Jahr betragen, d. h. zwischen 8,1 Mrd. GBP und 23,4 Mrd. GBP (etwa zwischen 9,14 Mrd. Euro und 26,4 Mrd. Euro) für den Zeitraum 2018 bis 2024, wobei dieser Betrag je nach dem erforderlichen Umfang von „neu erbauten Kapazitäten“ variiert (siebter Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
C.

Zu den maßgeblichen Bestimmungen der Leitlinien
Speziell im Bereich der staatlichen Beihilfen kann sich die Europäische Kommission für die Ausübung ihres Ermessens Leitlinien setzen, und diese sind, soweit die darin enthaltenen Orientierungsregeln nicht von den Bestimmungen des Vertrags abweichen, für das Organ bindend (vgl. Urteil vom 13. Juni 2002, Niederlande/Kommission,
C‑382/99
,
EU:C:2002:363
, Rn.
und die dort angeführte Rechtsprechung).
Zudem hat Tempus bei der Beantwortung der schriftlichen Fragen des Gerichts und erneut in der mündlichen Verhandlung ausdrücklich bestätigt, dass sie die Einrichtung eines Kapazitätsmarkts als solche nicht beanstande, sondern nur zum einen der Beurteilung der vom Vereinigten Königreich vorgetragenen Gesichtspunkte in Bezug auf die Auswirkung von DSR und zum anderen den verschiedenen geplanten Modalitäten widerspreche, die DSR-Anbietern die Teilnahme am Kapazitätsmarkt ermöglichen sollten.
Unter den verschiedenen Bestimmungen der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014–2020 (
ABl. 2014, C 200, S. 1
, im Folgenden: Leitlinien), die von der Kommission am 9. April 2014 angenommen wurden und am 1. Juli 2014 in Kraft getreten sind, und angesichts eines Sachverhalts, in dem der Grundsatz einer Beihilfe zugunsten der Deckung des Kapazitätsbedarfs akzeptiert wird (vgl. oben, Rn. 22), sind die folgenden Bestimmungen für die Entscheidung des vorliegenden Rechtsstreits relevant.
Erstens sehen die Leitlinien unter Ziff. 3.9.2 („Erforderlichkeit staatlicher Maßnahmen“) in Rn. 224 Buchst. b vor, dass die Kommission bei der Würdigung unter anderem die „Bewertung der Auswirkungen einer nachfrageseitigen Marktteilnahme, einschließlich der Beschreibung von Maßnahmen, um das Nachfragemanagement zu fördern“ berücksichtigt.
Zweitens heißt es in den Leitlinien unter Ziff. 3.9.3 („Geeignetheit“) in Rn. 226:
„Die Maßnahme sollte sich sowohl an etablierte als auch künftige Erzeuger sowie an Betreiber, die substituierbare Technologien (z. B. Laststeuerung oder Speicherlösungen) einsetzen, richten und für diese angemessene Anreize vorsehen. Die Beihilfe sollte deshalb über einen Mechanismus gewährt werden, der potenziell unterschiedliche Vorlaufzeiten zulässt, die der Zeit entsprechen, die neue Erzeuger, die unterschiedliche Technologien einsetzen, benötigen, um neue Investitionen zu tätigen. Bei der Maßnahme sollte berücksichtigt werden, in welchem Umfang Verbindungskapazitäten genutzt werden könnten, um ein etwaiges Kapazitätsproblem zu beheben.“
Drittens bestimmen die Leitlinien unter Ziff. 3.9.5 („Angemessenheit“) in Rn. 229: „Nach Auffassung der Kommission führt eine klar auf das definierte Ziel zugeschnittene Ausschreibung mit eindeutigen, transparenten und diskriminierungsfreien Kriterien unter normalen Umständen zu angemessenen Renditen.“
Viertens sollte gemäß Rn. 232 Buchst. a unter Ziff. 3.9.6 („Vermeidung übermäßiger negativer Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel“) der Leitlinien „[d]ie Maßnahme … so ausgestaltet werden, dass alle Kapazitäten, die konkret zur Behebung des Erzeugungsdefizits beitragen können, an der Maßnahme teilnehmen können; dabei [sollte] insbesondere [die] Beteiligung von Stromerzeugern, die unterschiedliche Technologien einsetzen, und von Betreibern, die Maßnahmen mit vergleichbarer technischer Leistung anbieten, zum Beispiel Nachfragesteuerung, Verbindungsleitungen und Speicherung [berücksichtigt werden]“. Die Bestimmung sieht außerdem vor, dass „die Einschränkung der Beteiligung [dieser verschiedenen Akteure] nur mit der für die Behebung des Kapazitätsproblems unzulänglichen technischen Leistung gerechtfertigt werden“ kann.
D.

Zum angefochtenen Beschluss
Im angefochtenen Beschluss hat die Kommission die Auffassung vertreten, dass es sich bei der fraglichen Maßnahme um eine staatliche Beihilfe im Sinne des Art. 107 Abs. 1 AEUV handle (Erwägungsgründe 109 bis 115 des angefochtenen Beschlusses).
Zur Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme mit dem Binnenmarkt hat die Kommission erklärt, dass sie ihre Beurteilung auf die in Ziff. 3.9 der Leitlinien genannten Voraussetzungen gestützt habe, die die besonderen Bedingungen für die Förderung einer angemessenen Stromerzeugung festlegten.
In Ziff. 3.3.1 („Ziel von gemeinsamem Interesse und Erforderlichkeit der Beihilfe“) des angefochtenen Beschlusses stellt die Kommission fest:
„(118)
Die Kommission ist der Auffassung, dass die Maßnahme im Einklang mit den Ziff. 3.9.1 und 3.9.2 der Leitlinien zur Verwirklichung eines Ziels von gemeinsamem Interesse beiträgt und erforderlich ist …
(119)
Erstens hat das Vereinigte Königreich eine Methode zur Ermittlung des Problems der angemessenen Stromerzeugung eingeführt. Die vom Vereinigten Königreich durchgeführten Modellierungen zeigen, dass der „enduring reliability adequacy standard“ – der für die Messung der Angemessenheit der Produktionskapazitäten verwendete Indikator – ab 2018-2019 ein kritisches Niveau erreichen könnte. Die Ergebnisse stimmen insgesamt mit den Ergebnissen überein, die ENTSO-E [European Network of Transmission System Operators for Electricity, Europäisches Netz der Übertragungsnetzbetreiber (Strom)] in seinem letzten Bericht veröffentlich hat. …
(120)
Der Bericht zur Kapazität von National Grid ist von einem Team unabhängiger technischer Sachverständiger (Panel of Technical Experts, im Folgenden: PTE) geprüft worden, das vom Department of Energy and Climate Change [Ministerium für Energie und Klimawandel des Vereinigten Königreichs] einberufen wurde. Am 30. Juni 2014 veröffentlichte das Ministerium für Energie und Klimawandel den Bericht des PTE im Hinblick auf die Analyse, die den Empfehlungen von National Grid zu dem für die erste Auktion erforderlichen Kapazitätsvolumen zugrunde lag. Das PTE stellte fest, dass das allgemeine Szenario und der modellbasierte Ansatz von National Grid grundsätzlich korrekt seien und National Grid versucht habe, die Beweise und die Auffassungen der Beteiligten zu berücksichtigen. Innerhalb des PTE herrsche jedoch Einigkeit darüber, dass National Grid dazu tendiert habe, einige wichtige Annahmen zu konservativ zu beurteilen, insbesondere Verbindungsleitungen, was zu einer Überbewertung der benötigten Kapazität geführt habe. Das PTE hat außerdem darauf hingewiesen, dass weniger konservative Annahmen ausgereicht hätten, um keine neuen Produktionskapazitäten beschaffen zu müssen.
(121)
Die Behörden des Vereinigten Königreichs haben erklärt, dass sie die Empfehlungen von National Grid und den PTE‑Bericht berücksichtigt hätten und die Unterschiede zwischen den beiden Analysen sorgfältig geprüft hätten. … Angesichts der vorgelegten Beweise hat die Regierung des Vereinigten Königreichs beschlossen, den Empfehlungen von National Grid als
System Operator
zu folgen.
(122)
Zum Beitrag von DSR stellte das Vereinigte Königreich fest, dass die erste Auktion im Dezember 2014 ausschlaggebend sei, um Informationen über DSR und sein Potenzial zu erhalten. Mit Bezug auf den PTE‑Bericht schlug National Grid ein gemeinsames Projekt mit Energy Networks Association [Verband der Energienetzbetreiber] (einschließlich Distribution Network Operators [Verteilernetzbetreiber]) vor, das dem besseren Verständnis der von DSR aktuell bzw. potenziell lieferbaren Kapazität dienen solle. Außerdem hat das Vereinigte Königreich Bestimmungen zu den Übergangsauktionen erarbeitet, die das Wachstum von DSR zwischen 2015 und 2016 unterstützen sollen, und ein Pilotprojekt in Höhe von 20 Mio. GBP im Bereich Energieeffizienz [Electricity Demand Reduction Pilot] ins Leben gerufen. Schließlich hat das Vereinigte Königreich darauf hingewiesen, dass es die aus der ersten Auktion resultierenden Daten prüfen und sicherstellen werde, dass die Nachfragekurven angemessen angepasst würden, was im Verfahren Future Energy Scenario von National Grid für die Berichte zur Stromkapazität im Hinblick auf künftige Auktionen berücksichtigt werde.
…
(124)
Die Kommission begrüßt die Initiativen, die das Vereinigte Königreich mit Bezug auf den PTE‑Bericht ergriffen hat, und ist der Auffassung, dass einige der vom PTE festgestellten Probleme schwerwiegend sind, insbesondere die zu konservativen Schätzungen, denen zufolge sich der Nettobeitrag von Verbindungsleitungen in Zeiten hoher Netzbelastung auf null belaufe. …
(125)
Nach Ansicht der Kommission sind [die vom Vereinigten Königreich eingegangenen Verpflichtungen] ausreichend, um den methodologischen Bedenken in Bezug auf den Beitrag der Verbindungsleitungen und dessen Schätzung entgegenzutreten.
…
(128)
Viertens kann die angemeldete Maßnahme dazu führen, dass die Erzeugung von Strom durch fossile Brennstoffe gefördert wird. Wie oben in den Erwägungsgründen 88 bis 94 festgestellt, erwägt oder implementiert das Vereinigte Königreich Zusatzmaßnahmen, die die identifizierten Schwächen des Markts beheben sollen. Die Maßnahmen sind darauf gerichtet, DSR zu fördern, ‚cash-out arrangements‘ zu reformieren und einen höheren Verbundgrad zu erreichen. Die Kommission ist der Auffassung, dass diese alternativen Maßnahmen zu einer Verringerung der im Rahmen der angemeldeten Maßnahme benötigten Kapazitäten führen müssten. Außerdem nimmt die Kommission zur Kenntnis, dass das Vereinigte Königreich Ad-hoc-Maßnahmen zur Förderung CO
-armer Stromerzeugung vorschlägt (z. B. Contracts for Differences) und strenge Emissionsvorschriften erlassen hat. Folglich ist die Kommission der Auffassung, dass das Vereinigte Königreich ausreichend geprüft hat, welche Möglichkeiten bestehen, um negative Auswirkungen abzumildern, die die angemeldete Maßnahme im Hinblick auf das Ziel der fortschreitenden Abschaffung umweltschädlicher Subventionen haben könnte. Außerdem nimmt die Kommission zur Kenntnis, dass die jährliche Evaluierung der Angemessenheit der Produktionskapazitäten das Produktionsvolumen und den Beitrag von Verbindungsleitungen berücksichtigt und für alle Arten von Kapazitätsanbietern offen ist, einschließlich DSR-Anbietern.
(129)
Was das Schreiben der DSR-Anbieter betrifft, schließt sich die Kommission der Auffassung des Vereinigten Königreichs an, der zufolge Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von 15 Jahren für neue Kraftwerke gerechtfertigt sein können, während bestehende Kraftwerke und DSR-Anbieter aufgrund ihres geringeren Kapitalbedarfs (der auf einen geringeren Bedarf an finanzieller Absicherung hindeutet) keinen nennenswerten Nutzen aus langfristigen Verträgen ziehen würden … Insoweit ist die Kommission nicht der Ansicht, dass Verträge mit kürzerer Laufzeit bestehende Kraftwerke und DSR-Anbieter gegenüber neuen Kraftwerken eindeutig benachteiligen. Die Maßnahme ist technologieneutral und führt daher nicht zu einer Stärkung der Stellung von Stromerzeugern, die fossile Brennstoffe verwenden. Die Kommission stellt außerdem fest, dass die Methode zur Kostendeckung einen Anreiz zur Senkung der Nachfrage in Spitzenzeiten aufrechterhält und für Stromversorger berechenbar ist.“
In Ziff. 3.3.2 („Geeignetheit der Beihilfe“) des angefochtenen Beschlusses stellt die Kommission fest:
„(130)
Die Kommission ist der Auffassung, dass die Maßnahme … im Einklang mit Ziff. 3.9.3 der Leitlinien geeignet ist. …
(131)
Erstens trägt die Maßnahme den identifizierten Schwächen des Markts Rechnung, wie sie aus Tabelle 1 hervorgehen. Zudem ist die Maßnahme so gestaltet, dass sie die laufenden Entwicklungen auf dem Markt unterstützt und ergänzt und mit dem Energiebinnenmarkt und der Energiepolitik der Europäischen Union im Einklang steht, d. h. Entwicklung einer aktiven Steuerung der Stromnachfrage, Zunahme des Wettbewerbs und verstärkte Investitionen in Verbindungskapazitäten. …
–
Der Kapazitätsmarkt wird die Entwicklung einer aktiven Steuerung der Stromnachfrage fördern. DSR-Ressourcen werden Kapazitätsvergütungen erhalten können, und es wird besondere Maßnahmen geben, die diese Branche, die sich noch in ihren Anfängen befindet, bei der Entwicklung von Kapazitäten unterstützen. Der Kapazitätsmarkt wird die Liquidität und den Wettbewerb fördern (sowohl auf dem Kapazitäts- als auch auf dem Strommarkt).
…
(134)
Drittens steht die Maßnahme bestehenden und neuen Erzeugern, Speicherbetreibern und DSR-Anbietern offen. Das Auktionsverfahren wurde so gestaltet, dass den unterschiedlichen Vorlaufzeiten, die für die Bereitstellung von Kapazitäten erforderlich sind, Rechnung getragen wird. Die Kapazitätsanbieter können für Vorlaufzeiten von einem Jahr oder vier Jahren Gebote abgeben, was dem Bedarf an neuen Kraftwerken und der Instandsetzung bestehender Kraftwerke entsprechen dürfte.
…
(140)
Was das Schreiben der DSR-Anbieter betrifft, stellt die Kommission fest, dass der Ausschluss der DSR-Anbieter, mit denen ein Kapazitätsvertrag im Sinne der dauerhaften Regelung geschlossen wurde, von der Teilnahme an Übergangsauktionen darauf gerichtet ist, die Entwicklung des DSR-Sektors zu fördern. Angesichts des mit der Maßnahme verfolgten Ziels hält die Kommission außerdem das Fehlen einer zusätzlichen Vergütung für die Einsparungen im Bereich Übertragungs- und Verteilungsverluste aufgrund von DSR für gerechtfertigt.“
In Ziff. 3.3.5 („Begrenzung negativer Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel“) des angefochtenen Beschlusses stellt die Kommission fest:
„(149)
[V]orbehaltlich der in den Erwägungsgründen 15 bis 18 genannten Zulassungsvoraussetzungen steht die Maßnahme allen bestehenden und neuen Erzeugern, DSR-Anbietern und Speicherbetreibern offen.“
II.

Verfahren und Anträge der Parteien
Mit Klageschrift, die am 4. Dezember 2014 bei der Kanzlei des Gerichts eingegangen ist, hat Tempus die vorliegende Klage erhoben.
Das Vereinigte Königreich hat mit Schriftsatz, der am 15. April 2015 bei der Kanzlei des Gerichts eingegangen ist, beantragt, im vorliegenden Verfahren zur Unterstützung der Anträge der Kommission als Streithelfer zugelassen zu werden. Mit Beschluss vom 30. Juni 2015 hat der Präsident der Achten Kammer des Gerichts das Vereinigte Königreich als Streithelfer zugelassen. Das Vereinigte Königreich hat seinen Schriftsatz und die Hauptparteien haben ihre Stellungnahmen hierzu innerhalb der ihnen gesetzten Fristen eingereicht.
Im Zuge einer Änderung der Besetzung des Gerichts ist die Rechtssache am 27. April 2016 einer neuen Berichterstatterin zugeteilt worden.
Im Zuge einer Änderung der Besetzung der Kammern des Gerichts ist die Berichterstatterin der Dritten Kammer zugeteilt worden, der deshalb die vorliegende Rechtssache zugewiesen worden ist.
Mit prozessleitender Maßnahme vom 20. Dezember 2016 hat das Gericht die Kommission aufgefordert, die ihr vom Vereinigten Königreich übermittelte Anmeldung der fraglichen Maßnahme vorzulegen.
Mit am 13. Februar 2017 bei der Kanzlei des Gerichts eingegangenem Schriftsatz hat die Kommission dem Gericht eine nicht vertrauliche Fassung der ihr vom Vereinigten Königreich übermittelten Anmeldung vorgelegt. Sie hat erklärt, dass es sich bei der fraglichen Anmeldung um ein vertrauliches Dokument handle, das durch Art. 339 AEUV geschützt sei und Tempus nicht übermittelt werden könne. Sie sei nicht in der Lage, dem Gericht das Dokument im Rahmen einer prozessleitenden Maßnahme nach Art. 90 der Verfahrensordnung des Gerichts zu übermitteln. Falls das Gericht anordne, das Dokument nach Art. 91 der Verfahrensordnung vorzulegen, werde sie einer solchen Beweiserhebungsmaßnahme umgehend Folge leisten.
Mit Beweisbeschluss vom 9. März 2017 in Bezug auf die Vorlage von Dokumenten hat das Gericht die Kommission gemäß Art. 91 Buchst. b, Art. 92 Abs. 1 und Art. 103 Abs. 1 der Verfahrensordnung aufgefordert, die ihr vom Vereinigten Königreich übermittelte Anmeldung der fraglichen Maßnahme vorzulegen. Dieser Aufforderung ist die Kommission am 16. März 2017 nachgekommen.
Mit prozessleitender Maßnahme vom 3. April 2017 hat das Gericht der Kommission und dem Vereinigten Königreich mitgeteilt, dass es beabsichtige, der Akte mehrere Auszüge der Anmeldung beizufügen. Das Gericht forderte sie auf, zur Offenlegung der Auszüge Stellung zu nehmen. Das Vereinigte Königreich und die Kommission haben ihre Stellungnahmen zur Offenlegung der Auszüge am 19. bzw. 24. April 2017 übermittelt.
Am 5. Mai 2017 sind einige Auszüge der Anmeldung, die für maßgeblich und nicht vertraulich angesehen wurden, der Akte hinzugefügt und Tempus übermittelt worden (im Folgenden: Anmeldung).
Mit prozessleitender Maßnahme vom 5. Mai 2017 hat das Gericht alle Parteien aufgefordert, mehrere Fragen zu beantworten. Das Gericht hat die Parteien im Wesentlichen zu bestimmten Absätzen der Leitlinien und einigen darin enthaltenen Begriffen befragt. Die Parteien wurden u. a. zu den Informationen befragt, die bei Erlass des angefochtenen Beschlusses in Bezug auf die Beurteilung von DSR und der potenziellen technologischen Entwicklungen im Bereich DSR hinsichtlich der Sicherheit der Versorgung im Vereinigten Königreich zur Verfügung standen. Zudem ist die Kommission ersucht worden, ihren Standpunkt zu einigen im angefochtenen Beschluss enthaltenen Feststellungen und die Nachweise, die ihr bei der Beurteilung der fraglichen Maßnahme zur Verfügung standen, genauer zu benennen. Zudem hat das Gericht Tempus aufgefordert, zu den Ausführungen Stellung zu nehmen, die die Kommission in der Gegenerwiderung hinsichtlich der Methode zur Kostendeckung gemacht hat. Die Kommission ist außerdem ersucht worden, die Umstände darzulegen, auf die sie ihre Beurteilung des Finanzbedarfs der DSR-Anbieter gestützt hat, und Tempus ist aufgefordert worden, die Beweise anzugeben, die sie dem Vereinigten Königreich und der Kommission zum Nachweis des Finanzbedarfs vorgelegt hat.
Die Parteien sind dieser Maßnahme am 22. Mai 2017 nachgekommen.
Mit Schriftsätzen, die am 17. Mai und 9. Juni 2017 bei der Kanzlei des Gerichts eingegangen sind, hat Tempus zum Sitzungsbericht Stellung genommen.
Mit am 29. Juni 2017 bei der Kanzlei des Gerichts eingegangenem Schriftsatz hat Tempus im Namen der Waffengleichheit beantragt, dass das Gericht Anhang B der Anmeldung, auf den sich die Kommission und das Vereinigte Königreich in ihrer Antwort auf die prozessleitende Maßnahme vom 5. Mai 2017 gestützt hatten, erneut prüfe und feststelle, ob ihr andere Teile dieses Anhangs, die ihr noch nicht offengelegt worden seien, mitgeteilt werden müssten.
Mit Beweisbeschluss vom 3. Juli 2017 in Bezug auf die Vorlage von Dokumenten hat das Gericht die Kommission gemäß Art. 91 Buchst. b, Art. 92 Abs. 1 und Art. 103 Abs. 1 der Verfahrensordnung aufgefordert, Anhang B der Anmeldung vorzulegen. Dieser Aufforderung ist die Kommission am 4. Juli 2017 nachgekommen. Am 6. Juli 2017 ist der Anhang, den das Gericht für maßgeblich und nicht vertraulich angesehen hat, der Akte hinzugefügt und Tempus übermittelt worden.
Tempus beantragt,
–
den angefochtenen Beschluss für nichtig zu erklären;
–
der Kommission die Kosten aufzuerlegen.
Die Kommission beantragt,
–
die Klage als unzulässig oder zumindest als unbegründet abzuweisen;
–
Tempus die Kosten aufzuerlegen.
Das Vereinigte Königreich unterstützt die Anträge der Kommission und beantragt, die Klage abzuweisen.
III.

Rechtliche Würdigung
A.

Zur Zulässigkeit
In ihrer Klagebeantwortung stellt die Kommission fest, es sei für die Zulässigkeit einer Klage erforderlich, dass die Klage darauf gerichtet sei, den Schutz der Verfahrensrechte des Klägers nach Art. 108 Abs. 2 AEUV und Art. 6 Abs. 1 der Verordnung (EG) Nr. 659/1999 des Rates vom 22. März 1999 über besondere Vorschriften für die Anwendung von Artikel 108 [AEUV] (
ABl. 1999, L 83, S. 1
) zu gewährleisten. Folglich sei das Vorbringen von Tempus zum ersten Klagegrund nur insoweit zu berücksichtigen, als es tatsächlich darauf gerichtet sei, nachzuweisen, dass die Kommission die Zweifel, mit denen sie sich im Stadium der vorläufigen Prüfung befasst habe, nicht habe ausräumen können und dies die Verfahrensrechte von Tempus beeinträchtigt habe.
Hierzu ist festzustellen, dass das Vorbringen der Kommission nicht darauf gerichtet ist, die Zulässigkeit der Klage insgesamt zu bestreiten, sondern nur der Teil der Klageschrift beanstandet wird, der sich nicht auf die Verteidigung der Verfahrensrechte von Tempus bezieht. Zudem hat die Kommission in der mündlichen Verhandlung eingeräumt, dass sich die Parteien über die Zulässigkeit des Vorbringens von Tempus zur Verteidigung ihrer Verfahrensrechte einig seien. Im Übrigen hat die Kommission nicht näher dargelegt, welche Argumente ihrer Meinung nach nicht zu berücksichtigen sind, da sie sich nicht auf die Verfahrensrechte von Tempus bezögen.
Nach alledem kann dem Vorbringen der Kommission zur Zulässigkeit des ersten Klagegrundes nicht gefolgt werden.
B.

Zur Begründetheit
Als Beteiligte und zur Gewährleistung des Schutzes ihrer Verfahrensrechte nach Art. 108 Abs. 2 AEUV und Art. 6 Abs. 1 der Verordnung Nr. 659/1999 macht Tempus zwei Klagegründe geltend, mit denen sie erstens einen Verstoß gegen Art. 108 Abs. 2 AEUV sowie mehrere weitere Rechtsvorschriften und zweitens einen Begründungsmangel beanstandet.
1.

Zum ersten Klagegrund: Verstoß gegen Art. 108 Abs. 2 AEUV, Verletzung der Grundsätze der Nichtdiskriminierung, der Verhältnismäßigkeit und des Vertrauensschutzes und fehlerhafte Beurteilung des Sachverhalts
a)

Vorbemerkungen
Den Ausführungen des Vereinigten Königreichs und der Kommission in der Anmeldung bzw. dem angefochtenen Beschluss zufolge besteht die Gefahr, dass der im Vereinigten Königreich verfügbare Strom in naher Zukunft nicht mehr ausreiche, um den Bedarf in Spitzennachfragezeiten zu decken. Die ältesten Produktionsanlagen würden demnächst geschlossen, und der Strommarkt laufe Gefahr, nicht genügend Anreize zu bieten, um die Erzeuger dazu zu bringen, neue Produktionskapazitäten zu entwickeln, die die Schließungen der alten Anlagen kompensieren könnten. Ebenso wenig biete der Strommarkt den Verbrauchern ausreichend Anreize, um die Nachfrage zu senken und damit die Lage zu verbessern. Nach Auffassung des Vereinigten Königreichs ist die Einrichtung eines Kapazitätsmarkts erforderlich, um die Sicherheit der Versorgung zu gewährleisten.
Hauptziel des Kapazitätsmarkts war es, die Kapazitätsanbieter, d. h. grundsätzlich sowohl die Stromerzeuger (Kraftwerke einschließlich Anlagen, die fossile Brennstoffe verwenden) als auch die DSR-Anbieter, die eine Verschiebung oder Senkung des Verbrauchs anbieten, dazu anzuregen, die Schwierigkeiten zu berücksichtigen, die in Zeiten der Spitzennachfrage auftreten können. Auch wenn sie auf verschiedenen Ebenen – Produktionsangebot und Konsumnachfrage – eingreifen, bilden Erzeuger und DSR-Anbieter somit unverzichtbare Bestandteile der Struktur und Funktionsweise des vom Vereinigten Königreich geplanten Kapazitätsmarkts.
Tempus ist jedoch der Auffassung, dass die Kommission nach einer vorläufigen Prüfung und angesichts der zum Zeitpunkt des Erlasses des angefochtenen Beschlusses verfügbaren Informationen nicht die Ansicht habe vertreten können, dass der geplante Kapazitätsmarkt keinen Anlass zu Bedenken hinsichtlich seiner Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt gebe. Als DSR-Anbieterin stellt Tempus hierzu sieben Gesichtspunkte des Kapazitätsmarkts heraus, die ihrer Meinung nach ebenso viele Bedenken im Sinne von Art. 4 der Verordnung Nr. 659/1999 hervorrufen. Sie macht geltend, der Kapazitätsmarkt bevorzuge die Erzeugung vor der Nachfragesteuerung (DSR) auf eine diskriminierende und unverhältnismäßige Weise, die über das Maß hinausgehe, das zur Erreichung der Ziele der Beihilferegelung und zur Erfüllung der anwendbaren Vorschriften der Europäischen Union erforderlich sei.
b)

Zum Begriff der Bedenken und zur Entscheidung der Kommission über die Eröffnung oder Nichteröffnung des förmlichen Prüfverfahrens
Nach Art. 108 Abs. 3 AEUV leitet die Kommission, nachdem sie von einer beabsichtigten Einführung von Beihilfen unterrichtet wurde, unverzüglich das in Art. 108 Abs. 2 AEUV vorgesehene Verfahren ein, wenn sie der Auffassung ist, dass das Vorhaben mit dem Binnenmarkt unvereinbar ist. Im Rahmen des in Art. 108 Abs. 2 AEUV vorgesehenen Verfahrens ist die Kommission verpflichtet, den Beteiligten eine Frist zur Äußerung zu setzen.
Soweit das vom betreffenden Mitgliedstaat angemeldete Vorhaben tatsächlich eine Beihilfe darstellt, hängt die Entscheidung der Kommission über die Eröffnung des förmlichen Prüfverfahrens nach der vorläufigen Prüfung vom Bestehen oder Nichtvorhandensein von „Bedenken“ hinsichtlich der Vereinbarkeit des Vorhabens mit dem Binnenmarkt der Kommission ab, wie sich aus den folgenden Bestimmungen von Art. 4 der Verordnung Nr. 659/1999 ergibt:
„(1)   Die Kommission prüft die Anmeldung unmittelbar nach deren Eingang. …
(2)   Gelangt die Kommission nach einer vorläufigen Prüfung zu dem Schluss, dass die angemeldete Maßnahme keine Beihilfe darstellt, so stellt sie dies durch Entscheidung fest.
(3)   Stellt die Kommission nach einer vorläufigen Prüfung fest, dass die angemeldete Maßnahme, insoweit sie in den Anwendungsbereich des Artikels [107] Absatz 1 [AEUV] fällt, keinen Anlass zu Bedenken hinsichtlich ihrer Vereinbarkeit mit dem [Binnenmarkt] gibt, so entscheidet sie, dass die Maßnahme mit dem [Binnenmarkt] vereinbar ist ([die] ‚Entscheidung, keine Einwände zu erheben‘ …). In der Entscheidung wird angeführt, welche Ausnahmevorschrift des Vertrags zur Anwendung gelangt ist.
(4)   Stellt die Kommission nach einer vorläufigen Prüfung fest, dass die angemeldete Maßnahme Anlass zu Bedenken hinsichtlich ihrer Vereinbarkeit mit dem [Binnenmarkt] gibt, so entscheidet sie, das Verfahren nach Artikel [108] Absatz 2 [AEUV] zu eröffnen ([die] ‚Entscheidung über die Eröffnung des förmlichen Prüfverfahrens‘ …). …“
Art. 6 der Verordnung Nr. 659/1999 regelt die Modalitäten des förmlichen Prüfverfahrens:
„(1)   Die Entscheidung über die Eröffnung des förmlichen Prüfverfahrens enthält eine Zusammenfassung der wesentlichen Sach- und Rechtsfragen, eine vorläufige Würdigung des Beihilfecharakters der geplanten Maßnahme durch die Kommission und Ausführungen über ihre Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit mit dem [Binnenmarkt]. Der betreffende Mitgliedstaat und die anderen Beteiligten werden in dieser Entscheidung zu einer Stellungnahme innerhalb einer Frist von normalerweise höchstens einem Monat aufgefordert. …
(2)   Die von der Kommission erhaltenen Stellungnahmen werden dem betreffenden Mitgliedstaat mitgeteilt. … Der betreffende Mitgliedstaat kann sich … zu den Stellungnahmen äußern.“
Im Rahmen des Verfahrens zur Kontrolle staatlicher Beihilfen ist zu unterscheiden zwischen der Vorprüfungsphase nach Art. 108 Abs. 3 AEUV, die durch Art. 4 der Verordnung Nr. 659/1999 geregelt wird und nur dazu dient, der Kommission eine erste Meinungsbildung über die teilweise oder völlige Vereinbarkeit der fraglichen Beihilfe mit dem Binnenmarkt zu ermöglichen, und der in Art. 108 Abs. 2 AEUV vorgesehenen und durch Art. 6 der Verordnung Nr. 659/1999 geregelten Prüfungsphase, die es der Kommission ermöglichen soll, umfassend Kenntnis von allen Gesichtspunkten eines Falls zu erhalten (vgl. Urteil vom 15. April 2008, Nuova Agricast,
C‑390/06
,
EU:C:2008:224
, Rn.
und die dort angeführte Rechtsprechung).
Die Kommission kann sich für den Erlass einer positiven Entscheidung über eine Beihilfe auf die Vorprüfungsphase nach Art. 108 Abs. 3 AEUV beschränken, wenn sie nach einer ersten Prüfung die Überzeugung gewinnt, dass das betreffende Vorhaben vertragskonform ist. Erst dann, wenn die Kommission aufgrund dieser ersten Prüfung zu der gegenteiligen Überzeugung gelangt oder sie nicht alle Schwierigkeiten hinsichtlich der Beurteilung der Vereinbarkeit dieses Vorhabens mit dem Binnenmarkt ausräumen konnte, ist sie verpflichtet, alle erforderlichen Stellungnahmen einzuholen und zu diesem Zweck das Verfahren des Art. 108 Abs. 2 AEUV einzuleiten (vgl. Urteil vom 15. April 2008, Nuova Agricast,
C‑390/06
,
EU:C:2008:224
, Rn.
und
und die dort angeführte Rechtsprechung).
Was den Begriff der „Bedenken“ hinsichtlich der Vereinbarkeit der angemeldeten Maßnahme mit dem Binnenmarkt betrifft, wie er in Art. 4 Abs. 3 und 4 der Verordnung Nr. 659/1999 genannt wird, hat die Rechtsprechung drei Anforderungen festgelegt, die den Rahmen für die Beurteilung durch die Kommission bilden.
Erstens hat der Begriff ausschließlichen Charakter. Die Kommission darf also die Eröffnung des förmlichen Prüfverfahrens nicht wegen anderer Umstände wie Interessen Dritter oder Erwägungen der Verfahrensökonomie oder der administrativen oder politischen Zweckmäßigkeit ablehnen (vgl. in diesem Sinne Urteile vom 10. Februar 2009, Deutsche Post und DHL International/Kommission,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, Rn.
und die dort angeführte Rechtsprechung, und vom 10. Juli 2012, Smurfit Kappa Group/Kommission,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, Rn.
).
Zweitens geht insbesondere aus Art. 4 Abs. 4 der Verordnung Nr. 659/1999 hervor, dass die Kommission, wenn sie nicht alle Bedenken im Sinne dieser Bestimmung ausräumen kann, zur Eröffnung des förmlichen Prüfverfahrens verpflichtet ist. Sie verfügt insoweit über keinerlei Ermessensspielraum (vgl. in diesem Sinne Urteile vom 22. Dezember 2008, British Aggregates/Kommission,
C‑487/06 P
,
EU:C:2008:757
, Rn.
und die dort angeführte Rechtsprechung, und vom 10. Juli 2012, Smurfit Kappa Group/Kommission,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, Rn.
und die dort angeführte Rechtsprechung).
Drittens ist der Begriff der Bedenken im Sinne von Art. 4 Abs. 3 und 4 der Verordnung Nr. 659/1999 seinem Wesen nach objektiv. Ob solche Bedenken vorliegen, ist anhand der Umstände des Erlasses des angefochtenen Rechtsakts sowie seines Inhalts in objektiver Weise zu beurteilen, wobei die Gründe der Entscheidung zu den Angaben in Beziehung zu setzen sind, über die die Kommission verfügt, wenn sie sich zur Vereinbarkeit der streitigen Beihilfen mit dem Binnenmarkt äußert. Folglich geht die Rechtmäßigkeitskontrolle des Gerichts hinsichtlich der Frage, ob Bedenken vorgelegen haben, ihrem Wesen nach über die Prüfung offensichtlicher Beurteilungsfehler hinaus (vgl. in diesem Sinne Urteile vom 2. April 2009, Bouygues und Bouygues Télécom/Kommission,
C‑431/07 P
,
EU:C:2009:223
, Rn.
, und vom 10. Juli 2012, Smurfit Kappa Group/Kommission,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, Rn.
und die dort angeführte Rechtsprechung).
Insoweit hat das Gericht im Rahmen der Kontrolle der Rechtmäßigkeit der Entscheidung der Kommission, keine Einwände zu erheben, die Argumente zu prüfen, auf die sich Tempus zum Nachweis der Behauptung stützt, dass die angemeldete Maßnahme nach einer vorläufigen Prüfung Anlass zu Bedenken hinsichtlich ihrer Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt im Sinne von Art. 4 Abs. 3 und 4 der Verordnung Nr. 659/1999 gebe, was zum Erlass einer Entscheidung über die Eröffnung des förmlichen Prüfverfahrens hätte führen müssen. Eine solche Prüfung dieser Argumente ist für Tempus umso wichtiger, als sich die Argumente im Wesentlichen mit den Argumenten decken, die sie als Beteiligte im Rahmen ihrer Verfahrensrechte, deren Verletzung sie im vorliegenden Fall rügt, im förmlichen Prüfverfahren nach Art. 108 Abs. 2 AEUV hätte geltend machen können, wenn dieses Verfahren eröffnet worden wäre.
Insoweit trägt Tempus die Beweislast, der sie durch ein Bündel übereinstimmender Anhaltspunkte nachkommen kann, die sich zum einen aus den Umständen und der Dauer des Vorprüfungsverfahrens und zum anderen aus dem Inhalt des angefochtenen Beschlusses ergeben (vgl. in diesem Sinne Urteil vom 10. Februar 2009, Deutsche Post und DHL International/Kommission,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, Rn.
). Insbesondere stellt es einen Anhaltspunkt für das Bestehen von Bedenken im Sinne von Art. 4 der Verordnung Nr. 659/1999 dar, wenn die Prüfung durch die Kommission im Vorprüfungsverfahren unzureichend oder unvollständig war (vgl. Urteil vom 10. Juli 2012, Smurfit Kappa Group/Kommission,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, Rn.
und die dort angeführte Rechtsprechung). Als Beteiligte verfügt Tempus jedoch weder über die Untersuchungsbefugnisse noch grundsätzlich über Ermittlungskapazitäten, die denen der Kommission vergleichbar sind, zumal die Kommission bei Bedarf die Kooperation des betreffenden Mitgliedstaats anfordern kann, um die Prüfung der angemeldeten Maßnahme durchzuführen.
Somit ist es im vorliegenden Fall, wie oben in den Rn. 79 bis 82 dargelegt, in einem Verfahrensstadium, in dem den Beteiligten noch keine Frist zur Äußerung durch eine Entscheidung über die Eröffnung des förmlichen Prüfverfahrens gesetzt worden ist, ausreichend, dass Tempus darlegt, warum sie in Bezug auf den angefochtenen Beschluss der Auffassung ist, dass die Kommission Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der angemeldeten Maßnahme mit dem Binnenmarkt hätte haben müssen. Sie ist daher nicht verpflichtet, alle Gesichtspunkte darzutun, die geeignet sind, die Unvereinbarkeit der angemeldeten Beihilferegelung nachzuweisen.
Hierzu ist festzustellen, dass die Kommission, um eine hinreichende Prüfung im Hinblick auf die Bestimmungen über staatliche Beihilfen durchführen zu können, ihre Prüfung nicht auf die Gesichtspunkte beschränken muss, die in der Anmeldung der fraglichen Maßnahme aufgeführt sind. Sie kann und muss sich gegebenenfalls die maßgeblichen Informationen beschaffen, um beim Erlass des angefochtenen Beschlusses über Bewertungskriterien zu verfügen, die vernünftigerweise als für ihre Beurteilung ausreichend und einleuchtend eingestuft werden können. Zur Veranschaulichung sei darauf verwiesen, dass bereits entschieden worden ist, dass die Kommission eine Vereinbarkeitsprüfung einer Beihilfe „aktiv und sorgfältig“ betrieben hat, weil sie die Stichhaltigkeit des Vorbringens des Mitgliedstaats hinterfragt hat (vgl. in diesem Sinne Urteile vom 10. Dezember 2008, Kronoply und Kronotex/Kommission,
T‑388/02
, nicht veröffentlicht,
EU:T:2008:556
, Rn.
), während festgestellt worden ist, dass die Prüfung „unzureichend“ war, weil die Kommission keine Informationen erhalten hatte, die ihr eine Beurteilung der Maßnahme erlaubt hätten (vgl. in diesem Sinne Urteil vom 10. Februar 2009, Deutsche Post und DHL International/Kommission,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, Rn.
und
).
Somit reicht es für den Beweis von Bedenken im Sinne von Art. 4 Abs. 4 der Verordnung Nr. 659/1999 aus, dass Tempus nachweist, dass die Kommission nicht alle Gesichtspunkte, die für diese Prüfung maßgeblich sind, zusammengetragen und sorgfältig und unparteiisch geprüft hat oder dass sie diese Gesichtspunkte nicht angemessen in einer Weise berücksichtigt hat, die jegliche Zweifel an der Vereinbarkeit der angemeldeten Maßnahme mit dem Binnenmarkt beseitigt.
Zudem ist nach ständiger Rechtsprechung die Rechtmäßigkeit einer Entscheidung im Bereich staatlicher Beihilfen aufgrund der Informationen zu beurteilen, über die die Kommission bei Erlass der Entscheidung verfügen konnte (vgl. in diesem Sinne Urteil vom 15. April 2008, Nuova Agricast,
C‑390/06
,
EU:C:2008:224
, Rn.
und
und die dort angeführte Rechtsprechung). Zu den Informationen, über die die Kommission „verfügen konnte“, zählen die Informationen, die für die von ihr nach Art. 108 Abs. 2 und 3 AEUV und Art. 4 Abs. 3 und 4 der Verordnung Nr. 659/1999 vorzunehmende Beurteilung maßgeblich erscheinen.
Für den Nachweis von Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Binnenmarkt kann sich Tempus somit auf alle maßgeblichen Informationen berufen, über die die Kommission bei Erlass des angefochtenen Beschlusses verfügte oder verfügen konnte. Ebenso kann das Gericht im Rahmen der ihm obliegenden Rechtmäßigkeitskontrolle jede Information berücksichtigen, die im angefochtenen Beschluss zur Stützung der von der Kommission vorgenommenen Beurteilung genannt wird.
Im vorliegenden Fall ist daher zu überprüfen, ob die von Tempus beim Gericht vorgetragenen Gesichtspunkte angesichts der bei Erlass des angefochtenen Beschlusses verfügbaren Informationen geeignet waren, Anlass zu Bedenken hinsichtlich der teilweisen oder völligen Vereinbarkeit der angemeldeten Maßnahme mit dem Binnenmarkt zu geben und somit die Kommission zur Eröffnung des förmlichen Prüfverfahrens zu verpflichten, unbeschadet der späteren Ausübung der Befugnis der Kommission, die Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Binnenmarkt nach der Eröffnung des genannten Verfahrens zu beurteilen.
c)

Zur Dauer der Gespräche zwischen dem Mitgliedstaat und der Kommission und zu den Umständen, die den Erlass des angefochtenen Beschlusses begleiten
Tempus betont, dass die Fragen, die die Kommission in dieser Rechtssache zu entscheiden habe, bedeutend seien, da es sich um das erste Prüfungsverfahren gehandelt habe, das einen Kapazitätsmarkt und die Anwendung der Leitlinien betreffe. Vorliegend gehe die Dauer der Gespräche zwischen dem Vereinigten Königreich und der Kommission vor Anmeldung der Maßnahme über das Maß hinaus, das für die Entscheidung, keine Einwände zu erheben, erforderlich sei, und stelle einen Anhaltspunkt dar, der das Bestehen von Bedenken beweisen könne. Zudem sei es paradox, dass die Kommission zum einen der Auffassung sei, die Eröffnung eines förmlichen Prüfverfahrens zum ersten angemeldeten Kapazitätsmarkt sei nicht erforderlich, und zum anderen die Meinung vertrete, es sei später angezeigt, zu diesem Thema die erste, jemals im Bereich staatlicher Beihilfen eingeleitete Sektoruntersuchung durchzuführen, um „diese Maßnahmen besser zu verstehen und die Einhaltung der Unionsvorschriften zu gewährleisten“ und „die Beteiligten, die im Rahmen der regulären Verfahren im Bereich staatlicher Beihilfen nicht angehört werden“ zu erreichen (vgl. Beschluss C(2015) 2814 final der Kommission vom 29. April 2015 zur Einleitung einer Untersuchung zu Kapazitätsmechanismen im Stromsektor nach Artikel 20a der Verordnung Nr. 659/1999 und begleitende Pressemitteilung).
Die Kommission erwidert, da keine Beschwerde vorliege, sei allein der Zeitpunkt der Anmeldung für die Frage entscheidend, ob die Dauer des Vorprüfungsverfahrens geeignet sei, Bedenken zu offenbaren. Da das Verfahren weniger als zwei Monate beansprucht habe, sei es nicht geeignet, das Bestehen von Bedenken zu beweisen. Vielmehr ergebe sich hieraus das Nichtvorliegen von Bedenken. Ein etwaiger Kontakt zwischen dem Vereinigten Königreich und der Kommission während der Voranmeldung sei jedenfalls, da die Ausgestaltung des Kapazitätsmarkts das Ergebnis einer nationalen öffentlichen Konsultation darstelle, die kurz vor der Anmeldung abgeschlossen worden sei, zwangsläufig irrelevant für die Frage, ob die Kommission Bedenken zur letztlich angemeldeten Maßnahme gehabt habe. Was das von Tempus behauptete paradoxe Verhalten betreffe, sei die Rechtmäßigkeit des angefochtenen Beschlusses im Licht der Informationen zu beurteilen, die bei Erlass des Beschlusses verfügbar gewesen seien, ohne dass Beschlüsse, die im Anschluss an den angefochtenen Beschluss erlassen worden seien, im Hinblick auf ihre „psychologische Wirkung“ berücksichtigt werden könnten. Jedenfalls sei mit der späteren Entscheidung, eine Sektoruntersuchung zu den Kapazitätsmechanismen in anderen Mitgliedstaaten als dem Vereinigten Königreich einzuleiten, das Ziel verfolgt worden, „mehr über eingeführte Kapazitätsmechanismen und ihre Funktionsweise zu erfahren“. In Bezug auf den Kapazitätsmarkt des Vereinigten Königreichs sei ein solches Verständnis bereits nach der individuellen Prüfung der angemeldeten Maßnahme vorhanden gewesen.
Das Vereinigte Königreich macht geltend, die Dauer der vor der Anmeldung geführten Gespräche sei nicht geeignet, das Bestehen von Bedenken zu offenbaren.
Gemäß Art. 108 Abs. 3 AEUV wird „[d]ie Kommission … von jeder beabsichtigten Einführung oder Umgestaltung von Beihilfen so rechtzeitig unterrichtet, dass sie sich dazu äußern kann“. Aufgrund dieser Pflicht zur Anmeldung kann die Kommission bei jedem Beihilfevorhaben eine Vorabkontrolle durchführen. Wie nämlich aus Art. 4 Abs. 1 der Verordnung Nr. 659/1999 hervorgeht, „prüft [die Kommission] die Anmeldung unmittelbar nach deren Eingang“. Art. 4 Abs. 5 der Verordnung Nr. 659/1999 setzt der Kommission eine Frist „von zwei Monaten“, die „am Tag nach dem Eingang der vollständigen Anmeldung“ beginnt und innerhalb deren sie im Rahmen der vorläufigen Prüfung der Anmeldung eine Entscheidung gemäß Art. 108 Abs. 3 AEUV zu treffen hat, um gegebenenfalls das förmliche Prüfverfahren nach Art. 108 Abs. 2 AEUV zu eröffnen, wenn die angemeldete Maßnahme Anlass zu Bedenken hinsichtlich ihrer Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt gibt.
Dazu ist festzustellen, dass der Umfang des Bereichs, den die Kommission bei der Vorprüfung untersucht, und die Komplexität des betreffenden Vorgangs darauf hindeuten können, dass das fragliche Verfahren beträchtlich über das für eine erste Prüfung im Rahmen von Art. 108 Abs. 3 AEUV Übliche hinausging. Dieser Umstand bildet einen stichhaltigen Anhaltspunkt für das Bestehen von Bedenken im Sinne von Art. 4 Abs. 3 oder 4 der Verordnung Nr. 659/1999 (vgl. Urteil vom 7. November 2012, CBI/Kommission,
T‑137/10
,
EU:T:2012:584
, Rn.
und die dort angeführte Rechtsprechung).
In der vorliegenden Rechtssache ist die angemeldete Maßnahme erheblich, komplex und neu.
Erstens hat nämlich die Kommission im angefochtenen Beschluss die Einführung einer mehrjährigen Beihilferegelung für einen Zeitraum von zehn Jahren bewilligt (vgl. Erwägungsgründe 6 und 162 des angefochtenen Beschlusses). Die von der Beihilferegelung betroffenen Beträge sind besonders hoch, da sie zwischen 0,9 Mrd. GBP und 2,6 Mrd. GBP pro Jahr (vgl. siebter Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses) bzw. zwischen 8,1 Mrd. GBP und 23,4 Mrd. GBP während eines Zeitraums von zehn Jahren schwanken, wie die Kommission in der mündlichen Verhandlung bestätigt hat. Für 2018–2019, das erste geplante Lieferjahr im Rahmen des Kapazitätsmarkts, hatte das Vereinigte Königreich angekündigt, Kapazitäten von insgesamt 53,3 Gigawatt (GW) versteigern zu lassen.
Zweitens erweisen sich sowohl die Definition als auch die Durchführung dieser Beihilferegelung als komplex. Die dargelegten Annahmen, die das Bestehen der Beihilferegelung rechtfertigen sollen, sind zahlreich und stützen sich auf Wahrscheinlichkeiten (Erwägungsgründe 79 bis 82 des angefochtenen Beschlusses). Es werden mehrere Kategorien von Marktteilnehmern erfasst, die Modalitäten unterliegen, welche je nach Kategorie unterschiedlich ausgestaltet sein können, und bestimmte Zulässigkeitsvoraussetzungen erfüllen müssen (vgl. Erwägungsgründe 15 bis 27 des angefochtenen Beschlusses). Verschiedene Auktionsmechanismen werden festgelegt, die aus mehreren Verfahrensphasen bestehen (vgl. u. a. Erwägungsgründe 28 bis 51 des angefochtenen Beschlusses). Die Maßnahme ist geeignet, im Lauf der Zeit erhebliche und dauerhafte Wirkungen zu entfalten, die möglicherweise weit über den Zeitraum von zehn Jahren, für den sie bewilligt wurde, hinausgehen, da bestimmte Kapazitätsanbieter bei jeder jährlichen T‑4-Auktion einen Vertrag mit einer Laufzeit von bis zu 15 Jahren abschließen können (vgl. 57. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Die Wirkungen betreffen – sowohl unmittelbar als auch mittelbar und langfristig – bestehende und neue Erzeuger sowie DSR-Anbieter.
Drittens ist es das erste Mal, dass die Kommission einen Kapazitätsmarkt im Licht der Leitlinien beurteilt, wie Tempus geltend macht und der für Wettbewerbspolitik zuständige Vizepräsident der Kommission in einer Pressemitteilung feststellte, in der er den Inhalt des angefochtenen Beschlusses zusammenfasste. Die fragliche Maßnahme ist somit sowohl in Bezug auf ihren Gegenstand als auch im Hinblick auf ihre künftigen Auswirkungen neu.
Überdies kann – wie von Tempus geltend gemacht und nur zur Veranschaulichung der Komplexität und Neuheit der Fragen, mit denen die Kommission in der vorliegenden Rechtssache befasst ist – auf die Eröffnung einer Sektoruntersuchung zu Kapazitätsmärkten und auf die anschließend in bestimmten Fällen und aus jeweils fallspezifischen Gründen erfolgte Eröffnung förmlicher Prüfverfahren zu den von anderen Mitgliedstaaten geplanten Kapazitätsmärkten verwiesen werden. Da diese Ereignisse jedoch nach dem Erlass des angefochtenen Beschlusses stattgefunden haben, sind sie für die Beurteilung der Rechtmäßigkeit des angefochtenen Beschlusses durch das Gericht nicht relevant.
Im vorliegenden Fall war die Kommission am 23. Juli 2014 nach einer vorläufigen Prüfung von einem Monat der Auffassung, dass die vom Vereinigten Königreich am 23. Juni 2014 angemeldete Maßnahme keinen Anlass zu Bedenken hinsichtlich ihrer Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt gebe und Gegenstand einer Entscheidung, keine Einwände zu erheben, sein könne. Die verschiedenen Kapazitätsanbieter sind im Rahmen dieses Verfahrens nicht zur Stellungnahme aufgefordert worden, da die Kommission dies nicht für notwendig hielt.
Entgegen dem Vorbringen der Kommission kann die Tatsache, dass die vorläufige Prüfung nur einen Monat gedauert hat, angesichts der Umstände des vorliegenden Falls nicht als stichhaltiger Anhaltspunkt für das Fehlen von Bedenken nach Abschluss der ersten Prüfung der fraglichen Maßnahme angesehen werden. Wie Tempus nämlich zu Recht geltend macht, sind auch die Dauer und der Inhalt der Kontakte zu berücksichtigen, die vor der Anmeldung der Maßnahme zwischen dem Vereinigten Königreich und der Kommission stattgefunden haben. Zwar sind solche Kontakte keine Neuheit, sondern werden von der Kommission gefördert, doch weisen sie im vorliegenden Fall bestimmte Merkmale auf, die die Komplexität und Neuheit der fraglichen Maßnahme verdeutlichen.
Zunächst ist festzustellen, dass die Vorabkontakte, die aus den Erfahrungen, die die Kommission bei der Durchführung der Verfahren zur Kontrolle staatlicher Beihilfen gewonnen hat, hervorgegangen sind, in dem von der Kommission am 16. Juni 2009 verabschiedeten Verhaltenskodex für die Durchführung von Beihilfeverfahren (
ABl. 2009, C 136, S. 13
, im Folgenden: Verhaltenskodex) förmlich festgelegt sind. Zwar ändert der Verhaltenskodex, wie dies in seinem Abs. 8 hervorgehoben wird, keine Rechte oder Verpflichtungen, die aufgrund des AEU-Vertrags und der verschiedenen, den Rahmen für die Beihilfeverfahren bildenden Verordnungen bestehen, doch ermöglicht er die nähere Bestimmung von Gegenstand, Dauer und Modalitäten solcher informellen Kontakte.
Nach Abs. 10 des Verhaltenskodex geben Vorabkontakte den Kommissionsdienststellen und dem anmeldenden Mitgliedstaat die Möglichkeit, die rechtlichen und wirtschaftlichen Aspekte eines geplanten Beihilfevorhabens im Vorfeld der Anmeldung informell zu erörtern, was sich auf Qualität und Vollständigkeit der förmlichen Anmeldungen positiv auswirkt. Die Vorabkontakte schaffen somit die Voraussetzungen für eine beschleunigte Prüfung der Anmeldungen nach ihrer förmlichen Übermittlung an die Kommission.
Wie aus dem Verhaltenskodex hervorgeht, sollen die Vorabkontakte die Anmeldung des geplanten Vorhabens erleichtern, damit die Kommission die vorläufige Prüfung ab dem Zugang der Anmeldung optimal durchführen kann. Nach Art. 2 Abs. 2 der Verordnung Nr. 659/1999 muss die Anmeldung nämlich alle sachdienlichen Auskünfte enthalten, damit die Kommission eine Entscheidung nach den Art. 4 (Entscheidungen über die vorläufige Prüfung der Anmeldung) und 7 (Entscheidungen über den Abschluss des förmlichen Prüfverfahrens) der Verordnung erlassen kann.
Das wesentliche Ziel der Vorabkontakte besteht somit darin, die Gefahr zu verringern, dass die Anmeldung als unvollständig angesehen werden könnte, was zu einer entsprechenden Verzögerung des Verfahrens zur Prüfung des angemeldeten Vorhabens führen würde. Nach Art. 5 Abs. 1 der Verordnung Nr. 659/1999 kann die Kommission, wenn sie der Auffassung ist, dass die vorgelegten Informationen unvollständig sind, alle ergänzenden Auskünfte anfordern, die sie im Rahmen der vorläufigen Prüfung benötigt.
Dagegen ist die Beurteilung der Vereinbarkeit der angemeldeten Maßnahme mit dem Binnenmarkt nicht Gegenstand der Vorabkontakte, vor allem wenn es sich um einen besonders neuartigen oder komplexen Fall handelt. Überdies weist die Kommission in Abs. 16 des Verhaltenskodex darauf hin, dass ihre Dienststellen in einem solchen Fall am Ende der Vorabkontakte grundsätzlich keine informelle erste Einschätzung der Vollständigkeit des Anmeldungsentwurfs und der Vereinbarkeit des geplanten Vorhabens mit dem Binnenmarkt auf
Prima-facie
-Grundlage vornehmen. Jedenfalls kann eine solche Orientierungshilfe der Kommission im Rahmen der informellen Vorabkontakte nicht als offizieller, von der Kommission im Rahmen der Prüfung der Anmeldung abgegebener Standpunkt angesehen werden.
Wie nämlich aus Art. 4 Abs. 1 der Verordnung Nr. 659/1999 hervorgeht, prüft die Kommission die Anmeldung erst nach deren Eingang. Eine frühere Aussage zur Vollständigkeit oder Unvollständigkeit der Anmeldung des geplanten Vorhabens im Hinblick auf die geltenden Vorschriften kann daher nicht mit einer Beurteilung gleichgesetzt werden, die im Rahmen der Verfahren zur Kontrolle staatlicher Beihilfen gemäß dem AEU-Vertrag und der Verordnung Nr. 659/1999 erfolgt. Die Kommission darf die – eventuell vorangehende – Phase der Vorbereitung der Anmeldung nicht mit der Phase der Prüfung der Anmeldung verwechseln, die zuerst als vorläufige Prüfung und gegebenenfalls anschließend als förmliche Prüfung durchgeführt wird, falls dies erforderlich ist, damit die Kommission alle Informationen, die sie für die Beurteilung der Vereinbarkeit der Beihilfe benötigt, und Stellungnahmen der Beteiligten hierzu anfordern kann.
Als Erstes ist insoweit der Anmeldung zu entnehmen, dass die Phase der Vorabkontakte, zu der die Kontakte zählen, die vor der Anmeldung zwischen dem betroffenen Mitgliedstaat und der Kommission stattfinden, erheblich länger war als der Zeitraum von zwei Monaten, den der Verhaltenskodex im Allgemeinen vorsieht.
Die Aktivitäten der Regierung des Vereinigten Königreichs für die Einrichtung eines Kapazitätsmarkts begannen nämlich schon im Jahr 2010. Bereits im Dezember 2012, d. h. etwa 18 Monate vor Beginn der vorläufigen Prüfung der Anmeldung gemäß Art. 4 der Verordnung Nr. 659/1999 durch die Kommission, hatte das Vereinigte Königreich der Kommission den Inhalt der geplanten Maßnahme mitgeteilt.
Im Rahmen dieser informellen Kontakte übersandte die Kommission dem Vereinigten Königreich eine erste Reihe von Fragen zu dieser Maßnahme. Das Vereinigte Königreich beantwortete die Fragen im Juli 2013.
Aus der Anmeldung geht ebenfalls hervor, dass die Kommission dem Vereinigten Königreich am 25. März 2014 eine zweite Reihe von Fragen übersandte. In diesen 47 Fragen ersuchte die Kommission das Vereinigte Königreich unter anderem, nähere Angaben zur Funktion von Verbindungsleitungen, zur Möglichkeit der Teilnahme von DSR-Anbietern am Kapazitätsmarkt und zu den unterschiedlichen Laufzeiten der den Erzeugern angebotenen Verträge zu machen. Beispielsweise erkundigte sich die Kommission (Frage 32) beim Vereinigten Königreich, ob die DSR-Anbieter berechtigt sein würden, am Kapazitätsmarkt teilzunehmen, und wie mit ihnen umgegangen würde. Ebenso wollte die Kommission wissen, inwieweit Verbundkapazität Berücksichtigung finden werde (Frage 33). Am 31. März 2014 beantwortete das Vereinigte Königreich diese Fragen, und es übersandte der Kommission eine aktualisierte Fassung der geplanten Maßnahme.
Aus einem Schreiben des Vereinigten Königreichs vom 27. Juni 2014, das die Kommission dem Gericht vorgelegt hat, geht hervor, dass die Kommission dem Vereinigten Königreich am 17. Juni 2014„nach einer ersten Einschätzung“ – außerhalb des in Art. 4 der Verordnung Nr. 659/1999 festgelegten formellen Rahmens, wonach die vorläufige Prüfung erst nach Eingang der Anmeldung beginnt – mitteilte, dass der Kapazitätsmarkt ihrer Meinung nach
prima facie
mit Art. 107 Abs. 3 Buchst. c AEUV im Licht der Leitlinien vereinbar sei.
Ebenfalls am 17. Juni 2014 übersandte die Kommission dem Vereinigten Königreich eine dritte Reihe von Fragen, die u. a. den Anreizeffekt der geplanten Maßnahme, ihre Angemessenheit und etwaige Ungleichbehandlungen der Kapazitätsanbieter betrafen. Das Vereinigte Königreich beantwortete diese Fragen unmittelbar in der Anmeldung, insbesondere in deren Anhang H, und übersandte im genannten Schreiben vom 27. Juni 2014 eine Zusammenfassung seiner Antworten.
Den Leitlinien (insbesondere den Ziff. 3.9.4, 3.9.5 und 3.9.6) zufolge zählen nämlich die Fragen nach dem Anreizeffekt, der Angemessenheit und des Vorliegens etwaiger Ungleichbehandlungen zu den Gesichtspunkten, die unbedingt im Rahmen der Prüfung der Vereinbarkeit einer Beihilfemaßnahme – wie der streitigen – zugunsten der Deckung des Kapazitätsbedarfs beurteilt werden müssen. Mit anderen Worten war die Kommission im Widerspruch zum Verhaltenskodex und obwohl eine solche nicht bindende und „informell [vorzunehmende] erste Einschätzung“ gemäß Abs. 16 des Verhaltenskodex in Fällen, die wesentliche Neuerungen beinhalten oder besonders komplex sind, nicht vorgesehen war, bereits zu jenem Zeitpunkt, d. h. vor ihrer vorläufigen Prüfung im Sinne der Verordnung Nr. 659/1999, der Auffassung, dass die geplante Maßnahme
prima facie
mit den anwendbaren Vorschriften vereinbar sei, obwohl sie es für erforderlich hielt, gleichzeitig Informationen zu entscheidenden Gesichtspunkten einer solchen Prüfung anzufordern.
Als Zweites führte das Vereinigte Königreich vom 10. Oktober bis zum 24. Dezember 2013 eine nationale öffentliche Konsultation zum geplanten Kapazitätsmarkt durch, die parallel zu den erwähnten Gesprächen zwischen ihm und der Kommission stattfand. Die Konsultation betraf jedoch nicht die Frage der Vereinbarkeit dieser Maßnahme mit den Vorschriften über staatliche Beihilfen. Sie beschränkte sich auf den Hinweis, dass die Durchführung der geplanten Maßnahme zunächst von der Kommission bewilligt werden müsse.
In diesem Zusammenhang kann nicht die Auffassung vertreten werden, wie dies bisweilen vom Vereinigten Königreich und der Kommission in ihrem Vorbringen geltend gemacht wird, dass eine solche nationale Konsultation mit einem Verfahren gleichgesetzt werden könne, in dem die Beteiligten Gelegenheit zur Äußerung erhielten, wie dies der Fall gewesen wäre, wenn die Kommission das förmliche Prüfverfahren eröffnet hätte. Im Rahmen der Verfahren zur Kontrolle staatlicher Beihilfen kann sich nämlich der betroffene Mitgliedstaat, der die Beihilfe gewährt, nicht an die Stelle der Kommission setzen, die als Hüterin der Verträge und im Einklang mit Art. 108 AEUV alle Vorhaben zur Gewährung neuer Beihilfen prüfen muss. Es ist Aufgabe der Kommission und nicht des betroffenen Mitgliedstaats, gegebenenfalls und im Rahmen des hierfür vorgesehenen Verfahrens alle Informationen anzufordern, die sie für die Beurteilung der Vereinbarkeit der Beihilfe benötigt. Ebenso haben die Beteiligten ihre Stellungnahmen der Kommission und nicht dem die Beihilfe gewährenden Mitgliedstaat zu übermitteln, falls sie der Auffassung sind, dass dies erforderlich ist, damit die Kommission in Kenntnis des Sachverhalts über die Vereinbarkeit der Beihilfe entscheiden kann.
Als Drittes ist, auch wenn die Kommission geltend macht, es sei keine Beschwerde erhoben worden (vgl. oben, Rn. 75), der Anmeldung und dem angefochtenen Beschluss zu entnehmen, dass sich drei Arten von Anbietern angesichts der Informationen, die ihnen zum Zeitpunkt ihrer Intervention vorlagen, gegenüber der Kommission unmittelbar und spontan zur Vereinbarkeit der Beihilfe äußern wollten.
So erhielt die Kommission am 30. Mai und am 26. Juni 2014 Stellungnahmen eines Regelreserveanbieters, der die Unvereinbarkeit der Beihilfe mit den Leitlinien geltend machte (vgl. Erwägungsgründe 96 und 97 des angefochtenen Beschlusses).
Am 9. Juni 2014 empfing die Kommission die Stellungnahme der UK Demand Response Association (UKDRA, DSR-Verband des Vereinigten Königreichs), in der ebenfalls geltend gemacht wurde, dass die geplante Maßnahme gegen die Leitlinien verstoße. Die UKDRA bezog sich insbesondere auf die unterschiedlichen Laufzeiten der Verträge von DSR-Anbietern und Erzeugern, den wechselseitigen Ausschluss der Teilnahme an a) Übergangsauktionen und b) dauerhaften Auktionen, die Methode zur Deckung der Kosten des Kapazitätsmarkts und die fehlende Berücksichtigung der Auswirkung von DSR auf die Kosten von Stromübertragung und ‑verteilung. Ferner wies die UKDRA darauf hin, dass seit der vom Vereinigten Königreich durchgeführten nationalen Konsultation wesentliche Änderungen am geplanten Vorhaben vorgenommen worden seien, u. a. um die Erzeugung von Strom aus fossilen Brennstoffen zu fördern (vgl. Erwägungsgründe 101 und 102 des angefochtenen Beschlusses).
Am 25. Juni und am 3. Juli 2014 erhielt die Kommission mehrere Schreiben eines Marktteilnehmers, der bestehende Kraftwerke erworben hatte. Der Marktteilnehmer machte geltend, dass die unterschiedliche Behandlung bestehender und neuer Kraftwerke (u. a. konnten bestehende Kraftwerke – im Gegensatz zu neuen Kraftwerken – nur Verträge mit einer Laufzeit von einem Jahr abschließen) nicht mit Unionsrecht vereinbar sei (vgl. Erwägungsgründe 98 bis 100 des angefochtenen Beschlusses).
Die Stellungnahme des Vereinigten Königreichs zu diesen Äußerungen wurde der Kommission in Anhang I der Anmeldung übermittelt. Das Vereinigte Königreich machte in diesem Zusammenhang geltend, es antworte auf das Vorbringen, das in den zwei „Beschwerden“ vorgetragen worden sei, die die Kommission der dritten Reihe von Fragen am 17. Juni 2014 beigefügt habe, d. h. den „Beschwerden“ vom 30. Mai und vom 9. Juni 2014, sowie das Vorbringen, das in einer „anderen Beschwerde“ vorgetragen worden sei, die der Kommission – dem Vereinigten Königreich zufolge – bald von einem Marktteilnehmer übermittelt werde, der bestehende Kraftwerke erworben habe (vgl. Erwägungsgründe 103 bis 107 des angefochtenen Beschlusses mit der Überschrift „Stellungnahme des Vereinigten Königreichs“). Zudem übermittelte das Vereinigte Königreich in einer an die Kommission gerichteten E‑Mail vom 28. Juni 2014 im Rahmen der Angaben zur Dauer der Verträge, zum Betrieb einer Speicheranlage und zur Kernenergie eine Tabelle, in der die unterschiedliche Behandlung von Kapazitätsanbietern dargestellt war, und es stellte fest, dass „die Anmeldung für jede der Beschwerden zusätzliche Angaben enthält, vor allem in Anhang I“.
Aus alledem ergibt sich, dass die Dauer der Phase der Vorabkontakte erheblich länger war als der Zeitraum von zwei Monaten, den der Verhaltenskodex im Allgemeinen vorsieht.
Darüber hinaus ist festzustellen, dass die geplante Maßnahme nicht nur bereits zu Anfang mehrere Probleme aufwarf, auf die die Kommission im Rahmen der Vorabkontakte aufmerksam machte, sondern auch noch am Ende der Vorabkontakte diese Schwierigkeiten aufwies. Die Kommission befragte das Vereinigte Königreich nämlich nach einer über ein Jahr andauernden Phase der informellen Vorabkontakte zur Funktion von Verbindungsleitungen, zum Stand von DSR und zur unterschiedlichen Behandlung von Erzeugern. Ebenso forderte die Kommission das Vereinigte Königreich am Ende dieses informellen Verfahrens auf, nähere Angaben zu mehreren in den Leitlinien genannten Gesichtspunkten zu machen, welche den Prüfungsrahmen der geplanten Maßnahme darstellten, die in Kraft treten sollte.
Dennoch war die Kommission zu diesem Zeitpunkt des Verfahrens – obwohl sie kurz davor war, mit der vorläufigen Prüfung der Anmeldung zu beginnen, und drei Arten von Anbietern bei ihr interveniert waren, um ihre Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der geplanten Maßnahme mitzuteilen – der Auffassung, dass sie keine Bedenken habe und es folglich nicht erforderlich sei, Stellungnahmen der Beteiligten zu den verschiedenen Entscheidungen des Vereinigten Königreichs in der Anmeldung einzuholen.
Insoweit lassen die Dauer und Umstände der Vorabkontakte, die die Schwierigkeiten belegen, die dadurch entstanden, dass die relevanten Informationen zusammengetragen werden mussten, damit die Kommission die Anmeldung der Beihilferegelung im Hinblick auf die maßgeblichen Bestimmungen des AEU-Vertrags, der Verordnung Nr. 659/1999 und der Leitlinien prüfen konnte, sowie die vielfältigen Stellungnahmen, die von drei verschiedenen Arten von Betreibern zu der Beihilferegelung eingereicht wurden, nicht den Schluss zu, dass die kurze Dauer der vorläufigen Prüfung ein Anhaltspunkt für das Fehlen von Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der Beihilferegelung mit dem Binnenmarkt ist. Vielmehr können diese Umstände ein Anhaltspunkt dafür sein, dass sehr wohl Bedenken bestanden.
Zudem geht aus der Akte nicht hervor, dass die Kommission in dem Monat, in dem die vorläufige Prüfung der Anmeldung durchgeführt wurde, eine besondere Untersuchung des Vorgangs insbesondere im Hinblick auf die Rolle von DSR innerhalb des Kapazitätsmarkts vorgenommen hat. Das einzige Dokument, das die Kommission dem Gericht zu diesem Gesichtspunkt vorgelegt hat, ist die E‑Mail des Vereinigten Königreichs vom 28. Juni 2014 (vgl. oben, Rn. 105). Das Vereinigte Königreich übermittelte mit dieser E‑Mail u. a. eine Darstellung der unterschiedlichen Behandlung von Kapazitätsanbietern in Form einer Tabelle und trug somit Bedenken Rechnung, die hierzu wahrscheinlich von dem Marktteilnehmer geäußert worden waren, der bestehende Kraftwerke erworben hatte. Der angefochtene Beschluss bezieht sich nicht ausdrücklich auf diesen Austausch, und ebenso wenig lässt er den Schluss zu, dass die Kommission nach Erhalt der Tabelle oder anderer Bestandteile der E‑Mail ihren Inhalt im Hinblick auf die Rolle von DSR innerhalb des Kapazitätsmarkts entweder erneut aus der Sicht des Vereinigten Königreichs oder aus der Sicht der Beteiligten prüfte. Jedenfalls sind in der Tabelle nur die Unterschiede zusammengefasst, die innerhalb des in der Anmeldung dargelegten Kapazitätsmarkts zwischen den folgenden drei Arten von Betreibern bestehen: erstens bestehende und instand gesetzte Kraftwerke, zweitens neue Kraftwerke und drittens DSR-Anbieter. Das Dokument enthält keine Gesichtspunkte, die eine eigenständige Würdigung der Kommission im Hinblick auf die in den Leitlinien festgelegten Kriterien belegen (vgl. hierzu unten, Rn. 117 ff.).
Was die Dauer der Gespräche zwischen dem Mitgliedstaat und der Kommission sowie die Umstände des Erlasses des angefochtenen Beschlusses betrifft, so geht aus den vorstehenden Erwägungen hervor, dass die angemeldete Maßnahme erheblich, komplex und neu ist und Anlass zu einer langen Phase der Vorabkontakte gab, in der die Kommission dem Vereinigten Königreich zahlreiche Fragen gestellt hat, um wichtige präzisierte Angaben zu erhalten, insbesondere für die Beurteilung der Maßnahme im Hinblick auf die Leitlinien. Ferner ist den vorstehenden Erwägungen zu entnehmen, dass die Maßnahme von mehreren Marktteilnehmern, die von ihr profitieren sollten, in dreierlei Hinsicht beanstandet wurde.
Zudem geht aus der Akte nicht hervor, dass die Kommission in dieser Situation im Rahmen der vorläufigen Prüfung eine besondere Untersuchung der Angaben des Vereinigten Königreichs im Hinblick auf die Rolle von DSR innerhalb des Kapazitätsmarkts vorgenommen hat.
Angesichts der besonderen Merkmale der fraglichen Beihilferegelung und der Besonderheiten der Phase der Vorabkontakte befand sich die Kommission jedoch nicht in einer Situation, in der sie sich damit zufriedengeben konnte, sich auf die Informationen, die der betroffene Mitgliedstaat übermittelt hatte, zu verlassen, ohne eine eigene Untersuchung vorzunehmen, um die für ihre Würdigung maßgeblichen Informationen zu prüfen und, soweit erforderlich, gegebenenfalls bei anderen Beteiligten anzufordern (vgl. oben, Rn. 69).
Da die Kommission keine Angaben gemacht hat, die eine solche Prüfung belegen, kann davon ausgegangen werden, dass sie sich im vorliegenden Fall darauf beschränkt hat, die Informationen, die vom betreffenden Mitgliedstaat übermittelt wurden, anzufordern und zu übernehmen, ohne hierzu eine eigene Untersuchung durchzuführen.
Wie Tempus zu Recht geltend macht, sind diese Umstände ein Anhaltspunkt, der das Bestehen von Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der angemeldeten Maßnahme mit dem Binnenmarkt beweisen kann.
Folglich ist zu prüfen, ob auch Gesichtspunkte, die sich auf den Inhalt des angefochtenen Beschlusses beziehen, angesichts der Stellungnahme, die Tempus hierzu in der vorliegenden Rechtssache eingereicht hat, darauf hindeuten, dass die Kommission nach der vorläufigen Prüfung der angemeldeten Maßnahme Bedenken hätte haben müssen.
d)

Zu der von der Kommission vorgenommenen Würdigung der Rolle von DSR innerhalb des Kapazitätsmarkts zum Zeitpunkt der vorläufigen Prüfung und unter Berücksichtigung der verfügbaren Informationen
Tempus macht geltend, die Kommission habe die Rolle von DSR innerhalb des Kapazitätsmarkts unzutreffend beurteilt, insbesondere im Hinblick auf die Leitlinien, deren Ziel es sei, DSR zu „ermöglichen“ und zu „fördern“. Tempus bezieht sich auch auf Dokumente der Kommission, in denen darauf hingewiesen werde, dass „die potenzielle Beteiligung von DSR-Akteuren im System“ anerkannt werden müsse, um „hinfällige Investitionen in die Erzeugung“ zu vermeiden. Folglich habe die Kommission, statt sich darauf zu beschränken, der Position des Vereinigten Königreichs zuzustimmen, wonach „die erste Auktion im Dezember 2014 ausschlaggebend ist, um Informationen über DSR und sein Potenzial zu erhalten“ und die Übergangsauktionen ausreichen müssten (vgl. 122. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses), eine angemessene Beurteilung des Potenzials von DSR verlangen oder selbst vornehmen müssen. Diese Analyse hätte eine Reduzierung der seit den ersten T‑4-Auktionen verfügbaren „Erzeugungskapazität“ bewirkt und somit wäre vermieden worden, öffentliche Ressourcen zum Nachteil des Verbrauchers zu verschwenden. Die Teilnahme der DSR-Anbieter an den T‑1-Auktionen könne diese Situation nicht ausgleichen, da für diese Auktionen nur eine geringe Kapazitätsmenge reserviert sei und sich das Vereinigte Königreich verpflichtet habe, „das Kapazitätsvolumen, das bei der ein Jahr im Voraus geplanten Auktion 2017 zu beschaffen ist“ zu reduzieren, falls dies möglich sei. Unter diesen Umständen werde die Erzeugung aus fossilen Brennstoffen von Anfang an durch einen „Riegel“ begünstigt, so dass die Gefahr bestehe, dass die Kapazität, die durch DSR hätte geliefert werden können, jahrelang blockiert werde.
Zudem könnten die anderen Maßnahmen, auf die sich die Kommission in ihrer Klagebeantwortung beziehe, nicht mit Maßnahmen zur Unterstützung von DSR im Rahmen der Beihilferegelung oder mit speziell zur Behebung des Kapazitätsdefizits entwickelten Maßnahmen gleichgesetzt werden. Entgegen dem Vorbringen der Kommission in der Klagebeantwortung sei die Eingangsschwelle von 2 MW, die DSR-Anbieter erreichen müssten, um an Auktionen der dauerhaften Regelung teilnehmen zu können, nicht „niedrig“. Dies gehe aus anderen beispielhaften Systemen hervor, etwa dem Kapazitätsmarkt Pennsylvania Jersey Maryland (PJM) und dem New York Independent System Operator (NYISO), wo die Eingangsschwelle 20‑mal niedriger sei und sich auf 100 kW belaufe.
Die Kommission weist darauf hin, dass DSR für sich genommen nicht ausreiche, um die Gefahr von Kapazitätsengpässen zu beseitigen. Außerdem habe Tempus nicht nachgewiesen, dass die Kommission die potenzielle Rolle von DSR unzutreffend beurteilt habe und deshalb Bedenken hätte haben müssen, die sie zur Eröffnung des förmlichen Prüfverfahrens verpflichtet hätten. Insoweit habe Tempus es versäumt, auf die allgemeinen Maßnahmen zur Unterstützung von DSR hinzuweisen, die das Vereinigte Königreich unabhängig vom Kapazitätsmarkt durchgeführt habe. Ebenso wenig habe Tempus die Eigenschaften des Kapazitätsmarkts berücksichtigt, die eine Begünstigung von DSR zum Ziel hätten, wie die „niedrige Schwelle von 2 MW“, die für eine Teilnahme an den dauerhaften Auktionen erreicht werden müsse, und die Aggregierungsmodalitäten für Anbieter, deren CMU unterhalb der Schwelle lägen. DSR sei von T‑4-Auktionen nicht ausgeschlossen, und DSR-Anbieter könnten für die gleiche Vertragslaufzeit Gebote abgeben wie bestehende Erzeuger. Die Gefahr der „Verriegelung“ von Kapazitäten sei auf ein Minimum beschränkt worden, und ein etwaiges Restrisiko werde durch die positiven Auswirkungen der Stimulierung neuer Investitionen zur Deckung des Kapazitätsbedarfs ausgeglichen.
Das Vereinigte Königreich macht geltend, Tempus werfe ihm vor, nicht mehr zur Unterstützung und Förderung von DSR unternommen zu haben, doch habe Tempus nicht nachgewiesen, dass Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit des Kapazitätsmarkts mit dem Binnenmarkt bestanden hätten. DSR als solches reiche nicht aus, um die Sicherheit der Versorgung zu gewährleisten. Daher sei der Kapazitätsmarkt, auch wenn es wichtig sei, dass DSR-Anbieter vollumfänglich an ihm teilnehmen könnten, nicht mit dem Ziel konzipiert worden, vor allem DSR-Anbieter zu fördern. Die Vergabe von Kapazitätsverträgen an bestehende oder neue Erzeuger sei angesichts der Bedeutung dieser Verträge für das Ziel, die Sicherheit der Versorgung zu gewährleisten, keine Verschwendung von Ressourcen.
1)

Gleichwertigkeit und Vorteile von Stromerzeugung und DSR
Aus der Beantwortung der schriftlichen Fragen des Gerichts vom 5. Mai 2017 geht hervor, dass die Kommission anerkennt, dass sowohl die von den Erzeugern angebotene Kapazität als auch die von den DSR-Anbietern angebotene Kapazität für die Zwecke u. a. der Umsetzung von Rn. 232 Buchst. a der Leitlinien zur Behebung des vom Vereinigten Königreich festgestellten Erzeugungsdefizits beitragen können. Hierzu befragt hat die Kommission nämlich hervorgehoben, dass „grundsätzlich zwei Arten von Kapazitäten in der Lage sind, aufgrund ihrer technischen Eigenschaften dazu beizutragen, dem vom Vereinigten Königreich festgestellten verbleibenden Marktversagen zu begegnen“ (darunter das im 85. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses genannte „missing money“-Problem).
Die Kommission stimmt außerdem Tempus darin zu, dass der Begriff der technischen Gleichwertigkeit nicht bedeutet, dass beide identisch sind.
In ihrer Antwort stellt die Kommission fest:
„Es ist jedoch zu beachten, dass die zwei Arten von Kapazität über jeweils eigene Möglichkeiten und Vorzüge verfügen. Es werden (neue) Produktionskapazitäten (insbesondere erneuerbare Energien) als Grundlage für die Einspeisung von Strom in das Netz benötigt, während der Ausgleich und die Änderung der Nachfrage in Spitzenzeiten durch DSR den Bedarf an Produktionskapazitäten reduzieren können, die nur noch für eine begrenzte Zahl von Stunden im Jahr benötigt würden (und dafür wäre der Bau neuer Produktionskapazitäten somit zu teuer).“
Tempus hat hierzu erklärt:
„DSR hat unter Beweis gestellt, dass es die minimalen Anforderungen an die technische Leistung bei der Bereitstellung von Kapazität übertreffen kann, insbesondere wenn die Gesetzgeber sich die Zeit nehmen, sein Wesen zu erfassen und einen regulatorischen Rahmen zu entwickeln, der DSR bestmöglich unterstützt und fördert. DSR ist nicht das Gleiche wie Stromerzeugung und sollte auch nicht das Gleiche sein. ‚Maßnahmen mit vergleichbarer technischer Leistung‘ bedeutet nicht gleiche Leistungen, sondern nur die technische Möglichkeit, zu gleichen Ergebnissen/Produkten zu kommen … Ein sicheres und verlässliches Energiesystem benötigt diversifizierte Quellen mit unterschiedlichen Vorzügen. Abgesehen davon, dass DSR eine flexible und rentable Kapazitätsquelle ist, führt es zu Kosteneinsparungen, da es die Verteilungs- und Übertragungsinfrastrukturen entlastet und insofern weniger Bedarf besteht, kostspielige Verbesserungen der Infrastrukturen vorzunehmen; DSR erhöht die Zuverlässigkeit des Netzes, fördert die Einbindung und Aufklärung der Verbraucher, steigert die Innovationsfähigkeit und den Wettbewerb auf dem Versorgungsmarkt, erhöht den Wert und die Rentabilität der Produktion fluktuierender erneuerbarer Energien, indem die Versorgungsmodelle aufeinander abgestimmt werden, ohne dass die Produktion durch Rückgriff auf ein mit fossilen Brennstoffen betriebenes Kraftwerk verdoppelt werden muss, und spielt insgesamt eine herausragende und bedeutende Rolle, da es die Sicherheit der Versorgung zu minimalen Kosten für die Verbraucher gewährleistet.“
Nach alledem steht fest, dass sowohl die Stromerzeugung als auch DSR dazu beitragen können, das vom Vereinigten Königreich festgestellte Problem des Erzeugungsdefizits zu beheben, und jeweils spezifische Vorzüge aufweisen. Die Produktionskapazitäten speisen Strom in das Netz ein, während die DSR-Kapazitäten den Ausgleich und die Änderung der Nachfrage in Spitzenzeiten ermöglichen, was zu einer Verringerung des Bedarfs an Produktionskapazitäten führt, da diese nur noch für eine begrenzte Zahl von Stunden im Jahr benötigt würden, wodurch sich der Bau neuer Produktionskapazitäten vermeiden ließe, da sie unter diesen Umständen zu kostspielig wären.
Somit musste die Kommission nach Rn. 232 Buchst. a der Leitlinien sicherstellen, dass die Beihilferegelung so ausgestaltet war, dass DSR ebenso wie die Stromerzeugung an ihr teilnehmen konnte, da die entsprechenden Kapazitäten konkret zur Behebung des Erzeugungsdefizits beitragen konnten.
Insoweit geht insbesondere aus Rn. 226 der Leitlinien hervor, dass sich die Beihilfemaßnahmen an die betreffenden Betreiber richten und für diese angemessene Anreize vorsehen sollten.
Die entscheidende Frage der vorliegenden Rechtssache lautet somit nicht, ob DSR für die Gewährleistung des reibungslosen Funktionierens des Kapazitätsmarkts eine Rolle spielen kann, was eindeutig der Fall ist, und auch nicht, wie die Kommission und das Vereinigte Königreich geltend machen, ob DSR als solches und kurzfristig das Problem des Erzeugungsdefizits beheben kann, was Tempus nicht behauptet. Vielmehr geht es um die Frage, ob die Rolle, die DSR einnehmen kann, im Hinblick auf die in den Leitlinien festgelegten Grundsätze ausreichend geprüft wurde.
Anhand der vorstehenden Erwägungen ist das Vorbringen zu prüfen, mit dem Tempus der Kommission vorwirft, die fragliche Maßnahme nach einer vorläufigen Prüfung von einem Monat bewilligt zu haben, ohne dass sie das förmliche Prüfverfahren eröffnet habe, das vorgesehen sei, damit die Kommission alle Informationen anfordern könne, die sie für die Beurteilung der Vereinbarkeit der Beihilfe benötige, und die Beteiligten Gelegenheit zur Äußerung erhielten.
2)

Positive Rolle von DSR
Im Dokument „Commission Staff Working Document, Generation Adequacy in the internal electricity market – guidance on public interventions“ (SWD[2013] 438 final) der Kommission vom 5. November 2013, welches das Vereinigte Königreich in Rn. 219 der Anmeldung anführt, heißt es: „Bei der Ausgestaltung der Kapazitätsmechanismen sind die spezifischen Merkmale von DSR umfassend zu berücksichtigen und keine Erzeugnisse festzulegen, bei denen davon ausgegangen wird, dass sie durch Neuerzeugung erfüllt werden.“
Vor diesem Hintergrund hat das Vereinigte Königreich in Rn. 220 der Anmeldung festgestellt, dass „DSR das Potenzial hat, zuverlässig Kapazitäten anzubieten und die Sicherheit der Versorgung auf eine rentablere Weise zu gewährleisten“. Ebenfalls in Rn. 220 hat das Vereinigte Königreich DSR als eine für Verbraucher kostengünstigere Alternative zu Investitionen in Produktionskapazitäten dargestellt. Nach Auffassung des Vereinigten Königreichs ist eine stärkere Entwicklung von DSR ein bedeutender Schritt auf dem Weg zu einem wirksameren Strommarkt, bei dem die Teilnehmer besser auf Preissignale reagieren, indem sie die Nachfrage senken, wenn Strom knapp ist und die Strompreise hoch sind, und Strom verbrauchen, wenn die Produktion die Nachfrage übersteigt.
Zudem hat das Vereinigte Königreich in den Rn. 61 und 188 der Anmeldung festgestellt, dass die Teilnahme der DSR-Anbieter am Kapazitätsmarkt nicht nur dem Wettbewerb innerhalb des Kapazitätsmarkts, sondern auch – auf einer übergeordneten Ebene – dem Wettbewerb auf dem Strommarkt zugutekomme.
Ferner hat das Vereinigte Königreich in der Anmeldung darauf hingewiesen, dass der Kapazitätsmarkt umso entbehrlicher werde, je mehr DSR an Bedeutung gewinne. Das Vereinigte Königreich hat nämlich erklärt, dass der Kapazitätsmarkt abgeschafft werde, wenn er nicht mehr notwendig sei, wovon bei einer zunehmenden Entwicklung von DSR ausgegangen werden könne (vgl. S. 7, 8, 45 und 46 der Anmeldung).
Diese Analyse deckt sich im Wesentlichen mit der Analyse, die Tempus in der Klageschrift vornimmt, wonach die DSR-Technologie es den Kunden ermögliche, den Strombedarf zu verschieben, der keinen zeitlichen Zwängen unterliege, und insofern Zeiten der Spitzennachfrage zu entlasten. Auf diese Weise wird ein gewohnheitsmäßiger Verbrauch durch einen optimierten Verbrauch mit hoher Reaktionsgeschwindigkeit ersetzt. Insoweit ist DSR, das eine Reduzierung der Spitzennachfrage bzw. eine Reduzierung der Nachfrage in Zeiten begrenzter Produktion ermöglicht, eine Alternative zur Produktion, insbesondere zu der Art von Produktion, die mit den höchsten Umweltkosten verbunden ist.
Diese sowohl vom Vereinigten Königreich als auch von Tempus getätigten Aussagen unterstreichen das reale Potenzial, das DSR im Kapazitätsmarkt zukommt. Je schneller und präziser die Berücksichtigung dieser Komponente der Kombination von Technologien erfolgt, desto weniger besteht für das Vereinigte Königreich die Notwendigkeit, auf den Kapazitätsmarkt zurückzugreifen, um das Problem des Erzeugungsdefizits zu beheben.
3)

Verfügbare Informationen zum Potenzial von DSR
In Anhang B der Anmeldung mit der Überschrift „UK Checklist against the Commission Staff Working Document on Generation Adequacy in the internal electricity market – guidance on public interventions“ beantwortete das Vereinigte Königreich die Frage, ob „das Potenzial von DSR sowie ein realistischer Zeitpunkt für seine Realisierung bei der Prüfung [des Kapazitätsbedarfs] berücksichtigt wurden“ wie folgt:
„DSR dürfte von einer direkten Teilnahme am Kapazitätsmarkt sowie einer Teilnahme an der Übergangsregelung profitieren. … Jedes Jahr wird National Grid das tatsächlich verfügbare DSR-Volumen prüfen und eine Schätzung des im Lauf des jeweiligen Zeitraums möglicherweise in Erscheinung tretenden potenziellen DSR-Volumens abgeben, und zwar im Rahmen der Prüfung, auf die sich die Entscheidung über die bei den Auktionen zu beschaffende Kapazitätsmenge stützt. In den Vereinigten Staaten konnte DSR auf dem Kapazitätsmarkt PJM in 10 Jahren etwa 15 GW liefern [der Tabelle zufolge wurde diese Zahl im Lieferzeitraum 2015/2016 erreicht]. Die Nachfrage auf dem Kapazitätsmarkt PJM ist allerdings etwa dreimal so hoch wie die Nachfrage auf dem Kapazitätsmarkt des Vereinigten Königreichs. Den Schätzungen von National Grid zufolge könnte DSR 2018/2019 etwa 3 GW liefern. Schätzungen in Bezug auf die Entwicklung von DSR sind sehr ungewiss und schwer zu erhalten. Die Übergangsregelung wird die Entwicklung dieses Sektors jedoch unterstützen und eine stärkere Beteiligung von DSR am wichtigsten Kapazitätsmarkt fördern.“
In Rn. 221 der Anmeldung bezieht sich das Vereinigte Königreich ebenfalls auf die in den Vereinigten Staaten erzielten Ergebnisse und stellt fest, dass „die Daten aus den Vereinigten Staaten gezeigt haben, dass den Kapazitätsmärkten mit zentralen Auktionen die Förderung von DSR außerordentlich gut gelungen ist“. Das Vereinigte Königreich hat der Anmeldung nämlich eine Grafik beigefügt, der zufolge die Kapazität, die DSR im Rahmen der jährlichen Auktionen des Kapazitätsmarkts PJM lieferte, über 5 GW betrug und für die 2015/2016 vergebenen Verträge 15 GW erreichte.
Zudem hat Tempus auf die Frage nach den verschiedenen verfügbaren Informationen zur Bewertung des Potenzials von DSR u. a. auf Berichte verwiesen, die Sustainability First im Auftrag wichtiger Akteure des Strommarkts, darunter National Grid, im September 2012 und Januar 2014 erstellt hat, und hervorgehoben, dass diesen Berichten zufolge 4 GW bis 5 GW der von DSR gelieferten Kapazität bereits heute von Kunden aus dem industriellen Sektor verlagert werden könnten. Weitere von Tempus vorgelegte Daten, die einem Bericht von Element Energy – De Montfort University Leicester mit dem Titel „Demand side response in the non-domestic sector“ vom Juli 2012 entstammen, identifizierten 1,2 GW bis 4,4 GW, die an einem Wintertag mit Spitzennachfrage im Jahr 2012 von Gebäuden verlagert werden konnten, die weder industriellen noch Wohnzwecken dienten. Tempus schließt hieraus, dass DSR-Kapazitäten in Höhe von mindestens – wenn nicht mehr – 5 GW im Rahmen des Kapazitätsmarkts hätten verfügbar sein und berücksichtigt werden können.
Aus dem angefochtenen Beschluss ergibt sich, dass die Kommission zum Zeitpunkt ihrer Entscheidung über die angemeldete Beihilferegelung den Bericht kannte, den der Sachverständigenausschuss (Panel of Technical Experts, PTE) verfasst hatte, nachdem er von den Behörden des Vereinigten Königreichs den Auftrag erhalten hatte, die Empfehlungen von National Grid im Hinblick auf die im Dezember 2014 auf dem Kapazitätsmarkt zu versteigernden Kapazitäten zu prüfen, und der am 30. Juni 2014 vom Ministerium für Energie und Klimaschutz (Department of Energy and Climate Change, DECC) des Vereinigten Königreichs veröffentlicht worden war. Die Kommission zitiert zudem die Schlussfolgerungen des PTE‑Berichts im 120. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses.
Laut diesem Bericht, der die Arbeiten der Sachverständigen seit Februar 2014 darlegt, können mehrere Feststellungen zur geplanten Durchführung der ersten T‑4-Auktion im Dezember 2014 für den Zeitraum 2018/2019 getroffen werden.
Erstens macht der PTE bei der Darlegung seiner Vorgehensweise für die Prüfung der Schätzungen von National Grid in Rn. 19 seines Berichts die folgenden Ausführungen, um u. a. hervorzuheben, wie hilfreich die Erfahrungen anderer Kapazitätsmärkte, insbesondere des PJM-Markts, für die praktische Integration von DSR sind:
„Der Ausschuss hat sich auch auf die Erfahrung seiner Mitglieder auf anderen Märkten mit Kapazitätsmechanismen, wie PJM und Neuengland, sowie seine Erfahrung in anderen wichtigen Bereichen gestützt, in denen der Bedarf an Kapazitäten der Nachfrage Rechnung trägt. Der Ausschuss ist relativ zuversichtlich, da sich das DECC auf die Erfahrung des PJM gestützt hat. Allerdings ist er weiterhin darüber beunruhigt, dass keine Beweise hinsichtlich des potenziellen Beitrags von DSR vorliegen, insbesondere in Bezug auf das Ausmaß, in dem die integrierte Stromerzeugung nach einer gewissen Umrüstung und Aggregierung verfügbar werden könnte, und das Ausmaß, in dem die [kombinierte Erzeugung von Wärme und Strom] das System bei Engpässen mit zusätzlichem Strom beliefern könnte, der über den eigenen Bedarf hinausgeht.“
Zweitens stellt der PTE bei der Prüfung des Beitrags, den DSR zum Kapazitätsmarkt leisten könnte, in den Rn. 96 bis 106 des Berichts fest:
„96.
Wir bevorzugen den Begriff der ‚dezentralen Energieressourcen‘ (DER) im Rahmen der Prüfung des Beitrags, der zur Bewältigung von Situationen erbracht werden kann, in denen die an das Übertragungssystem angeschlossenen Erzeuger den Strombedarf nicht decken können. Wir ziehen diesen Begriff der gängigen Bezeichnung ‚DSR‘ [Demand-Side Response] vor, da Letztere möglicherweise auf der Vorstellung beruht, dass der einzige (oder vorrangige) Beitrag von DSR in einer vorübergehenden Reduzierung der Nachfrage [demand] besteht. Der Begriff ‚DER‘ beinhaltet jedoch – mit Ausnahme des Baus neuer Kraftwerke – das gesamte Spektrum an Instrumenten, die zur notwendigen Behebung von Kapazitätsdefiziten beitragen können. Es müssen dringend mehr Informationen in diesem Bereich zusammengetragen werden, um die künftig zu treffenden Entscheidungen auf eine solide Grundlage stellen zu können, insbesondere da es keine allgemeine Organisation gibt, die die Gesamtheit des Stromversorgungssystems untersucht. Es handelt sich um die folgenden Instrumente: a) direkte Lastkontrolle, b) integrierte Stromerzeugung, c) Notstromerzeugung, d) DSR, e) Energieeffizienz, f) Brennstoffsubstitution (z. B. Gasverbrennung statt Stromverbrauch), g) regelbare Versorgung, h) integriertes DSR-Projekt (z. B. Verwendung der Batterien geparkter Elektrofahrzeuge als Reserveleistung), i) Lastverschiebung, j) intelligente Verbrauchserfassung, k) Leistungsfaktorkorrektur.
97.
Um die Grundlage des Modells beurteilen zu können, ist zu beachten, dass die Liste der Kandidaten, die DSR anbieten könnten, ziemlich lang ist. Außerdem ist zu bedenken, dass zwischen diesen Instrumenten qualitative Unterschiede bestehen.
98.
Beispielsweise kann die Lastverschiebung darin bestehen, dass ein Nutzer, der zu Kühlungszwecken Strom verbraucht, einen Anreiz erhält, für einige Stunden seinen Bedarf zu drosseln und sich zur Schadensvermeidung auf die thermische Trägheit zu verlassen. Ein solcher Nutzer kann durchaus einen Liefervertrag mit einer Laufzeit von (z. B.) zwei Jahren abgeschlossen haben, der jedes Jahr oder alle zwei Jahre neu verhandelt wird; in diesem Fall wird der Nutzer kurzfristigen Auktionssignalen Beachtung schenken.
99.
Zudem kann ein anderes potenzielles Instrument in Betracht gezogen werden, das aus dem Bau einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage oder eines Gebäudeenergiemanagementsystems besteht und dem Ziel der Optimierung von DSR dient. Allerdings hängt die Finanzierung von der Absicherung durch einen langfristigen Kapazitätsvertrag ab. Entscheidend ist der folgende Aspekt: Um das Potenzial von DSR einschätzen zu können, müssen die potenziellen Instrumente ermittelt werden, die wahrscheinlich auf die Signale des Kapazitätsmarkts reagieren werden, und diejenigen, die nicht reagieren werden, weil die Anreize nicht den Bedürfnissen der betreffenden Akteure entsprechen.
100.
Wir stellen fest, dass die Methode, die das DECC verwendet, um festzustellen, in welchem Ausmaß DSR zum Kapazitätsvolumen beigetragen hat, in völligem Einklang mit den Herangehensweisen steht, die in Neuengland und beim PJM verwendet wurden (mit Ausnahme der Auswirkungen auf Verluste). Insoweit ergibt sich die Gelegenheit, die Hypothesen zu bestätigen, indem die Systeme verglichen und voneinander abgegrenzt werden.
101.
In Gesprächen mit dem DECC und N[ational] G[rid] ist uns bewusst geworden, dass das Verständnis von DSR noch nicht so ausgereift ist wie das Verständnis der traditionellen Stromerzeugung. Das ist nicht als Kritik zu verstehen, denn dies ist nicht Aufgabe von N[ational] G[rid], da N[ational] G[rid] von den Betreibern des Verteilernetzes und den zugelassenen Stromlieferanten klar getrennt ist und niemand über ein umfassendes und detailliertes Verständnis nachfragebezogener Daten verfügt und gleichzeitig ein Interesse daran hat, diese Daten zu erheben. Beispielsweise sind die Antworten auf Fragen wie diejenige nach der ‚durchschnittlichen Verfügbarkeit von Kraft-Wärme-Kopplung im Fall von Engpässen‘ nicht bekannt, obwohl die jährlichen Durchschnittswerte vorliegen.
102.
Aus all diesen Gründen verstehen wir vollkommen, dass N[ational] G[rid] nicht in der Lage war, DSR so gründlich und differenziert zu prüfen, wie dies bisher bei einem großen Teil seiner anderen Tätigkeiten der Fall war. Dennoch sollte dringend ein systematisches Verfahren eingeführt werden, mit dem sich gewährleisten lässt, dass DSR-Ressourcen nicht verschwendet werden und die Behebung des Defizits, das aus einer schlechten Nutzung dieser Ressourcen resultiert, nicht durch neue Produktionskapazitäten erfolgt.
…
104.
Obwohl der Ausschuss nicht behauptet, alle Ressourcen zu kennen, die potenziell durch DSR verfügbar wären, ist er der Auffassung, dass die Struktur in ihrer jetzigen Ausgestaltung auf relativ moderaten Annahmen hinsichtlich der potenziell verfügbaren Kapazität beruhen sollte. Insoweit ist zu beachten, dass der Kapazitätsmechanismus für einige Verhaltensweisen, Methoden und Technologien besser geeignet ist als für andere.
105.
Auch wenn die internationalen Erfahrungen im Bereich DER, insbesondere in den Vereinigten Staaten, zu denen der Ausschuss Informationen verbreitet hat, darauf hindeuten, dass DER potenziell einen erheblichen und sinnvollen Beitrag zu Kapazitätsmärkten liefern können (was zu einem reduzierten Bedarf an zusätzlichen Produktionskapazitäten geführt hat), müssen die Erwartungen im Rahmen der aktuellen für das Vereinigte Königreich konzipierten Struktur moderater sein. Als zusätzliche Begründung für die moderaten Erwartungen weisen wir z. B. darauf hin, dass traditionelle Erzeuger Einnahmen erzielen, die mit der Benutzung des Übertragungsnetzes innerhalb des Kapazitätsmechanismus verbunden sind, während dezentrale Erzeuger weniger Anreize haben könnten als traditionelle Erzeuger, wenn sie nicht gleichzeitig Zugang zu den mit der Triadenvermeidung verbundenen Vorteilen und den Einnahmen aus dem Kapazitätsmechanismus haben.
106.
Auf der Grundlage unserer Auslegung des geplanten Kapazitätsmarkts für DER sind wir der Auffassung, dass die Nutzung des Potenzials, das in anderen Märkten, die Kapazitätsauktionen durchführen, u. a. in den Vereinigten Staaten, nachgewiesen wurde, begrenzt sein wird und ein Verständnis dieses Umstands viel genauere Kenntnisse des Spektrums an verfügbaren DSR‑Instrumenten voraussetzt. Die wichtigste Schlussfolgerung für die Modellierung lautet: Die Auswirkung auf das angenommene Ausmaß der Nachfrage in Spitzenzeiten, das den Hauptfaktor für die Ermittlung des zu beschaffenden Kapazitätsvolumens darstellt, ist nicht so anfechtbar, wie man erwarten könnte.“
Ebenso wie Tempus im Rahmen ihrer Klage betont diese Analyse die dringende Notwendigkeit, angemessene Anreize zu definieren, damit DSR unter Berücksichtigung seines gesamten Potenzials wirksam am Kapazitätsmarkt teilnehmen kann. Mit einer solchen Analyse ließe sich vermeiden, dass die vom Kapazitätsmarkt festgelegten Modalitäten zu einer „Verschwendung“ des DSR-Potenzials und seiner Ersetzung durch neue Produktionskapazitäten führen. Insoweit bedauert der PTE, dass es derzeit keine Organisation gebe, die in der Lage sei, die Daten zu erheben, die benötigt würden, um Informationen zum Potenzial von DSR in seinen verschiedenen Facetten zu verstehen und zu sammeln, obwohl einige Informationen bereits verfügbar seien.
Zwar kritisiert der PTE in dieser Hinsicht National Grid und das Ministerium für Energie und Klimaschutz des Vereinigten Königreichs, doch kann man davon ausgehen, dass die Kommission im Rahmen eines förmlichen Prüfverfahrens über genügend Möglichkeiten verfügt, um die Informationen anzufordern und zu erhalten, die für die Beurteilung des Sachverhalts relevant sind, um u. a. den etwaigen Bedarf sowie gegebenenfalls das Ausmaß an Anreizen festzulegen, die erforderlich sind, um das tatsächliche Potenzial von DSR auszuschöpfen und das im Vereinigten Königreich festgestellte Erzeugungsdefizit zu beheben.
Drittens macht der PTE im Rahmen seiner Schlussfolgerungen und Empfehlungen in Rn. 6 Buchst. c und in den Rn. 119 und 132 seines Berichts zur Untermauerung seiner Besorgnis in Bezug auf die fehlenden Informationen und das unzureichende Verständnis von DSR im Vereinigten Königreich die folgenden Ausführungen:
„Der Ausschuss hat seine Befürchtungen im Hinblick auf das Fehlen von Informationen und Kenntnissen zur Reduzierung der Nachfrage (DSR) zum Ausdruck gebracht. Er bevorzugt den Begriff der ‚dezentralen Energieressourcen‘ (DER), der das komplette Spektrum der Beiträge erfasst, die von anderen Quellen als traditionellen Erzeugern stammen können, während der Begriff ‚DSR‘ die Berücksichtigung der Nachfrage auf eine bloße Nachfragesenkung und integrierte Stromerzeugung zu reduzieren scheint. Der Ausschuss hält es für wichtig, dass innerhalb von DECC und N[ational] G[rid] solide Kenntnisse im Bereich von DER aufgebaut werden, und er hat ein Programm zur weiteren Erforschung dieses Bereichs empfohlen, damit das Potenzial von DER künftig genutzt werden kann.
… Das allgemeine Szenario und der modellbasierte Ansatz von NG sind grundsätzlich korrekt und NG hat versucht, die Beweise und die Auffassungen der Beteiligten zu berücksichtigen. Der Ausschuss ist jedoch einhellig der Auffassung, dass NG dazu tendiert hat, mehrere wichtige Annahmen, insbesondere in Bezug auf Energieströme von Verbindungsleitungen, zu konservativ zu beurteilen, und das zu beschaffende Kapazitätsvolumen überbewertet hat, da die Energieströme von Verbindungsleitungen (und die meteorologischen Bedingungen) als Variablen betrachtet wurden und die Verbindungskapazitäten nicht unter Zugrundelegung ihrer geschätzten wahrscheinlichen Verfügbarkeit einbezogen wurden (wie im Fall eines Kraftwerks). Wenn sich dagegen die zu erwartenden Energieströme von Verbindungsleitungen auf 2,25 GW (beschrieben als zu 75 % aus Importen stammend) belaufen, führt dies zu einer Reduzierung des zu beschaffenden Kapazitätsvolumens, und mit Hilfe moderater zusätzlicher Bemühungen zugunsten der Nutzung von DSR und der beschleunigten Einrichtung von Verbindungskapazitäten sowie in der Annahme, dass das von Kohlekraftwerken stammende Angebot im Rahmen der Auktion steigen wird, könnte dieser Betrag ausreichen, um neue CCGT [Combined Cycle Gas Turbines, kombinierte Gasturbinen-Dampfturbinen-Anlagen] zu vermeiden.
… Empfehlung 9: … Ein Forschungsprogramm zum Potenzial von DER ist baldmöglichst einzurichten, um hilfreiche Informationen für künftige Auktionen zusammenzutragen; der Fokus sollte vor allem auf den Instrumenten liegen, die im vorliegenden Bericht genannt sind und eine Senkung der Nachfrage in Spitzenzeiten ermöglichen.“
In diesem Stadium der Prüfung durch das Gericht ist festzustellen, dass die Kommission zum Zeitpunkt ihrer vorläufigen Prüfung in der Lage war, Gesichtspunkte zu analysieren, die nicht nur eine Vorstellung der aktuellen Rolle von DSR, einer von den Behörden des Vereinigten Königreichs für zuverlässig und rentabel erachteten Technologie, deren Nutzen und Effizienz bereits durch die amerikanischen Beispiele nachgewiesen war, sondern auch eine Vorstellung des tatsächlichen Potenzials von DSR vermittelten, wie es u. a. aus einer Schätzung von National Grid hervorgeht, die das Vereinigte Königreich in der Anmeldung anführt und wonach DSR im Zeitraum 2018/2019 Kapazitäten in Höhe von etwa 3 GW liefern könne.
Ebenso waren der Kommission die vom PTE benannten Schwierigkeiten bei der Berücksichtigung des Potenzials von DSR im Rahmen des Kapazitätsmarkts bekannt. Wie im Fall der Berücksichtigung des Potenzials von Verbindungsleitungen, den die Kommission aufgrund der vom PTE festgestellten Probleme im 124. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses als „schwerwiegend“ eingestuft hat, und wie oben aus den Rn. 141 bis 145 hervorgeht, bestand die Gefahr, dass der geplante Kapazitätsmarkt das Potenzial von DSR oder – in einem weiteren Sinne – das gesamte Potenzial, das zu einer Verringerung des Bedarfs an Produktionskapazitäten zur Beseitigung des Erzeugungsdefizits beitragen kann, nicht ausreichend berücksichtigt.
Gemäß Rn. 224 der Leitlinien ist die Bewertung der Auswirkungen einer Marktteilnahme von DSR-Anbietern eines der Elemente der Prüfung, die die Kommission bei der Beurteilung der Erforderlichkeit einer staatlichen Maßnahme vornehmen muss.
Insoweit geht jedoch aus dem angefochtenen Beschluss hervor, dass die Kommission es für die Beurteilung der tatsächlichen Berücksichtigung von DSR – und die Beendigung einer Situation, in der sie Zweifel an der Vereinbarkeit der Beihilferegelung mit dem Binnenmarkt haben könnte – für ausreichend hielt, die hierzu vom Vereinigten Königreich vorgesehenen Modalitäten anzuerkennen.
Laut den Ausführungen der Kommission im 122. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses im Rahmen ihrer Beurteilung der Vereinbarkeit der Beihilfe und der Notwendigkeit einer staatlichen Maßnahme und in Bezug auf den Beitrag von DSR reichen nämlich die folgenden Feststellungen:
–
„das Vereinigte Königreich hat geltend gemacht, dass die erste Auktion im Dezember 2014 entscheidend sei, um Informationen zu DSR und seinem Potenzial zu erhalten“ und hat „erklärt, dass es die Informationen, die sich aus der ersten T‑4-Auktion ergeben, untersuchen werde und sicherstellen werde, dass die Nachfragekurven angemessen angepasst würden, was im Verfahren Future Energy Scenario der National Grid für die Berichte zur Stromkapazität im Hinblick auf künftige Verfahren berücksichtigt werde“;
–
„als Reaktion auf den PTE‑Bericht hat National Grid ein gemeinsames Projekt mit der Energy Networks Association [Verband der Energienetzbetreiber] (einschließlich Distribution Network Operators [Verteilernetzbetreiber]) vorgeschlagen“;
–
„ferner hat das Vereinigte Königreich Vorschriften zu den Übergangsauktionen erarbeitet, um das Wachstum des DSR-Sektors von 2015 bis 2016 und ein Pilotprojekt mit einem Budget von 20 Mio. GBP im Bereich der Energieeffizienz [Electricity Demand Reduction pilot] zu fördern“.
Die Kommission hat außerdem im 128. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses festgestellt, dass sie, selbst wenn die Beihilferegelung „dazu führen [kann], dass die Erzeugung von Strom durch fossile Brennstoffe gefördert wird“, feststellen könne, dass die jährliche Evaluierung der Angemessenheit der Kapazitäten alle Arten von Anbietern berücksichtige, einschließlich DSR-Anbietern (vgl. auch Erwägungsgründe 134 und 149 des angefochtenen Beschlusses in anderen Stadien der Analyse). Im 129. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses stellt die Kommission fest, die Maßnahme sei „technologieneutral“ und führe daher nicht zu einer Stärkung der Stellung von Stromerzeugern, die fossile Brennstoffe verwendeten.
Berücksichtigt man die verfügbaren und genannten Informationen sowie die Informationen, die der Kommission bei Anwendung der ihr nach der Verordnung Nr. 659/1999 zur Verfügung stehenden Mittel zugänglich gewesen wären, und die Bedeutung der Rolle, die DSR in einem Kapazitätsmarkt einnehmen könnte, im Hinblick auf die bestmögliche Definition der Notwendigkeit einer staatlichen Maßnahme und die Begrenzung der Beihilfe für die Erzeugung von Strom durch fossile Brennstoffe auf einen angemessenen Betrag, ermöglichen diese Würdigungen der Kommission nicht, sich über die Zweifel hinwegzusetzen, die sich aus den Informationen ergaben, die sie bereits besaß oder die sie zum Zeitpunkt des Erlasses des angefochtenen Beschlusses hätte besitzen können.
Wie insbesondere aus Rn. 226 und Rn. 232 Buchst. a der Leitlinien hervorgeht, wonach die Beihilfemaßnahmen offen ausgestaltet sein sollten und „sich sowohl an etablierte als auch künftige Erzeuger sowie an Betreiber, die substituierbare Technologien (z. B. Laststeuerung …) einsetzen, richten und für diese angemessene Anreize vorsehen“ sollten und „[d]ie Maßnahme … so ausgestaltet werden [sollte], dass alle Kapazitäten, die konkret zur Behebung des Erzeugungsdefizits beitragen können, an der Maßnahme teilnehmen können“, ist es von besonderer Bedeutung, dass die Kommission allen Lösungsangeboten – mit ihren jeweils spezifischen Vor- und Nachteilen – die tatsächliche und wirksame Teilnahme am fraglichen Kapazitätsmarkt ermöglicht, damit das Erzeugungsdefizit behoben werden kann.
Im vorliegenden Fall konnte sich die Kommission – entgegen ihren Ausführungen im angefochtenen Beschluss – angesichts der verfügbaren Informationen und der Rolle von DSR nicht mit dem „offenen Charakter“ der Maßnahme begnügen und daraus auf ihre technologische Neutralität schließen, ohne die tatsächliche und wirksame Berücksichtigung von DSR im Kapazitätsmarkt genauer zu prüfen.
Zwar geht nämlich aus dem angefochtenen Beschluss hervor, dass die Kommission die Gesichtspunkte, die das Vereinigte Königreich zur Berücksichtigung der Produktionskapazität im Rahmen des Kapazitätsmarkts vorgetragen hatte, und die – u. a. wegen der vom PTE in seinem Bericht ausgedrückten Besorgnis – anschließend zur Berücksichtigung der Verbindungskapazität übermittelten Informationen geprüft hat, doch lässt keiner der im angefochtenen Beschluss genannten Gesichtspunkte den Schluss zu, dass die Kommission eine eigene Prüfung im Hinblick auf die tatsächliche Berücksichtigung von DSR, dessen Potenzial anerkannt und von Nutzen war, im Rahmen des Kapazitätsmarkts durchgeführt hat. Beispielsweise bezieht sich der angefochtene Beschluss an keiner Stelle auf die von National Grid vorgenommene Schätzung von 3 GW. Indem die Kommission die potenzielle Rolle von DSR und die durch DSR im Kapazitätsmarkt potenziell bereitgestellte Kapazität nicht geprüft hat, hat sie die vom Vereinigten Königreich vorgetragenen Informationen und Annahmen anerkannt (vgl. oben, Rn. 149 bis 151), obwohl sie sich auf die zu versteigernde Kapazitätsmenge und den Betrag der für den Kapazitätsmarkt benötigten Beihilfe auswirken.
Was insoweit das Ergebnis der ersten T‑4-Auktion im Dezember 2014 betrifft, besteht die – u. a. im PTE‑Bericht genannte – Gefahr, dass der Produktionskapazität eine wichtigere Rolle zugeschrieben wird, als erforderlich wäre, da diese Auktion unter Berücksichtigung von Modalitäten durchgeführt wurde, die dem Potenzial von DSR nicht ausreichend Rechnung zu tragen scheinen. Somit kann nicht ausgeschlossen werden, dass die Bedingungen für die Teilnahme von DSR-Anbietern anders ausgefallen wären, wenn die Kommission das Potenzial von DSR selbst geprüft hätte, u. a. um die Modalitäten einer Berücksichtigung der Schätzungen von National Grid oder anderer Quellen oder die Gründe für den Erfolg der amerikanischen Beispiele zu untersuchen.
Was die T‑1-Auktionen betrifft, ist zudem festzustellen, dass nach den Erwägungsgründen 45 bis 47 des angefochtenen Beschlusses auf der Grundlage einer Schätzung der „rentablen“ DSR-Kapazität, die an den T‑1-Auktionen teilnehmen könnte, eine bestimmte Kapazitätsmenge von den T‑4-Auktionen systematisch zurückbehalten und für die T‑1-Auktionen „reserviert“ wird. Geht die Nachfrage zwischen den T‑4-Auktionen und den T‑1-Auktionen zurück, wird die Kapazitätsmenge reduziert. Wie jedoch bereits in der mündlichen Verhandlung bestätigt wurde, geht aus diesen Erwägungsgründen hervor, dass die Regierung des Vereinigten Königreichs verpflichtet ist, mindestens 50 % der „reservierten“ Kapazität in den T‑1-Auktionen zu versteigern, wobei sie sich die Möglichkeit vorbehält, dieser Verpflichtung nicht nachzukommen, wenn sich DSR als „langfristig nicht rentabel“ erweist oder der DSR-Sektor als genügend ausgereift erachtet wird. Regulation 10 („Entscheidung über die Durchführung einer Auktion“) der Electricity Capacity Regulations 2014 sieht z. B. in Abs. 3 vor, dass der zuständige Minister beschließen kann, dass eine T‑1-Auktion nicht durchgeführt wird, wenn den Prognosen zufolge kein DSR-Anbieter ein Angebot für eine solche Auktion einreichen würde. Da die T‑1-Auktionen somit u. a. davon abhingen, dass die DSR-Kapazität als „rentabel“ und bereit für eine Teilnahme an der Auktion eingeschätzt wurde, war es notwendig, dass die Kommission die potenzielle DSR-Kapazität und ihre Evaluierung im angefochtenen Beschluss prüfte.
Unter diesen Umständen sind die Gesichtspunkte, die zum Potenzial von DSR verfügbar sind, insbesondere angesichts der bedeutenden Rolle, die diese Technologie im Kapazitätsmarkt einnehmen könnte, geeignet, einen Anhaltspunkt für das Bestehen von Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der Regelung mit dem Binnenmarkt darzustellen, und dem angefochtenen Beschluss ist nicht zu entnehmen, dass diese Bedenken nach der vorläufigen Prüfung der Kommission aufgelöst wurden.
e)

Zum Vorwurf der Ungleichbehandlung bzw. Benachteiligung von DSR innerhalb des Kapazitätsmarkts
Tempus macht im Wesentlichen geltend, dass die Beurteilung der fraglichen Maßnahme Anlass zu Bedenken hinsichtlich ihrer Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt hätte geben müssen, da gegen die Grundsätze der Gleichbehandlung, des Vertrauensschutzes und der Verhältnismäßigkeit verstoßen worden sei und u. a. DSR-Anbieter benachteiligt worden seien. Tempus rügt insbesondere die Behandlung von DSR-Anbietern im Hinblick auf die Laufzeit der Kapazitätsverträge, die Methode zur Deckung der Kosten des Kapazitätsmarkts, die Bedingungen der Teilnahme am Kapazitätsmarkt sowie das Fehlen einer zusätzlichen Vergütung von DSR-Anbietern im Fall der Begrenzung von Übertragungs- und Verteilungsverlusten.
1)

Zur Laufzeit der Kapazitätsverträge
Tempus macht im Wesentlichen geltend, die Kommission habe insoweit Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme mit dem Binnenmarkt haben müssen, als die Maßnahme die Möglichkeit, Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr abzuschließen, Erzeugern vorbehalten habe, deren Kapitalausgaben eine bestimmte Schwelle überschritten, was einen Verstoß gegen den Grundsatz der Gleichbehandlung zu Ungunsten der DSR-Anbieter darstelle. Diese Ungleichbehandlung sei nicht mit dem Ziel der technologischen Neutralität der fraglichen Maßnahme vereinbar, verschaffe den Erzeugern einen Wettbewerbsvorteil und führe zur Abriegelung eines Großteils der Nachfrage, was durch DSR hätte verhindert werden können.
Die Ungleichbehandlung sei nicht durch die höheren Investitionskosten der Erzeuger im Zusammenhang mit der Sanierung eines bestehenden Kraftwerks oder dem Bau neuer Kraftwerke gerechtfertigt. Die DSR-Anbieter und ihre Kunden hätten nämlich ebenfalls Investitionskosten. Zudem verlangten die Kunden der DSR-Anbieter eine Garantie über die in den nächsten Jahren zu erzielenden Einnahmen, bevor sie Investitionen tätigten. Dem Vereinigten Königreich seien Informationen übermittelt worden, und daher könne es sich in der Anmeldung nicht auf die Behauptung beschränken, der DSR-Sektor habe keinen „quantitativen“ Beweis dafür erbracht, dass für eine Auktionsteilnahme von DSR-Anbietern längerfristige Verträge erforderlich seien.
Die Kommission erwidert, sie habe die fragliche Maßnahme pflichtgemäß hinsichtlich der Behandlung von DSR-Anbietern im Vergleich zu anderen Kapazitätsanbietern geprüft und festgestellt, dass die Maßnahme ihnen angesichts ihrer spezifischen Merkmale den Wettbewerb ermögliche. Die unterschiedliche Laufzeit der angebotenen Verträge sei durch das zentrale Ziel der fraglichen Maßnahme gerechtfertigt, das nämlich darin bestehe, zu gewährleisten, dass künftig ausreichend Kapazitäten verfügbar seien, einschließlich durch Förderung von Investitionen in neue Kraftwerke. DSR-Anbietern könnten keine Vertragslaufzeiten von mehr als einem Jahr gewährt werden, da sie nicht den gleichen Finanzierungsbedarf wie Erzeuger hätten, die ein bestehendes Kraftwerk sanierten oder ein neues Kraftwerk errichteten. Im Lauf des Verwaltungsverfahrens hätten weder Tempus noch UKDRA substantiierte Argumente vorgetragen, aus denen sich ergebe, dass DSR-Anbieter einen Investitionsbedarf hätten, der mit den Projekten zur Sanierung und Neuerrichtung von Kraftwerken vergleichbar sei, und sie hätten hierzu auch keinerlei quantitative Nachweise erbracht.
In Beantwortung der schriftlichen Fragen des Gerichts erklärt die Kommission, sanierungsbedürftige Kraftwerke und neu zu errichtende Kraftwerke würden, wenn sie nur Vertragsangebote über Laufzeiten von einem Jahr erhielten, angesichts der Höhe ihrer Investitionskosten wahrscheinlich überhaupt nicht an den Auktionen teilnehmen oder von ihnen ausgeschlossen, da ihr Gebot oberhalb der Preisgrenze liegen würde; falls es ihnen dennoch gelänge, ein Gebot einzureichen, werde dieses wahrscheinlich einen sehr hohen Preis haben und den Schlusspreis der Auktion darstellen. Dies wäre nicht nur mit außerordentlichen Vorteilen für die bestehenden Erzeuger und die DSR-Anbieter verbunden, sondern auch mit erhöhten Kosten für alle Endkunden und somit einer unverhältnismäßigen Höhe der Beihilfe.
Nach ständiger Rechtsprechung besagt der allgemeine Grundsatz der Gleichbehandlung als allgemeiner Grundsatz des Unionsrechts, dass vergleichbare Sachverhalte nicht unterschiedlich und unterschiedliche Sachverhalte nicht gleich behandelt werden dürfen, es sei denn, dass eine solche Behandlung objektiv gerechtfertigt ist. Die Vergleichbarkeit verschiedener Sachverhalte ist in Anbetracht aller Merkmale zu beurteilen, die sie kennzeichnen. Diese Merkmale sind u. a. im Licht des Gegenstands und des Ziels der Unionsmaßnahme, die die fragliche Unterscheidung einführt, zu bestimmen und zu beurteilen. Außerdem sind die Grundsätze und Ziele des Regelungsbereichs zu berücksichtigen, dem die in Rede stehende Maßnahme unterfällt (vgl. Urteil vom 12. Dezember 2014, Banco Privado Português und Massa Insolvente do Banco Privado Português/Kommission,
T‑487/11
,
EU:T:2014:1077
, Rn.
und die dort angeführte Rechtsprechung).
In der vorliegenden Rechtssache ist vorab festzustellen, dass die fragliche Maßnahme DSR-Anbietern keine Möglichkeit eröffnet, Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr abzuschließen.
Dem angefochtenen Beschluss zufolge sind nur Kapazitätsanbieter mit Kapitalkosten über 125 GBP je kW (sanierungsbedürftige Kraftwerke) für Verträge mit einer maximalen Laufzeit von bis zu drei Jahren qualifiziert, und nur Kapazitätsanbieter mit Kapitalkosten über 250 GBP je kW (neue Kraftwerke) sind für Verträge mit einer maximalen Laufzeit von bis zu 15 Jahren qualifiziert (57. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Obwohl jedoch im 57. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses der technologieneutrale Begriff „Kapazitätsanbieter“ verwendet wird, geht aus der Anmeldung und Regulation 2(1) in Verbindung mit den Regulations 4, 5 und 11(3) der Electricity Capacity Regulations 2014 hervor, dass Kapazitätsverträge mit einer maximalen Laufzeit von drei und 15 Jahren ausdrücklich und ausschließlich den Erzeuger-CMU vorbehalten sind, deren Kapitalkosten die vom Minister festgelegten Schwellenwerte überschreiten, und DSR-CMU ausgeschlossen sind.
Folglich sind zum einen DSR-Anbieter nicht für Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von bis zu drei oder 15 Jahren qualifiziert, selbst wenn sie nachweisen, dass ihre Kapitalkosten die Schwellenwerte überschreiten, die in der fraglichen Maßnahme für Erzeuger-CMU festgelegt sind. Zum anderen enthält die fragliche Maßnahme keinen eigenständigen Schwellenwert für Kapitalausgaben von DSR-CMU, der diesen Anbietern die Möglichkeit eröffnen würde, Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr abzuschließen.
Im angefochtenen Beschluss hat die Kommission den Standpunkt des Vereinigten Königreichs bestätigt, wonach es angemessen sei, Erzeuger-CMU, deren Kapitalausgaben einen bestimmten, vom Minister festgelegten Schwellenwert überschritten, Kapazitätsverträge mit einer maximalen Laufzeit von bis zu drei oder 15 Jahren anzubieten, und gerechtfertigt sei, DSR-CMU nur Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von einem Jahr anzubieten (Erwägungsgründe 106, 129 und 145 des angefochtenen Beschlusses). Sie war der Auffassung, dass DSR-Anbieter geringere Kapitalkosten hätten als Erzeuger, die Kraftwerke errichteten oder sanierten. Auf dieser Grundlage hat die Kommission anerkannt, dass neue oder zu sanierende Produktionskapazitäten, die erhöhte Investitionskosten implizierten, für längere Kapazitätsverträge qualifiziert seien, damit die Betreiber die notwendigen Finanzmittel auftreiben könnten, und sie war der Auffassung, dass DSR-Anbieter gegenüber Betreibern von sanierungsbedürftigen oder neuen Kraftwerken nicht dadurch benachteiligt würden, dass ihnen Kapazitätsverträge mit kürzerer Laufzeit angeboten würden. Insofern kam sie zu dem Schluss, dass die fragliche Maßnahme technologieneutral sei und nicht dazu führe, dass die Stellung der fossile Brennstoffe verwendenden Stromerzeuger gestärkt werde.
Somit ist zu prüfen, ob die Kommission akzeptieren konnte, dass DSR-Anbieter anders als Stromerzeuger behandelt werden, ohne das förmliche Prüfverfahren zu eröffnen, oder ob der Umstand, dass DSR-Anbieter keine Möglichkeit haben, Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr abzuschließen, bei der Kommission Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme mit dem Binnenmarkt hätte hervorrufen müssen.
Insoweit ist als Erstes festzustellen, dass die fragliche Maßnahme gemäß den Bestimmungen in Rn. 226 der Leitlinien technologieneutral sein soll.
Insoweit geht aus dem angefochtenen Beschluss hervor, dass die fragliche Maßnahme die Stromversorgung im Vereinigten Königreich sicherstellen soll (Erwägungsgründe 4 und 126 des angefochtenen Beschlusses).
Im Einzelnen ist der Anmeldung zu entnehmen, dass das Hauptziel der fraglichen Maßnahme darin besteht, auf dem Strommarkt im Vereinigten Königreich die Lieferung einer zuverlässigen und angemessenen Kapazität zu Minimalkosten für die Verbraucher dergestalt zu ermöglichen, dass unbeabsichtigte Folgen und unerwartete Risiken minimiert werden und die Realisierung der übergeordneten Ziele der Regierung gefördert wird, nämlich Dekarbonisierung des Strommarkts, Entwicklung einer flexibleren Nachfrage und verstärkte Integration des Energiebinnenmarkts (Rn. 139 der Anmeldung). Um das Ziel der Sicherstellung der Stromversorgung im Vereinigten Königreich zu erreichen, soll die fragliche Maßnahme der Anmeldung zufolge Anreize setzen, damit ausreichende Investitionen in Produktionskapazitäten und andere Kapazitäten getätigt werden, einschließlich einer besonderen Förderung nachfrageseitiger Lösungen (Rn. 140 der Anmeldung). Diese Ziele entsprechen den Zielen, die in den Rn. 216 bis 221 der Leitlinien als legitime Ziele für Beihilfen zur Gewährleistung einer angemessenen Stromerzeugung genannt sind.
Wie jedoch bereits oben in Rn. 121 dargelegt wurde und wie die Kommission in ihrer Beantwortung der schriftlichen Fragen des Gerichts vom 5. Mai 2017 ausdrücklich anerkannt hat, ist zwischen den Parteien in Bezug auf das Hauptziel der Gewährleistung der Stromversorgung unstreitig, dass sowohl die von den Erzeugern angebotene Kapazität als auch die von den DSR-Anbietern angebotene Kapazität grundsätzlich zur Behebung des Erzeugungsdefizits beitragen können.
Ebenso ist zum abgeleiteten Ziel des Anschiebens ausreichender Investitionen in neue Kapazitäten festzustellen, dass das Ziel der fraglichen Maßnahme ausdrücklich sowohl auf Produktionskapazitäten als auch auf andere Kapazitäten – wie DSR – gerichtet ist. Zudem betont die Anmeldung ausdrücklich in Rn. 355, dass der Kapazitätsmarkt nicht darauf gerichtet ist, im Voraus – je nach Technologieart – festgelegte Kapazitätsvolumen zu erreichen. Vielmehr überlässt die fragliche Maßnahme dem Markt die Entscheidung darüber, welche Menge für jede Kapazitätsart (neue Produktionskapazitäten, sanierungsbedürftige Produktionskapazitäten, bestehende Produktionskapazitäten, bestehende DSR-Kapazitäten, nicht bestätigte DSR-Kapazitäten) optimal ist, damit das vom Vereinigten Königreich festgelegte Niveau der Versorgungssicherheit erreicht wird.
Folglich ist davon auszugehen, dass sich die DSR-Anbieter im Hinblick auf die mit der fraglichen Maßnahme verfolgten technologieneutralen Ziele der Sicherstellung der Stromversorgung in der gleichen Lage wie die Erzeuger befinden. Dies gilt umso mehr, als die Leitlinien vorsehen, dass sich Beihilfemaßnahmen zur Einrichtung eines Kapazitätsmarkts sowohl an etablierte als auch künftige Erzeuger sowie an Betreiber, die substituierbare Technologien (z. B. Laststeuerung oder Speicherlösungen) einsetzen, richten und für diese angemessene Anreize vorsehen (Rn. 226 der Leitlinien). Folglich musste die Kommission prüfen, ob der Kapazitätsmarkt trotz des Umstands, dass Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr auf Produktionskapazitäten beschränkt waren, technologieneutral sein konnte und der Wettbewerb zwischen Erzeugern und DSR-Anbietern dadurch nicht verfälscht wurde.
Als Zweites ist dem angefochtenen Beschluss zufolge der Umstand, dass Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr bestimmten Kapazitätslieferanten angeboten werden, durch deren erhöhte Kapitalkosten und Finanzierungsschwierigkeiten gerechtfertigt.
Insoweit heißt es im angefochtenen Beschluss, es sei gerechtfertigt, dass neuen Marktteilnehmern Kapazitätsverträge mit längerer Laufzeit angeboten würden, da der Markteintritt neuer Wettbewerber gefördert werden solle. Indem neuen Marktteilnehmern Verträge mit längerer Laufzeit gewährt würden, hätten diese die Möglichkeit, ihre Investitionen kostengünstiger zu finanzieren. Dadurch werde die Eintrittsschwelle für unabhängige Unternehmen gesenkt, da diese ihre Investitionen in neue Kapazitäten nicht mit Einkünften aus anderen Kraftwerken ihres Portfolios finanzieren könnten. Durch Förderung des Wettbewerbs auf dem Kapazitätsmarkt könnten längerfristige Verträge somit die vom Verbraucher zu tragenden Kosten auf dem Strom- und Kapazitätsmarkt senken. Das Angebot längerfristiger Verträge dürfe auch die Gefahr verringern, dass Teilnehmer mit sehr hohen Investitions- oder Sanierungskosten versuchten, sämtliche Kosten durch einen Vertrag mit einer Laufzeit von nur einem Jahr auszugleichen (59. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Somit geht aus dem angefochtenen Beschluss hervor, dass das Angebot von Verträgen mit längerer Laufzeit der Realisierung der oben in Rn. 173 genannten technologieneutralen Ziele dient, die darin bestehen, die Stromversorgung sicherzustellen, indem Anreize für ausreichende Investitionen in Kapazitäten gesetzt werden. Zudem ist festzustellen, dass, auch wenn im angefochtenen Beschluss hervorgehoben wird, dass der Eintritt neuer Marktteilnehmer gefördert werden müsse, das Angebot von Kapazitätsverträgen mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr einem allgemeineren Ziel dient, da Anbieter, die bestehende Kraftwerke sanieren, ebenfalls für Kapazitätsverträge mit einer maximalen Laufzeit von drei Jahren qualifiziert sind. Folglich dient das Angebot von Kapazitätsverträgen mit einer längeren Laufzeit dem Hauptzweck, die Schwierigkeiten bestimmter Anbieter bei der Finanzierung ihrer Kapitalkosten abzumildern, indem ihnen über mehrere Jahre Einnahmen gewährleistet werden, und ihnen zu ermöglichen, bei den Auktionen ein konkurrenzfähiges Angebot zu machen, da sie den Ausgleich ihrer Kosten auf mehrere Jahre verteilen können.
Entscheidende Kriterien für die Bestimmung der Anbieter, die für Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr in Frage kommen, sind der streitigen Maßnahme zufolge die Höhe der Kapitalkosten und die Finanzierungsschwierigkeiten, die Anbieter an einer Teilnahme am Kapazitätsmarkt hindern könnten.
Da Verträge mit längerer Laufzeit als notwendig angesehen wurden, um faire Wettbewerbsbedingungen zu schaffen, war zu prüfen, wie lange die Vertragslaufzeit sein musste, um jeder Kategorie der Kapazitätsanbieter im Hinblick auf ihre Investitionskosten und Finanzierungsschwierigkeiten die vollumfängliche Teilnahme am Kapazitätsmarkt zu ermöglichen und insofern der Verpflichtung nachzukommen, angemessene Anreize für alle Anbieter zu schaffen. Folglich musste die Kommission prüfen, ob der Umstand, dass Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr bestimmten Technologien vorbehalten waren, eine Diskriminierung darstellte und dem Ziel der Einführung eines technologieneutralen Kapazitätsmarkts entgegenstand, was mit den Anforderungen der Leitlinien unvereinbar wäre.
Als Drittes ist festzustellen, dass die Kommission den Standpunkt des Vereinigten Königreichs bestätigt hat, wonach es nicht notwendig sei, DSR-Anbietern Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr anzubieten, ohne dass sie geprüft hat, ob deren Kapitalkosten und Finanzierungsschwierigkeiten es erfordern könnten, ihnen den Abschluss solcher Verträge anzubieten, um ihnen eine Teilnahme an den Auktionen zu ermöglichen und gleichzeitig einen zu hohen Schlusspreis zu verhindern.
Dem angefochtenen Beschluss zufolge hat die Kommission den Finanzierungsbedarf von Kapazitätsanbietern, die neue Kraftwerke errichten oder bestehende Kraftwerke sanieren, genau geprüft. Insoweit hat die Kommission das Vereinigte Königreich ausdrücklich aufgefordert, zusätzliche Informationen zu übermitteln, die seine Entscheidungen hinsichtlich der Laufzeiten der Kapazitätsverträge stützten, da Verträge mit längerer Laufzeit grundsätzlich problematischer seien und genau begründet werden müssten (Tabelle 16, S. 161 der Anmeldung). Somit konnte sich die Kommission auf detaillierte Informationen stützen, die das Vereinigte Königreich in Bezug auf Kapitalkosten und Finanzierungsschwierigkeiten im Zusammenhang mit dem Bau neuer Kraftwerke übermittelt hatte, um die optimale Laufzeit der Kapazitätsverträge zu ermitteln und die Kapitalkostengrenzwerte festzulegen, an die eine Vergabe der Verträge geknüpft werden musste. Dabei ging es darum, den Anbietern bei der notwendigen Finanzierung zu helfen und zu vermeiden, dass ihre Teilnahme am Kapazitätsmarkt den Schlusspreis zu sehr in die Höhe treibt und es ihnen gleichzeitig nicht möglich ist, ihre gesamten fixen Investitionskosten allein auf der Grundlage der Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt zu decken. Zu den vom Vereinigten Königreich übermittelten Informationen zählten u. a. mehrere detaillierte Fallstudien, in denen verschiedene Szenarien sowie Modellgeschäftspläne verschiedener Anbieter und Kraftwerke untersucht wurden (Ziff. 4.3.1, 4.6.5, C.4.3 der Anmeldung).
Im Gegensatz dazu geht aus dem angefochtenen Beschluss hervor, dass die Kommission nicht versucht hat, die Kapitalkosten und den Finanzierungsbedarf von DSR-Anbietern detailliert zu prüfen. Zwar hat die Kommission im Anschluss an das Schreiben der UKDRA vom 9. Juni 2014, in dem die UKDRA die Kommission auf die unterschiedliche Behandlung von Erzeugern und DSR-Anbietern hinwies, das Vereinigte Königreich um eine Reaktion gebeten. Die Kommission hat sich anschließend jedoch damit zufriedengegeben, die Antwort des Vereinigten Königreichs zur Kenntnis zu nehmen, die sich auf das Vorbringen beschränkte, DSR-Anbieter hätten nicht den gleichen Kapitalbedarf wie die Betreiber neuer Kraftwerke und die UKDRA habe für ihre Behauptung, dass Kapazitätsverträge mit einer längeren Laufzeit erforderlich seien, um die Teilnahme der DSR-Anbieter an den Auktionen zu fördern, keinen quantitativen Nachweis erbracht (Rn. 511 der Anmeldung).
Es ist jedoch erstens festzustellen, dass das Vereinigte Königreich – ganz im Gegensatz zu den von ihm übermittelten Informationen zum Finanzbedarf der Stromerzeuger – keine detaillierte Analyse zur Stützung seines Standpunkts vorgelegt hat. Zudem hat der PTE in seinem Bericht darauf hingewiesen, dass es an Daten zu DSR in Bezug auf das Vereinigte Königreich fehle (vgl. u. a. die oben in den Rn. 141 und 142 zitierten Rn. 19, 96 und 101 des PTE‑Berichts). Obwohl die Kommission die Schlussfolgerungen des PTE‑Berichts im 120. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses zum Teil zitiert, hat sie es nicht für zweckmäßig erachtet, selbst mehr Informationen zu DSR einzuholen, um die Lückenhaftigkeit der vom Vereinigten Königreich übermittelten Informationen abzumildern. Somit enthalten weder der angefochtene Beschluss noch die Anmeldung eine detaillierte Prüfung des Kapitalbedarfs von DSR-Anbietern.
Zweitens ist festzustellen, dass die Gleichbehandlung in Bezug auf die Laufzeit der Kapazitätsverträge, für die die verschiedenen Kapazitätsanbieter Gebote einreichen konnten, die Hauptforderung darstellte, die DSR-Anbieter gegenüber der Regierung des Vereinigten Königreichs und der Kommission geltend machten. Insoweit ist dem Beitrag der UKDRA zur öffentlichen Konsultation, zu dem die Kommission bei Erlass des angefochtenen Beschlusses Zugang hatte, zu entnehmen, dass die UKDRA nicht nur beanstandete, dass Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr Erzeuger-CMU vorbehalten waren, deren Kapitalkosten bestimmte Grenzwerte überschritten, sondern auch die festgelegten Grenzwerte der Kapitalkosten anfocht. Insbesondere forderte die UKDRA das Vereinigte Königreich ausdrücklich dazu auf, eine Modellierung der Finanzierungsbedürfnisse der verschiedenen Arten von Technologien durchzuführen und die Grenzwerte auf dieser Grundlage zu überprüfen. Zudem hatte die UKDRA mit Schreiben vom 9. Juni 2014 der Kommission ihre Zweifel hinsichtlich der Vereinbarkeit der Laufzeiten von 15 Jahren mit den Leitlinien mitgeteilt, und sie hatte unabhängig von der Frage der angebotenen Vertragslaufzeiten erneut den Wunsch der DSR-Anbieter geäußert, Gebote für Kapazitätsverträge mit den gleichen Laufzeiten wie die den Erzeugern angebotenen Verträge einreichen zu dürfen.
Drittens erkennen sowohl die UKDRA als auch Tempus an, dass neue DSR-Betreiber nicht zwangsläufig die gleichen Kapitalkosten haben wie Erzeuger, die neue Kraftwerke errichten. Sie machen jedoch geltend, dass neue DSR-CMU genau wie neue Erzeuger-CMU Kapitalkosten und Finanzierungsschwierigkeiten hätten, die eine Vergabe von Kapazitätsverträgen mit einer Laufzeit von über einem Jahr rechtfertigten, um ihnen die vollumfängliche Teilnahme am Kapazitätsmarkt zu ermöglichen. Tempus erklärt insbesondere, dass DSR-Anbieter ein Kundenportfolio entwickeln müssten, das groß genug sei, um unbefristete Kapazitätsereignisse abdecken zu können. Zudem könnten die Investitionen, die erforderlich seien, um den Stromverbrauch jedes Kunden mit der Zeit flexibel zu gestalten, und zu deren Finanzierung DSR-Anbieter möglicherweise beitragen müssten, erheblich sein und längerfristige Kapazitätsverträge erfordern. Ebenso weist der PTE in Rn. 99 seines Berichts ausdrücklich darauf hin, dass die Finanzierung einiger Investitionen betreffend DSR „von der Absicherung durch einen langfristigen Kapazitätsvertrag ab[hängt]“ und die potenziellen Ressourcen im Bereich DSR, die nicht auf die Signale des Kapazitätsmarkts reagieren würden, weil die bestehenden Anreize ihren Bedürfnissen nicht entsprächen, ermittelt werden müssten. Die DSR-Anbieter waren außerdem nicht die einzigen, die forderten, dass alle Kapazitätsanbieter, unabhängig von der verwendeten Technologie, für die gleichen Vertragslaufzeiten Gebote einreichen könnten, damit faire Wettbewerbsbedingungen gewährleistet seien. Insoweit geht aus der Anmeldung hervor, dass mehrere vertikal integrierte Stromunternehmen erklärt hatten, es sei für einen fairen Vergleich der Kapazitätspreise erforderlich, dass alle Kapazitäten Zugang zu den gleichen Vertragslaufzeiten hätten und jeder Kapazitätsanbieter die Möglichkeit habe, die Vertragslaufzeit zu wählen, die ihm ermögliche, ein konkurrenzfähiges Gebot bei den Auktionen einzureichen (S. 79 der Anmeldung).
Viertens kann Tempus und UKDRA entgegen dem Vorbringen der Kommission nicht entgegengehalten werden, dass sie im Lauf des Verwaltungsverfahrens keine detaillierteren Informationen eingereicht hätten. Nach der Rechtsprechung kann und muss sich die Kommission nämlich gegebenenfalls die maßgeblichen Informationen beschaffen (vgl. oben, Rn. 69), um beim Erlass des angefochtenen Beschlusses über Bewertungskriterien zu verfügen, die vernünftigerweise als für ihre Beurteilung ausreichend und einleuchtend eingestuft werden können (vgl. in diesem Sinne Urteile vom 10. Dezember 2008, Kronoply und Kronotex/Kommission,
T‑388/02
, nicht veröffentlicht,
EU:T:2008:556
, Rn.
, und vom 10. Februar 2009, Deutsche Post und DHL International/Kommission,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, Rn.
). Somit reicht es für den Beweis von Bedenken im Sinne von Art. 4 Abs. 4 der Verordnung Nr. 659/1999 aus, dass Tempus nachweist, dass die Kommission nicht alle Gesichtspunkte, die für diese Prüfung maßgeblich sind, zusammengetragen und sorgfältig und unparteiisch geprüft hat oder dass sie diese Gesichtspunkte nicht angemessen in einer Weise berücksichtigt hat, die jegliche Zweifel an der Vereinbarkeit der angemeldeten Maßnahme mit dem Binnenmarkt beseitigt.
Angesichts der oben in den Rn. 171 bis 176 dargelegten Erwägungen war die Kommission im vorliegenden Fall verpflichtet, aufgrund der fehlenden Informationen zum Kapitalbedarf von DSR-Anbietern nähere Erkundungen zu diesem Thema anzustellen, z. B. durch Aufgreifen des Angebots der UKDRA, die in ihrem Schreiben vom 9. Juni 2014 vorgeschlagen hatte, der Kommission weitere Informationen zu übermitteln, damit sich feststellen lasse, ob es mit dem Grundsatz der Gleichbehandlung vereinbar sei, dass DSR-Anbietern und anderen Kapazitätslieferanten unterschiedliche Vertragslaufzeiten angeboten würden. Dies gilt umso mehr, als der DSR-Sektor sehr diversifiziert ist und feststeht, dass er den Behörden des Vereinigten Königreichs viel weniger vertraut war als der Produktionssektor (vgl. oben, Rn. 141 bis 145).
Schließlich wirkt es sich während der gesamten Vertragslaufzeit auf den Wettbewerb aus, wenn mit bestimmten Erzeugern Verträge mit Laufzeiten von bis zu drei bzw. 15 Jahren abgeschlossen werden. Da die Kommission im 131. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses feststellte, dass sich die DSR-Branche im Vereinigten Königreich noch in ihren Anfängen befinde, musste sie prüfen, ob der Umstand, dass DSR-Anbieter nicht für die gleichen Vertragslaufzeiten wie Stromerzeuger Gebote einreichen konnten, nicht die Gefahr barg, dass für DSR-Anbieter die Chancen sanken, zu einem Zeitpunkt, in dem ihr Sektor weiter entwickelt sein würde, zur Behebung des Erzeugungsdefizits im Vereinigten Königreich beizutragen. Die Vergabe von Verträgen mit Laufzeiten von drei oder 15 Jahren reduziert nämlich die Kapazitätsmenge, die bei künftigen Auktionen im Rahmen des Kapazitätsmarkts versteigert wird.
Fünftens hat der PTE in Rn. 102 seines Berichts die Gefahr im Zusammenhang mit der Einführung des Kapazitätsmarkts im Vereinigten Königreich bei unzureichender Informationslage zu DSR wie folgt beschrieben:
„Aus all diesen Gründen verstehen wir vollkommen, dass National Grid nicht in der Lage war, DSR so gründlich und differenziert zu prüfen, wie dies bisher bei einem großen Teil seiner anderen Tätigkeiten der Fall war. Dennoch sollte dringend ein systematisches Verfahren eingeführt werden, mit dem sich gewährleisten lässt, dass DSR-Ressourcen nicht verschwendet werden und die Behebung des Defizits, das aus einer schlechten Nutzung dieser Ressourcen resultiert, nicht durch neue Produktionskapazitäten erfolgt.“
Somit ist festzustellen, dass die Kommission den Standpunkt des Vereinigten Königreichs bestätigt hat, wonach es nicht notwendig sei, DSR-Anbietern Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von über einem Jahr anzubieten, ohne dass sie untersucht hat, wie hoch die Kapitalkosten für neue DSR-CMU waren, und ohne dass sie überprüft hat, ob es notwendig war, spezifische Grenzwerte für DSR-CMU im Hinblick auf deren Finanzierungsbedürfnisse und die mit der Maßnahme verfolgten Ziele festzulegen.
Angesichts der vorstehenden Erwägungen ist festzustellen, dass der Unterschied zwischen den Laufzeiten von Kapazitätsverträgen, die an DSR-Anbieter vergeben wurden, und den Laufzeiten der Verträge, die den Erzeugern angeboten wurden, einen Anhaltspunkt für das Bestehen von Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme mit dem Binnenmarkt darstellt. Die Kommission war nämlich verpflichtet, die Höhe der Kapitalkosten und des Finanzierungsbedarfs von DSR-Anbietern zu prüfen, um nachzuweisen, dass trotz des Umstands, dass DSR-Anbieter keine Kapazitätsverträge mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr abschließen konnten, zwischen den Erzeuger-CMU und den DSR-CMU kein Verstoß gegen den Grundsatz der Gleichbehandlung vorlag. Angesichts der technologieneutralen Ziele der fraglichen Maßnahme und der in ihr festgelegten Kriterien war eine solche Prüfung obligatorisch, bevor die Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Binnenmarkt festgestellt werden konnte. Somit ist der Umstand, dass die Kommission bezogen auf die Entscheidung des Vereinigten Königreichs, DSR-Anbietern nicht die gleichen Vertragslaufzeiten wie den Anbietern anderer Technologien zu gewähren, bei der vorläufigen Prüfung nicht über vollständige Informationen verfügte, ein Anhaltspunkt für das Bestehen von Bedenken.
2)

Zur Methode zur Kostendeckung
Tempus macht im Wesentlichen geltend, die Kommission hätte Bedenken hinsichtlich der Verhältnismäßigkeit der fraglichen Maßnahme und somit ihrer Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt haben müssen, da die gewählte Methode zur Kostendeckung den Verbrauchern keine ausreichenden Anreize biete, ihren Verbrauch in Spitzenzeiten zu senken, und es daher nicht möglich sei, den Gesamtbetrag der Beihilfe auf das erforderliche Mindestmaß zu beschränken.
Die gewählte Methode zur Kostendeckung, d. h. eine Deckung der Kosten auf der Grundlage des Stromverbrauchs zwischen 16 und 19 Uhr an jedem Wochentag im Winter statt auf der Grundlage des Stromverbrauchs in den drei höchsten Spitzennachfragezeiten des Jahres, der „Triade“, benachteilige DSR-Anbieter und verstoße gegen den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit, da sich der Betrag der gewährten Beihilfe bei dieser Methode erhöhe. Eine solche Methode erschwere es nämlich den Verbrauchern, durch eine Reduzierung ihres Verbrauchs, also der Nachfrage, zum maßgeblichen Zeitpunkt nicht zu den Kosten des Kapazitätsmarkts beizutragen, da dieser Verbrauch für Unternehmen und Familien unvermeidlich sei. Dies gelte umso mehr, als kleine Unternehmen und Privatverbraucher die Kosten des Kapazitätsmarkts nicht durch DSR vermeiden könnten, da sie im Vereinigten Königreich nach ihrem Profil und nicht nach der halbstündlichen Abrechnung ihres Verbrauchs klassifiziert würden.
Zudem treibe die gewählte Methode den Betrag der Beihilfe in die Höhe, da das Vereinigte Königreich gezwungen sei, mehr Kapazitäten als erforderlich zu beschaffen, weil den Verbrauchern nicht genügend Anreize gesetzt würden, um den Stromverbrauch genau dann zu senken, wenn die Nachfrage am höchsten und die Kapazität am schwächsten sei. Das Vereinigte Königreich bestreite nicht, dass ein eindeutigeres Preissignal zu einer Senkung des Betrags der Beihilfe führen könne, denn es habe sich zunächst für die auf der Triade beruhende Methode entschieden und erst nach dem Abschluss der nationalen öffentlichen Konsultation seine Meinung geändert.
Die Änderung der Methode zur Kostendeckung sei von den vertikal integrierten Anbietern, die von der Änderung profitiert hätten, ausdrücklich gewünscht worden. Einen Monat vor dem Erlass des angefochtenen Beschlusses, und zwar am 26. Juni 2014, habe das Office of Gas and Electricity Management (Ofgem, Amt für Gas- und Stromverwaltung, Vereinigtes Königreich) entschieden, die Competition and Markets Authority (Wettbewerbs- und Marktbehörde, Vereinigtes Königreich) förmlich zu ersuchen, eine Studie zur Marktsituation bei der Versorgung von Privatpersonen und kleinen Unternehmen mit Strom und Gas durchzuführen, u. a. wegen der Besorgnis angesichts der starken Stellung vertikal integrierter Anbieter, insbesondere im Hinblick auf den Zugang zu einem Markt, auf dem der Wettbewerb bereits schwach ist (Anhang E3 der Stellungnahme zum Streithilfeschriftsatz, Abs. 3.16 bis 3.18, und Anhang E4 der Stellungnahme zum Streithilfeschriftsatz, Abs. 1.39).
Die Kommission macht geltend, die Methode zur Kostendeckung sei dem finanziellen Teil des Kapazitätsmarkts zuzurechnen, der für die Beurteilung der Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme nicht, zumindest nicht unmittelbar, maßgeblich sei. Die vorliegend verwendete Methode zur Kostendeckung sei ein Kompromiss zwischen dem Interesse an der Beibehaltung von Anreizen zur Verbrauchssenkung und dem Interesse an der Verringerung der Unsicherheit von Stromlieferanten im Hinblick auf die von ihnen zu tragenden Kosten, und die im angefochtenen Beschluss enthaltene Analyse stütze sich auf die in Beantwortung des Schreibens von UKDRA abgegebenen Erläuterungen der Regierung des Vereinigten Königreichs in der Anmeldung. Diese Methode zur Kostendeckung komme DSR-Anbietern zugute und enthalte jedenfalls eine zusätzliche Ebene der Abrechnung von Spitzennachfragezeiten, was bei anderen Methoden wie z. B. der Pauschalabrechnung oder allgemeinen Besteuerung nicht der Fall sei. Das Vereinigte Königreich erklärt, es habe die Teilnehmer im Rahmen der nationalen öffentlichen Konsultation ausdrücklich nach Alternativen zu der auf der Triade beruhenden Methode zur Kostendeckung befragt.
Insoweit sehen die Leitlinien vor, dass eine Beihilfemaßnahme nur dann als angemessen betrachtet wird, wenn ihr Betrag auf das zur Verwirklichung des festgelegten Ziels erforderliche Minimum beschränkt ist (Rn. 27 Buchst. e und Rn. 69 der Leitlinien). Darüber hinaus sollten Beihilfemaßnahmen zur Gewährleistung einer angemessenen Stromerzeugung durch ihre Ausgestaltung sicherstellen, dass der Preis für die Verfügbarkeit von Erzeugungskapazität automatisch gegen Null geht, wenn davon auszugehen ist, dass die bereitgestellte Kapazität den Kapazitätsbedarf decken kann (Rn. 231 der Leitlinien).
Vorliegend besteht die in der fraglichen Maßnahme festgelegte Methode zur Deckung der mit der Finanzierung der Kapazitätsverträge verbundenen Kosten in einer Abgabe, die auf alle zugelassenen Stromversorger angewandt wird und deren Betrag sich auf der Grundlage ihres Marktanteils an der Stromnachfrage errechnet, die zwischen 16 und 19 Uhr an Wochentagen von November bis Februar verzeichnet wird (69. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Die Kommission hat die in der fraglichen Maßnahme festgelegte Methode zur Kostendeckung im angefochtenen Beschluss bestätigt. Sie stellte insoweit fest, dass diese Methode einen Anreiz zur Senkung der Stromnachfrage in Spitzenzeiten darstelle und für Stromversorger berechenbar sei (129. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Folglich ist zu prüfen, ob die Kommission die in der fraglichen Maßnahme festgelegte Methode zur Kostendeckung bestätigen konnte, ohne ein förmliches Prüfverfahren zu eröffnen, oder ob die Methode der Kommission Anlass zu Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme mit dem Binnenmarkt hätte geben sollen.
Insoweit ist als Erstes entgegen dem Vorbringen der Kommission festzustellen, dass die Methode zur Kostendeckung relevant ist, um die Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Binnenmarkt und insbesondere ihre Angemessenheit zu beurteilen.
Erstens hängt nämlich der Betrag der Beihilfe von dem Kapazitätsvolumen, das über den Kapazitätsmarkt eingekauft wird, und vom Schlusspreis der Auktionen ab. Zum einen wird jedoch das vom Vereinigten Königreich zu versteigernde Kapazitätsvolumen durch eine Schätzung der Stromnachfrage sowie der verfügbaren Kapazitäten und durch Anwendung eines Zuverlässigkeitsstandards festgelegt, mit dem die gewünschte Deckung des Kapazitätsbedarfs in Spitzenzeiten erreicht werden soll (32. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Das notwendige Kapazitätsvolumen ist somit unmittelbar an die Strommenge geknüpft, die in Spitzenzeiten verbraucht wird. Je niedriger die Spitzennachfrage ist, desto weniger besteht für das Vereinigte Königreich die Notwendigkeit, Kapazitäten einzukaufen, um das zur Sicherstellung der Stromversorgung gewünschte Niveau zu erreichen. Zum anderen kann eine Reduzierung des zu versteigernden Kapazitätsvolumens auch zu einer Senkung des Schlusspreises führen, soweit dies zur Folge hat, dass eine größere Anzahl von Kapazitätsanbietern um das gleiche Kapazitätsvolumen konkurriert. Wie das Vereinigte Königreich nämlich in seiner Anmeldung anerkennt, führt ein stärkerer Wettbewerb zu einer Senkung des Schlusspreises (Nr. 2, „Box 2 – When will it be possible to withdraw the Capacity Market?“ der Anmeldung). Zudem wird in der Anmeldung anerkannt, dass eine Senkung des Stromverbrauchs in Spitzennachfragezeiten zu gegebener Zeit zu einem Ausstieg aus dem Kapazitätsmarkt führt (vgl. Abb. 8 und 9 auf S. 47 der Anmeldung, denen zufolge das „missing money“-Problem mit zunehmender Entwicklung von DSR in den Hintergrund tritt).
Zweitens hat das Vereinigte Königreich anerkannt, dass die Methode zur Deckung der Kosten des Kapazitätsmarkts die Menge der zu versteigernden Kapazitäten beeinflusst. Insoweit macht das Vereinigte Königreich geltend, dass die Verknüpfung der Abgabe zur Finanzierung der Kosten des Kapazitätsmarkts mit dem Stromverbrauch während Spitzennachfragezeiten einen eindeutigen Anreiz für die Beteiligten darstelle, ihren Verbrauch in den Spitzenzeiten zu senken, wodurch sich das Kapazitätsvolumen verringere, das zum Erreichen des gewünschten Niveaus der Versorgungssicherheit erforderlich sei, und somit auch die Kosten der Verbraucher gesenkt würden (Rn. 624 des in der öffentlichen Konsultation vorgelegten Entwurfs eines Kapazitätsmarkts).
Als Zweites geht aus der Anmeldung hervor, dass das Vereinigte Königreich die Methode zur Deckung der Kosten nach der öffentlichen Konsultation geändert hat. Es war nämlich zuerst geplant, den Betrag der Abgabe auf der Grundlage des Marktanteils zu berechnen, den die Stromanbieter an der in den „Triade“ genannten Zeiträumen verzeichneten Stromnachfrage haben, d. h. auf der Grundlage der drei Halbstundenzeiträume, in denen im Vereinigten Königreich im Zeitraum November bis Februar der höchste Stromverbrauch des Jahres registriert wird (Rn. 521 und 522 der Anmeldung). Erst nach der öffentlichen Konsultation hat das Vereinigte Königreich die Methode zur Kostendeckung geändert und die oben in Rn. 200 beschriebene Methode festgelegt, d. h. eine Methode zur Kostendeckung, die auf dem Stromverbrauch zwischen 16 und 19 Uhr an jedem Wochentag im Winter beruht.
Als Drittes ist festzustellen, dass die Kommission den Standpunkt des Vereinigten Königreichs bestätigt hat, ohne die Auswirkungen zu prüfen, die diese Änderung auf den Gesamtbetrag der Beihilfe und somit auf die Angemessenheit der fraglichen Maßnahme hatte.
In ihrem Schreiben vom 9. Juni 2014 hat die UKDRA der Kommission ihre Besorgnis im Hinblick auf die Änderung der Methode zur Kostendeckung mitgeteilt. Zum einen machte UKDRA geltend, die Methode führe zu einer Aufweichung des Preissignals, das den Verbrauchern in Spitzennachfragezeiten übermittelt werden müsse, damit sie ihren Verbrauch senkten. Zum anderen wurde die Kommission auch darauf aufmerksam gemacht, dass Privatverbraucher nach vorab festgelegten Profilen klassifiziert würden und die Kosten des Kapazitätsmarkts nicht durch eine Änderung ihres Verbrauchs zwischen 16 und 19 Uhr vermeiden könnten.
Zwar hat die Kommission das Vereinigte Königreich nach Erhalt des Schreibens der UKDRA vom 9. Juni 2014 um eine Reaktion gebeten. Die Kommission hat sich jedoch damit zufriedengegeben, die Antwort des Vereinigten Königreichs zur Kenntnis zu nehmen, die sich auf das Vorbringen beschränkte, die letztlich festgelegte Methode zur Kostendeckung enthalte weiterhin einen Anreiz zur Senkung des Stromverbrauchs in Spitzenzeiten und sei für Stromversorger berechenbarer (129. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Das Vereinigte Königreich erklärte insbesondere, da die Triadenzeiträume im Nachhinein bestimmt würden, entstehe, wenn man sie als Referenzzeiträume für die Berechnung der Abgabe verwende, eine Unsicherheit bei den Anbietern im Hinblick auf die Höhe des von ihnen zu leistenden Beitrags zur Finanzierung des Systems, was sie dazu verleiten könne, von den Verbrauchern höhere Preise zu verlangen. Die Festlegung eines im Voraus bestimmten und vorhersehbaren Zeitraums als Referenz für die Berechnung der Abgabe solle auch die Entwicklung eines Tarifsystems auf der Grundlage nutzungszeitspezifischer Tarife fördern, was Privatverbrauchern zugutekommen müsse, da sie dadurch handlungsfähig würden und ihren Verbrauch zwischen 16 und 19 Uhr an Wochentagen in den Wintermonaten senken könnten (Rn. 522 der Anmeldung).
Trotz Anerkennung des Umstands, dass sich die Methode zur Kostendeckung auf das Volumen der auf dem Kapazitätsmarkt zu beschaffenden Kapazitäten auswirkt, geht jedoch aus dem angefochtenen Beschluss hervor, dass die Kommission nicht geprüft hat, ob die neue Methode zur Kostendeckung tatsächlich einen gleichwertigen Anreiz zur Senkung des Stromverbrauchs in Spitzennachfragezeiten aufrechterhielt, u. a. durch Förderung der Entwicklung von DSR.
Die Kommission hat auch nicht geprüft, ob die festgelegte Methode zur Kostendeckung den Zugang zum Markt beeinträchtigte, u. a. für DSR-Anbieter, insbesondere indem die Hürden für den Eintritt und die Expansion auf dem Markt angehoben wurden, die auf der starken Stellung der vertikal integrierten Anbieter beruhten. Eine Beihilfemaßnahme kann auch zu Wettbewerbsverzerrungen führen, indem eine signifikante Marktmacht des Begünstigten gestärkt oder aufrechterhalten wird. Selbst wenn Beihilfen eine erhebliche Marktmacht nicht direkt stärken, kann dies indirekt erfolgen, indem die Expansion eines Wettbewerbers erschwert, ein Wettbewerber vom Markt verdrängt oder der Markteintritt eines potenziellen neuen Wettbewerbers blockiert wird (Rn. 92 der Leitlinien).
Was das Vorbringen des Vereinigten Königreichs betrifft, die zunächst vorgeschlagene Methode könne die Stromanbieter dazu verleiten, eine höhere Prämie von den Endverbrauchern zu verlangen, hat die Kommission nicht dargelegt, inwieweit sich diese Gefahr auf den Gesamtbetrag der Beihilfe auswirken könnte. Zudem hat die Kommission nicht geprüft, ob eine solche Prämie für die Verbraucher durch die Möglichkeit ausgeglichen werden könnte, das auf dem Kapazitätsmarkt zu beschaffende Kapazitätsvolumen und sogar den Schlusspreis aus den oben in den Rn. 204 und 205 dargelegten Gründen zu senken.
Nach alledem ist festzustellen, dass die Kommission verpflichtet war, die etwaige Auswirkung der Änderung der Methode zur Kostendeckung auf die Angemessenheit der fraglichen Maßnahme und somit ihre Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt zu prüfen. Somit war der Umstand, dass die Kommission im Hinblick auf die Auswirkungen der Änderung der Methode zur Kostendeckung im Rahmen der vorläufigen Prüfung nicht über vollständige Informationen verfügte, ein zusätzlicher Anhaltspunkt für das Bestehen von Bedenken.
3)

Zu den Bedingungen der Teilnahme am Kapazitätsmarkt
Tempus macht im Wesentlichen geltend, die Kommission habe insoweit Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme mit dem Binnenmarkt haben müssen, als die Maßnahme aufgrund der für DSR-Anbieter geltenden Teilnahmebedingungen des Kapazitätsmarkts, die ihre Teilnahme erschwerten, gegen die Leitlinien und insbesondere die Verpflichtung verstoße, DSR-Teilnehmer zu fördern und ihnen angemessene Anreize zu geben.
Erstens verleite das Zusammenspiel zwischen den Übergangsauktionen und den dauerhaften Auktionen die DSR-Anbieter zur Teilnahme an den Übergangsauktionen, da ihre Teilnahmebedingungen günstiger seien, was
de facto
zu einem Ausschluss der DSR-Anbieter von den ersten T‑4-Auktionen führe. Statt die Teilnahme der DSR-Anbieter am Kapazitätsmarkt zu fördern, indem ihnen eine zusätzliche Gelegenheit zur Einreichung von Geboten eingeräumt werde, hätten die Übergangsauktionen in Wirklichkeit zur Folge, dass die Teilnahme der DSR-Anbieter an den dauerhaften Auktionen beschränkt werde.
Zweitens benachteilige die fragliche Maßnahme die DSR-Anbieter, da alle Teilnehmer des Kapazitätsmarkts verpflichtet seien, unbefristete Kapazitätsereignisse zu garantieren, obwohl die Mehrzahl der Kapazitätsereignisse zeitlich begrenzt sei. Insoweit trage die fragliche Maßnahme den Besonderheiten der DSR-Anbieter nicht ausreichend Rechnung und schrecke sie davon ab, am Kapazitätsmarkt teilzunehmen.
Drittens könne es, da der DSR-Sektor noch in seinen Kinderschuhen stecke, für den Markteintritt von DSR-Anbietern problematisch sein, wenn alle Teilnehmer des Kapazitätsmarkts die gleiche Bietungsgarantie erbringen müssten. Das Problem verschlimmere sich durch die Verpflichtung, ein Angebot für die Deckung unbefristeter Kapazitätsereignisse einzureichen. Zudem habe das Vereinigte Königreich ursprünglich vorgesehen, von neuen DSR-Anbietern eine Bietungsgarantie zu verlangen, die unter der Bietungsgarantie neuer Erzeuger liege. Folglich schrecke die fragliche Maßnahme DSR-Anbieter von einer Teilnahme am Kapazitätsmarkt ab.
In Erwiderung auf das Vorbringen der Kommission in der Klagebeantwortung, wonach die Festlegung der Mindestgrenze von 2 MW für die Teilnahme an den dauerhaften Auktionen niedrig sei und die Förderung der Teilnahme von DSR-Anbietern ermögliche, macht Tempus viertens geltend, dieser Grenzwert sei in Wirklichkeit ziemlich hoch, u. a. im Hinblick auf den Grenzwert, der in den amerikanischen Beispielen für Kapazitätsmärkte festgelegt worden sei, und er verstärke die Probleme, die mit dem Betrag der Bietungsgarantie verbunden seien.
Die Kommission, unterstützt durch das Vereinigte Königreich, macht erstens geltend, die fragliche Maßnahme verlange von DSR-Anbietern nicht, sich zwischen Übergangsauktionen und dauerhaften Auktionen zu entscheiden, sondern eröffne vielmehr DSR-Anbietern, die nicht an den ersten T‑4-Auktionen hätten teilnehmen können oder erfolglos an ihnen teilgenommen hätten, eine zusätzliche Chance, um das Wachstum des DSR-Sektors zu fördern. Da die Übergangsauktionen nicht dazu dienten, DSR-Anbieter, die erfolgreich aus den dauerhaften Auktionen hervorgehen könnten, zusätzlich zu fördern, sei es gerechtfertigt, DSR-Anbieter, die erfolgreich an den dauerhaften Auktionen teilgenommen hätten, von den Übergangsauktionen auszuschließen.
Die Kommission macht zweitens geltend, im Licht des Ziels der fraglichen Maßnahme, d. h. der Sicherstellung der Versorgung unabhängig von der tatsächlichen Dauer eines einzelnen Stressereignisses im Netz, sei der Umstand, dass keine Gebote für befristete Kapazitätsereignisse eingereicht werden könnten, nicht als Diskriminierung von DSR-Anbietern anzusehen, da andernfalls, wenn eine solche Möglichkeit bestünde, die Zuverlässigkeit von DSR-Anbietern gegenüber anderen Kapazitätsanbietern begrenzt wäre, die Komplexität der Auktionen zunähme und das Vereinigte Königreich gezwungen sein könnte, mehr Kapazitäten zu beschaffen. Das Vereinigte Königreich erklärt, dass die Möglichkeit, Gebote für befristete Kapazitätsereignisse einzureichen, zwar für den DSR-Sektor hilfreich sein könne, da sie ihm besser vertraut sei und DSR-Anbieter dazu genauere Angebote erstellen könnten, doch sei sie für die dauerhaften Auktionen nicht gerechtfertigt, da die Gefahr bestehe, das angestrebte Ziel zu verfehlen oder höhere Kosten zu verursachen.
Die Kommission macht drittens geltend, dass die Bedingungen der Bietungsgarantie angemessen seien. Die Bietungsgarantie solle die Seriosität der Teilnahme neuer Anbieter beweisen und sie dazu anregen, die Kapazitäten bereitzustellen, die für das Ziel der Versorgungssicherheit notwendig seien. Im Lauf des Verwaltungsverfahrens sei in diesem Zusammenhang keine Diskriminierung beanstandet worden. Der Unterschied zwischen den Beträgen der Bietungsgarantie für a) die dauerhafte Regelung und b) die Übergangsregelung sei dem Umstand geschuldet, dass die Übergangsregelung speziell im Hinblick auf die Förderung neuer DSR-Anbieter ausgestaltet worden sei. Das Vereinigte Königreich weist darauf hin, dass die Mehrzahl der Rückmeldungen im Rahmen der öffentlichen Konsultation die Aufnahme des Erfordernisses einer Bietungsgarantie für DSR-Anbieter befürwortet habe und die vorgeschlagene Höhe für angemessen gehalten habe.
In ihrer Gegenerwiderung macht die Kommission geltend, das Vorbringen von Tempus zur Mindestgrenze von 2 MW sei unzulässig, da es erst im Stadium der Erwiderung erhoben worden sei. Außerdem sei die Mindestgrenze von 2 MW niedrig.
Insoweit sehen die Leitlinien in Rn. 226 vor, dass sich die Maßnahme sowohl an etablierte als auch künftige Erzeuger sowie an Betreiber, die substituierbare Technologien (z. B. Laststeuerung oder Speicherlösungen) einsetzen, richten und für diese angemessene Anreize vorsehen sollte.
In der vorliegenden Rechtssache ist zunächst festzustellen, dass die fragliche Maßnahme der Anmeldung zufolge mehrere Maßnahmen enthält, die die Entwicklung von DSR fördern sollen
In der Anmeldung wird erstens darauf hingewiesen, dass die Durchführung der Übergangsauktionen ausdrücklich darauf gerichtet sei, das Wachstum von DSR zu fördern und DSR-Anbietern die bestmögliche Chance einzuräumen, im Anschluss erfolgreich an der dauerhaften Regelung teilzunehmen. Abgesehen von ihrer Existenz verfügen die Übergangsauktionen über bestimmte Merkmale, die die Entwicklung von DSR fördern sollen. So ist die Bietungsgarantie für die Teilnahme an den Übergangsauktionen auf 10 % des Betrags begrenzt, der für die Teilnahme an den dauerhaften Auktionen verlangt wird. Zudem besteht bei den Übergangsauktionen die Möglichkeit, Gebote zur Deckung befristeter Kapazitätsereignisse einzureichen, während die dauerhaften Auktionen von den Teilnehmern verlangen, dass sie sich verpflichten, unbefristete Kapazitätsereignisse zu decken (Rn. 222 und 223 der Anmeldung).
Zweitens geht aus der Anmeldung hervor, dass die Entwicklung von DSR durch das Abhalten von T‑1-Auktionen und insbesondere durch die Garantie gefördert wird, dass sich das Vereinigte Königreich auf diesem Weg mindestens 50 % des ursprünglich für diese Auktionen reservierten Kapazitätsvolumens beschaffen werde, unabhängig davon, wie sich der Kapazitätsbedarf zwischen dem Zeitpunkt, zu dem die T‑4-Auktionen durchgeführt werden, und dem Zeitpunkt der Durchführung der T‑1-Auktionen entwickelt (Rn. 224 bis 226 der Anmeldung).
Drittens ist der Anmeldung zu entnehmen, dass die Entwicklung von DSR auch durch bestimmte Bedingungen der Teilnahme an den dauerhaften Auktionen gefördert wird. Es handelt sich dabei insbesondere um die Festsetzung der Mindestgrenze von 2 MW, die Aggregierungsmodalitäten und die Möglichkeit für DSR-Anbieter, den Schlusspreis zu beeinflussen (Rn. 224 der Anmeldung).
Im angefochtenen Beschluss hat die Kommission den Standpunkt des Vereinigten Königreichs bestätigt. Sie hat insoweit im 131. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses ausdrücklich festgestellt, dass die fragliche Maßnahme die Entwicklung von DSR fördere und Maßnahmen beinhalte, die speziell dazu bestimmt seien, diesen noch in den Kinderschuhen steckenden Sektor in seiner Entwicklung zu unterstützen. Dem angefochtenen Beschluss zufolge zählt dazu u. a. der Umstand, dass die Übergangsauktionen den DSR-Anbietern „vorbehalten“ sind und speziell so ausgestaltet wurden, dass sie die Entwicklung von DSR fördern, indem sie DSR-Anbieter unterstützen, die noch nicht so weit entwickelt sind, dass sie im Rahmen der dauerhaften Auktionen konkurrenzfähig sein können (Erwägungsgründe 51 und 107 des angefochtenen Beschlusses). Ebenso zählt dazu die Garantie, dass die T‑1-Auktionen, die für DSR-Anbieter „einen besseren Zugang zum Markt“ als T‑4-Auktionen eröffnen, durchgeführt werden und sich das Vereinigte Königreich „verpflichtet“, mindestens 50 % des für diese Auktionen reservierten Volumens zu versteigern, wobei es langfristig eine gewisse Flexibilität beibehält (46. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Folglich ist zu prüfen, ob die Kommission die fragliche Maßnahme als Maßnahme, die angemessene Anreize für DSR enthält, bestätigen konnte, ohne ein förmliches Prüfverfahren zu eröffnen, oder ob die Methode der Kommission Anlass zu Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme mit dem Binnenmarkt hätte geben sollen.
i)

Übergangsauktionen
Tempus macht im Wesentlichen geltend, aufgrund der günstigeren Teilnahmebedingungen würden DSR-Anbieter die Teilnahme an den Übergangsauktionen bevorzugen. Dies führe
de facto
dazu, dass DSR-Anbieter von den ersten T‑4-Auktionen ausgeschlossen würden. Die Folge sei eine Abriegelung des Markts, da bei diesen Auktionen langfristige Kapazitätsverträge mit den Erzeugern abgeschlossen würden.
Insoweit ist erstens festzustellen, dass die fragliche Maßnahme DSR-Anbieter nicht von den dauerhaften T‑4- und T‑1-Auktionen ausschließt, sofern sie die festgelegten Teilnahmebedingungen erfüllen.
Zweitens ist entgegen dem Vorbringen von Tempus festzustellen, dass sich die Teilnahme an den Übergangsauktionen und die Teilnahme an den dauerhaften Auktionen nicht wirklich gegenseitig ausschließen. Zum einen ist DSR-Anbietern, deren Gebote bei den ersten T‑4-Auktionen nicht berücksichtigt wurden, eine Teilnahme an den Übergangsauktionen weiterhin möglich. Zum anderen haben DSR-Anbieter, die bei den Übergangsauktionen ein erfolgreiches Gebot abgegeben haben, weiterhin die Möglichkeit, anschließend an den dauerhaften T‑4- und T‑1-Auktionen teilzunehmen. Die fragliche Maßnahme zwingt DSR-Anbieter somit nicht dazu, sich zwischen einer Teilnahme an den Übergangsauktionen und einer Teilnahme an den dauerhaften Auktionen zu entscheiden.
Zwar sind DSR-Anbieter, die bei den ersten T‑4-Auktionen einen Kapazitätsvertrag erhalten haben, nicht für eine Teilnahme an den Übergangsauktionen zugelassen. Entgegen dem Vorbringen von Tempus führt diese Einschränkung jedoch nicht dazu, dass DSR-Anbieter von den ersten T‑4-Auktionen ausgeschlossen sind. Die Übergangsauktionen dienen nämlich nur dazu, die Weiterentwicklung von DSR-Anbietern zu unterstützen, die noch nicht genügend ausgereift sind, um erfolgreich an den ersten dauerhaften Auktionen teilzunehmen, und ihnen die zusätzliche Möglichkeit einzuräumen, Kapazitätszahlungen schon ab 2015 und 2016 zu erhalten, um bei den anschließenden dauerhaften Auktionen wettbewerbsfähiger zu sein. Wie die Kommission insoweit zu Recht geltend macht, schließt der Umstand, dass sich der DSR-Sektor noch in seinen Anfängen befindet, nicht aus, dass bestimmte DSR-Anbieter bereits genügend ausgereift sind, um bei den dauerhaften Auktionen im Rahmen der ersten T‑4-Auktionen ein konkurrenzfähiges Angebot einzureichen.
Was drittens die Gefahr der Marktabriegelung aufgrund der geringeren Teilnahme von DSR-Anbietern an den ersten T‑4-Auktionen und der zu hohen Anzahl anschließend abgeschlossener langfristiger Kapazitätsverträge mit Erzeugern betrifft, wird dieses Vorbringen gemeinsam mit dem Vorbringen zum Zusammenspiel zwischen den T‑4- und den T‑1-Auktionen geprüft werden. Die von Tempus geltend gemachte Gefahr einer Marktabriegelung setzt nämlich voraus, dass das Volumen der für die T‑1-Auktionen reservierten Kapazitäten keine Entwicklung des DSR-Sektors ermöglicht.
Das Zusammenspiel zwischen den Übergangsauktionen und den dauerhaften Auktionen führt nicht dazu, dass DSR-Anbieter von den dauerhaften Auktionen ausgeschlossen sind.
Die Übergangsauktionen sind jedoch –
per definitionem
– nicht Teil der dauerhaften Regelung. Zudem ist, entgegen den Feststellungen der Kommission in Rn. 51 des angefochtenen Beschlusses, der Akte zu entnehmen, dass die Übergangsauktionen nicht nur DSR-Anbietern vorbehalten sind, sondern auch kleinen Erzeugereinheiten offenstehen, wie dies aus Regulation 29 der Electricity Capacity Regulations 2014 hervorgeht. Unter diesen Umständen ist auch zu prüfen, ob die dauerhaften Auktionen angemessene Anreize für DSR-Anbieter enthalten.
ii)

T‑1-Auktionen und ihr Zusammenspiel mit T‑4-Auktionen
Tempus macht im Wesentlichen geltend, die dauerhaften Auktionen enthielten keine angemessenen Anreize für DSR-Anbieter, da sich T‑4-Auktionen nicht an den Vorlaufzeiten von DSR-Anbietern orientierten und das für T‑1-Auktionen reservierte Kapazitätsvolumen begrenzt sei.
Insoweit ist zunächst festzustellen, dass T‑1-Auktionen für DSR-Anbieter besonders wichtig sind.
Zwischen den Parteien steht nämlich fest, dass T‑1-Auktionen aufgrund der Vorlaufzeiten von DSR-Anbietern besser an Letzteren ausgerichtet werden können als T‑4-Auktionen. Dem angefochtenen Beschluss zufolge eröffnen T‑1-Auktionen DSR-Anbietern „einen besseren Zugang zum Markt“ (46. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). In der Klageschrift vertritt Tempus die Auffassung, es könne für DSR-Anbieter schwierig sein, an T‑4-Auktionen teilzunehmen, da diese Auktionen erforderten, sofort Gebote abzugeben und Investitionen zu tätigen, um vier Jahre später Kapazitäten zu liefern und auch erst vier Jahre später Zahlungen zu erhalten.
Die Berechnung des Volumens der für die T‑1-Auktionen reservierten Kapazitäten erfolgt in der fraglichen Maßnahme auf der Grundlage einer Schätzung der rentablen DSR, die an den Auktionen teilnehmen könnte (45. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Erstens ist jedoch festzustellen, dass das für die T‑1-Auktionen reservierte Kapazitätsvolumen gegenüber dem bei den T‑4-Auktionen zu versteigernden Kapazitätsvolumen beschränkt ist. Zudem sind die T‑1-Auktionen keineswegs nur den DSR-Anbietern vorbehalten, und daher kann ein Teil des bei T‑1-Auktionen zu versteigernden Kapazitätsvolumens anderen Kapazitätslieferanten als DSR-Anbietern zugeteilt werden.
Zweitens gibt es, entgegen den Feststellungen der Kommission in Rn. 46 des angefochtenen Beschlusses, der Akte zufolge keine Garantie dafür, dass das Vereinigte Königreich T‑1-Auktionen organisiert, wenn T‑4-Auktionen durchgeführt werden, oder dass es sich auf diesem Weg mindestens 50 % des ursprünglich für die T‑1-Auktionen reservierten Volumens beschafft. Insoweit sehen die Regulation 7(4)(b) in Verbindung mit den Regulations 10 und 26 der Electricity Capacity Regulations 2014 zwar vor, dass der Minister beschließen kann, dass eine T‑1-Auktion nicht durchgeführt wird, doch enthalten die Vorschriften keine Regelung zur Verpflichtung, mindestens 50 % des ursprünglich für die T‑1-Auktionen reservierten Volumens zu versteigern. In der mündlichen Verhandlung waren die Vertreter der Kommission und des Vereinigten Königreichs auf Fragen des Gerichts ebenfalls nicht in der Lage, die Rechtsvorschrift zu benennen, die das Bestehen einer solchen Garantie jenseits politischer Absichtserklärungen des Vereinigten Königreichs bestätigt.
Nach alledem ist festzustellen, dass die Durchführung der T‑1-Auktionen zwar tatsächlich die Entwicklung von DSR fördern kann, die Kommission vorliegend jedoch Bedenken hinsichtlich des Ausmaßes dieser Anreizwirkung hätte haben müssen, da das Volumen der für die T‑1-Auktionen reservierten Kapazität begrenzt war und es an einer ausdrücklichen rechtlichen Bestimmung fehlte, die die Garantie des Vereinigten Königreichs bestätigte, sich mindestens 50 % des für diese Auktionen reservierten Volumens zu beschaffen.
iii)

Teilnahmebedingungen für die dauerhaften Auktionen
Tempus macht im Wesentlichen geltend, die Teilnahmebedingungen der dauerhaften Auktionen ließen keine angemessenen Anreize für DSR-Anbieter zu. In der Praxis sei es angesichts bestimmter Teilnahmebedingungen wenig wahrscheinlich, dass DSR-Anbieter an T‑4-Auktionen teilnehmen könnten. Tempus stützt sich u. a. darauf, dass DSR-Anbieter keine Gebote zur Deckung zeitlich befristeter Kapazitätsereignisse einreichen könnten, sowie auf die Höhe der Bietungsgarantie.
Was als Erstes die Dauer der Kapazitätsereignisse betrifft, macht Tempus geltend, die fragliche Maßnahme diskriminiere DSR-Anbieter, da alle Teilnehmer an den dauerhaften Auktionen gleichbehandelt würden und alle, einschließlich DSR-Anbietern, verpflichtet seien, Gebote für unbefristete Kapazitätsereignisse einzureichen.
Insoweit hat das Vereinigte Königreich, wie Tempus hervorhebt, für die dauerhafte Regelung die Entscheidung getroffen, dass von allen Anbietern verlangt wird, auf unbefristete Kapazitätsereignisse reagieren zu können. Was dagegen Übergangsauktionen betrifft, sieht Regulation 29(3) der Electricity Capacity Regulations 2014 vor, dass DSR-Anbieter die Wahl haben, entweder ein Gebot für befristete oder ein Gebot für unbefristete Kapazitätsereignisse einzureichen. Wie zudem das Vereinigte Königreich in seinen Schriftsätzen vor dem Gericht anerkennt, sind befristete Verpflichtungen den DSR-Anbietern vertrauter und hilfreich bei der genauen Quantifizierung ihrer Risikoexposition, so dass im Rahmen der dauerhaften Regelung präzisere Gebote erstellt werden können.
Die Kommission macht jedoch zu Recht geltend, dass Gebote, die auf die Abdeckung befristeter Kapazitätsereignisse beschränkt sind, im Gegensatz zu Geboten, die unbefristete Kapazitätsereignisse abdecken, ein geringeres Ausmaß an Versorgungssicherheit gewährleisten und es somit schwieriger ist, mit ihnen das erwünschte Ausmaß an Versorgungssicherheit zu erreichen. Der Umstand, dass alle Kapazitätsanbieter verpflichtet sind, unbefristete Kapazitätsereignisse abzudecken, wodurch DSR-Anbietern das Ausfallrisiko im Fall anhaltender Kapazitätsereignisse auferlegt wird, ist somit nicht geeignet, Anlass zu Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme zu geben, soweit die Maßnahme die für jede Technologie spezifischen Finanzbedürfnisse berücksichtigt, um allen Kapazitätsanbietern eine tatsächliche Teilnahme am Kapazitätsmarkt zu ermöglichen. Wie oben in den Rn. 182 bis 192 dargelegt, scheint die Kommission jedoch nicht geprüft zu haben, ob die fragliche Maßnahme den Finanzierungsbedarf von DSR-Anbietern berücksichtigt.
Was als Zweites die Bietungsgarantie betrifft, macht Tempus geltend, es könne, da der DSR-Sektor noch in seinen Kinderschuhen stecke, für den Markteintritt von DSR-Anbietern problematisch sein, wenn alle Teilnehmer des Kapazitätsmarkts die gleiche Bietungsgarantie erbringen müssten.
Insoweit ist erstens festzustellen, dass das Vereinigte Königreich anerkannt hat, dass die Bietungsgarantie ein Hindernis für den Markteintritt neuer DSR-Anbieter darstellen kann. Der Akte ist nämlich zu entnehmen, dass das Vereinigte Königreich ursprünglich geplant hatte, den Betrag der Bietungsgarantie für nicht bestätigte DSR-CMU zu senken, damit die Bietungsgarantie kein Hindernis für den Markteintritt neuer DSR-Anbieter darstellt (Rn. 565 des in der öffentlichen Konsultation vorgelegten Entwurfs eines Kapazitätsmarkts). Ebenso hatten einige DSR-Anbieter im Rahmen der öffentlichen Konsultation erklärt, dass der Betrag der Bietungsgarantie ein Hindernis für den Markteintritt neuer DSR-Anbieter darstelle. Der Betrag der Bietungsgarantie konnte insbesondere deshalb ein Hindernis für den Markteintritt neuer DSR-Anbieter darstellen, weil sich alle Teilnehmer am Kapazitätsmarkt verpflichten mussten, unbefristete Kapazitätsereignisse abzudecken, obwohl es für DSR-Anbieter schwieriger als für Erzeuger sein konnte, ein anhaltendes Kapazitätsereignis abzudecken. Da für DSR-Anbieter das potenzielle Risiko besteht, dass sie als ausfallgefährdeter angesehen werden, könnten sie größere Schwierigkeiten bei der Finanzierung des Betrags der Bietungsgarantie haben.
Zweitens ist festzustellen, dass das Vereinigte Königreich nach den Stellungnahmen der Erzeuger und Verteilernetzbetreiber im Rahmen der öffentlichen Konsultation beschlossen hat, in der fraglichen Maßnahme die Bietungsgarantie, die den nicht bestätigten DSR‑CMU auferlegt wurde, an die Bietungsgarantie anzupassen, die von neuen, noch nicht einsatzfähigen Erzeuger-CMU verlangt wurde. Somit ist die fragliche Maßnahme für DSR-Anbieter weniger günstig als das System, das ursprünglich geplant war, um den Finanzierungsschwierigkeiten von DSR-Anbietern Rechnung zu tragen.
Wie die Kommission jedoch in der Klagebeantwortung geltend macht, sieht die fragliche Maßnahme vor, dass die Bietungsgarantie künftig nur im Verhältnis zu dem von den DSR-Anbietern tatsächlich nicht gelieferten Kapazitätsvolumen verfällt, sofern die DSR-Anbieter mindestens 90 % des Kapazitätsvolumens liefern, zu dem sie sich verpflichtet haben. Dagegen hatte das Vereinigte Königreich ursprünglich geplant, dass die Bietungsgarantie im Fall eines Lieferausfalls vollständig verfällt. Die fragliche Maßnahme enthält somit eine Maßnahme, die speziell darauf ausgerichtet ist, DSR-Anbietern den Verlust des Vorteils auszugleichen, der aus der Senkung des Betrags der Bietungsgarantie infolge der Anpassung des Bietungsgarantiebetrags der nicht bestätigten DSR-CMU an den Bietungsgarantiebetrag der neuen Erzeuger-CMU besteht.
Angesichts des Ziels, das mit der Verpflichtung zur Abgabe einer Bietungsgarantie verfolgt wird, reicht die Anpassung des Bietungsgarantiebetrags nicht bestätigter DSR-CMU an den Bietungsgarantiebetrag neuer Erzeuger-CMU für sich genommen nicht aus, um Anlass zu Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme zu geben, soweit die Maßnahme die für jede Technologie spezifischen Finanzbedürfnisse berücksichtigt, um allen Kapazitätsanbietern eine tatsächliche Teilnahme am Kapazitätsmarkt zu ermöglichen. Wie oben in den Rn. 182 bis 192 dargelegt, scheint die Kommission jedoch nicht geprüft zu haben, ob die fragliche Maßnahme den Finanzierungsbedarf von DSR-Anbietern berücksichtigt.
Als Drittes macht Tempus zum Vorbringen der Kommission in der Klagebeantwortung geltend, die Festsetzung der Mindestgrenze von 2 MW für die Teilnahme sei ein Hindernis für die Teilnahme der DSR-Anbieter am Kapazitätsmarkt.
Vorab ist festzustellen, dass das von Tempus zur Mindestgrenze vorgetragene Argument an das Vorbringen in der Klageschrift zur Diskriminierung oder Benachteiligung von DSR-Anbietern auf dem Kapazitätsmarkt anknüpft, wie Tempus in der mündlichen Verhandlung erklärt hat. Das Argument wurde zudem in Erwiderung auf das Vorbringen der Kommission in der Klagebeantwortung geltend gemacht, in der die Kommission die Auffassung vertreten hat, die Mindestgrenze sei niedrig und für DSR vorteilhaft. Insoweit weist das fragliche Argument im vorliegenden Fall nicht nur einen engen Zusammenhang mit der Klageschrift auf, sondern es ist auch Bestandteil der üblichen sich in einem streitigen Verfahren entwickelnden Erörterung (vgl. in diesem Sinne Urteil vom 26. November 2013, Groupe Gascogne/Kommission,
C‑58/12 P
,
EU:C:2013:770
, Rn.
). Entgegen dem Vorbringen der Kommission ist das Argument daher als Erweiterung einer in der Klageschrift geltend gemachten Rüge anzusehen.
In der Anmeldung wird die Mindestteilnahmegrenze von 2 MW gegenüber der Teilnahmegrenze, die National Grid in anderen Maßnahmen festgelegt hat, als niedrig erachtet und somit als eine der Maßnahmen angesehen, die DSR-Anbieter zur Teilnahme am Kapazitätsmarkt ermutigen könnten (Rn. 224 der Anmeldung).
Erstens betrug jedoch die Teilnahmeschwelle des Kapazitätsmarkts PJM nur 100 kW, d. h. ein Zwanzigstel der Schwelle, die in der fraglichen Maßnahme festgelegt ist. Das Vereinigte Königreich verweist in der Anmeldung ausdrücklich auf den Kapazitätsmarkt PJM zur Stützung seiner Behauptung, die fragliche Maßnahme erlaube die Entwicklung des DSR-Sektors (Rn. 221 der Anmeldung).
Zweitens trifft es zwar zu, dass DSR-Anbieter tatsächlich die Möglichkeit haben, mehrere Standorte zu verbinden, um die Mindestgrenze von 2 MW zu erreichen, doch müssen sie die Bietungsgarantie für die gesamten 2 MW erbringen, sobald auch nur ein kleiner – selbst minimaler – Teil des Volumens aus nicht bestätigten DSR-Kapazitäten besteht. Aus den oben in den Rn. 249 bis 252 dargelegten Gründen kann die Bietungsgarantie jedoch ein Hindernis für den Markteintritt neuer DSR-Anbieter darstellen.
Folglich hätte die Kommission Bedenken hinsichtlich des Vorbringens haben müssen, die Festsetzung der Mindestteilnahmegrenze von 2 MW sei eine Maßnahme, die eine Entwicklung von DSR begünstige.
iv)

Ergebnis
Nach alledem hätten das Zusammenspiel zwischen den T‑4- und den T‑1-Auktionen sowie bestimmte Bedingungen für die Teilnahme von DSR-Anbietern am Kapazitätsmarkt der Kommission Anlass zu Bedenken hinsichtlich der Geeignetheit der fraglichen Maßnahme, die vom Vereinigten Königreich bekannt gegebenen Ziele im Bereich der Förderung der Entwicklung von DSR zu erreichen, und hinsichtlich der Vereinbarkeit der Maßnahme mit den Anforderungen der Leitlinien im Hinblick auf angemessene Anreize für DSR-Anbieter und somit der Vereinbarkeit der fraglichen Maßnahme mit dem Binnenmarkt geben müssen.
f)

Zum Fehlen einer zusätzlichen Vergütung von DSR-Anbietern im Fall der Begrenzung von Übertragungs- und Verteilungsverlusten
Tempus macht geltend, die fragliche Maßnahme gebe Anlass zu Bedenken hinsichtlich ihrer Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt, da DSR-Anbieter nicht für die Begrenzung von Übertragungs- und Verteilungsverlusten vergütet würden. Die von den DSR-Anbietern gelieferte Kapazität senke nämlich nicht nur den Gesamtbetrag der benötigten und auf dem Kapazitätsmarkt zirkulierenden Kapazität, sondern auch die Übertragungs- und Verteilungsverluste um etwa 7 % bis 8 %. Die insoweit erzielten Einsparungen sollten nach Auffassung von Tempus in die Vergütung von DSR-Anbietern einfließen und auf diese Weise einen Anreiz für die Verbesserung der Netzeffizienz setzen.
Die Kommission, unterstützt durch das Vereinigte Königreich, macht geltend, die Frage des Fehlens einer zusätzlichen Vergütung für die Begrenzung von Übertragungs- und Verteilungsverlusten sei in der Anmeldung analysiert und im angefochtenen Beschluss geprüft worden. Die Kommission macht sich insoweit die Erklärung des Vereinigten Königreichs zu eigen, wonach das Ziel des Kapazitätsmarkts nur darin bestehe, die Verfügbarkeit einer ausreichenden Kapazität im Netz zu gewährleisten, und nicht darin, alle anderen Vorteile zu vergüten, die mit den jeweiligen Technologien verbunden seien.
Tempus macht geltend, die fragliche Maßnahme gebe Anlass zu Bedenken hinsichtlich ihrer Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt, da DSR-Anbieter nicht für die Begrenzung von Übertragungs- und Verteilungsverlusten vergütet würden.
Im angefochtenen Beschluss hat die Kommission festgestellt, die fragliche Maßnahme vergüte nur die Bereitstellung eines bestimmten Kapazitätsvolumens unter Ausschluss jeglicher sonstiger Dienstleistung wie z. B. der Stromlieferung (132. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses). Im Licht des mit der fraglichen Maßnahme verfolgten Ziels, d. h. Gewährleistung der Deckung des Kapazitätsbedarfs zwecks Sicherstellung des gewünschten Stromversorgungsniveaus, sei das Fehlen einer zusätzlichen Vergütung für die Begrenzung der Übertragungs- und Verteilungsverluste gerechtfertigt (140. Erwägungsgrund des angefochtenen Beschlusses).
Hierzu ist festzustellen, dass die fragliche Maßnahme darin besteht, einen Kapazitätsmarkt einzuführen, der das Erzeugungsdefizit im Vereinigten Königreich behebt.
Die Leitlinien sehen ausdrücklich vor, dass die Geeignetheit von Beihilfemaßnahmen wie der in Rede stehenden den folgenden Voraussetzungen unterliegt: „Die Beihilfe sollte ausschließlich für die Bereitstellung der Erzeugungskapazität durch den Stromerzeuger gewährt werden, d. h., der Betreiber sagt zu, für Stromlieferungen zur Verfügung zu stehen, und erhält dafür einen Ausgleich, z. B. in Form einer Vergütung pro MW, die an Kapazität zur Verfügung gestellt wird. Die Beihilfe sollte keine Vergütung für den Verkauf von Strom vorsehen, d. h. keine Vergütung pro verkaufte Megawattstunde (MWh).“
Angesichts dieser Erwägungen gab das Fehlen einer zusätzlichen Vergütung für die Begrenzung von Übertragungs- und Verteilungsverlusten keinen Anlass zu Bedenken im Sinne von Art. 4 Abs. 3 und 4 der Verordnung Nr. 659/1999, aufgrund derer die Kommission verpflichtet gewesen wäre, das förmliche Prüfverfahren nach Art. 108 Abs. 2 AEUV zu eröffnen. Die hierzu von Tempus vorgebrachten Argumente sind folglich zurückzuweisen.
g)

Ergebnis
Aus der Prüfung des ersten Klagegrundes ergibt sich, dass es eine Gesamtheit objektiver und übereinstimmender Indizien – die zum einen auf die Dauer und die Umstände der Vorabkontakte und zum anderen darauf gegründet sind, dass der Inhalt des angefochtenen Beschlusses unvollständig und unzureichend war, weil die Kommission im Stadium der vorläufigen Prüfung keine angemessene Untersuchung bestimmter Aspekte des Kapazitätsmarkts vorgenommen hatte – gibt, die belegt, dass die Kommission den angefochtenen Beschluss trotz bestehender Bedenken erlassen hat. Ohne dass über das sonstige Vorbringen von Tempus zu entscheiden wäre, ist festzustellen, dass die Beurteilung der Vereinbarkeit der angemeldeten Maßnahme mit dem Binnenmarkt Anlass zu Bedenken im Sinne von Art. 4 der Verordnung Nr. 659/1999 gab, aufgrund derer die Kommission verpflichtet war, das förmliche Prüfverfahren nach Art. 108 Abs. 2 AEUV zu eröffnen.
Der angefochtene Beschluss ist daher für nichtig zu erklären.
2.

Zum zweiten Klagegrund: Begründungsmangel
Da der angefochtene Beschluss aufgrund des ersten Klagegrundes für nichtig erklärt wird, erübrigt sich eine Prüfung des zweiten Klagegrundes.
Kosten
Nach Art. 134 Abs. 1 der Verfahrensordnung ist die unterliegende Partei auf Antrag zur Tragung der Kosten zu verurteilen. Da die Kommission unterlegen ist, sind ihr gemäß dem Antrag von Tempus Energy Ltd und Tempus Energy Technology Ltd ihre eigenen Kosten und die Kosten, die Tempus Energy Ltd und Tempus Energy Technology Ltd entstanden sind, aufzuerlegen.
Nach Art. 138 Abs. 1 der Verfahrensordnung tragen die Mitgliedstaaten, die dem Rechtsstreit als Streithelfer beigetreten sind, ihre eigenen Kosten. Demzufolge hat das Vereinigte Königreich seine eigenen Kosten zu tragen.

Aus diesen Gründen hat
DAS GERICHT (Dritte erweiterte Kammer)
für Recht erkannt und entschieden:

1.
Der Beschluss C(2014) 5083 final der Kommission vom 23. Juli 2014, keine Einwände gegen die Beihilferegelung betreffend den Kapazitätsmarkt im Vereinigten Königreich zu erheben, weil sie gemäß Art. 107 Abs. 3 Buchst. c AEUV mit dem Binnenmarkt vereinbar ist (staatliche Beihilfe 2014/N‑2), wird für nichtig erklärt.

2.
Die Europäische Kommission trägt ihre eigenen Kosten sowie die Kosten der Tempus Energy Ltd und der Tempus Energy Technology Ltd.

3.
Das Vereinigte Königreich trägt seine eigenen Kosten.

Frimodt Nielsen
Kreuschitz
Forrester
Półtorak
Perillo
Verkündet in öffentlicher Sitzung in Luxemburg am 15. November 2018.
Unterschriften
Inhaltsverzeichnis

I. Vorgeschichte des Rechtsstreits

A. Zu den Klägerinnen und zum Streitgegenstand

B. Zur beanstandeten Maßnahme

C. Zu den maßgeblichen Bestimmungen der Leitlinien

D. Zum angefochtenen Beschluss

II. Verfahren und Anträge der Parteien

III. Rechtliche Würdigung

A. Zur Zulässigkeit

B. Zur Begründetheit

1. Zum ersten Klagegrund: Verstoß gegen Art. 108 Abs. 2 AEUV, Verletzung der Grundsätze der Nichtdiskriminierung, der Verhältnismäßigkeit und des Vertrauensschutzes und fehlerhafte Beurteilung des Sachverhalts

a) Vorbemerkungen

b) Zum Begriff der Bedenken und zur Entscheidung der Kommission über die Eröffnung oder Nichteröffnung des förmlichen Prüfverfahrens

c) Zur Dauer der Gespräche zwischen dem Mitgliedstaat und der Kommission und zu den Umständen, die den Erlass des angefochtenen Beschlusses begleiten

d) Zu der von der Kommission vorgenommenen Würdigung der Rolle von DSR innerhalb des Kapazitätsmarkts zum Zeitpunkt der vorläufigen Prüfung und unter Berücksichtigung der verfügbaren Informationen

1) Gleichwertigkeit und Vorteile von Stromerzeugung und DSR

2) Positive Rolle von DSR

3) Verfügbare Informationen zum Potenzial von DSR

e) Zum Vorwurf der Ungleichbehandlung bzw. Benachteiligung von DSR innerhalb des Kapazitätsmarkts

1) Zur Laufzeit der Kapazitätsverträge

2) Zur Methode zur Kostendeckung

3) Zu den Bedingungen der Teilnahme am Kapazitätsmarkt

i) Übergangsauktionen

ii) T‑1-Auktionen und ihr Zusammenspiel mit T‑4-Auktionen

iii) Teilnahmebedingungen für die dauerhaften Auktionen

iv) Ergebnis

f) Zum Fehlen einer zusätzlichen Vergütung von DSR-Anbietern im Fall der Begrenzung von Übertragungs- und Verteilungsverlusten

g) Ergebnis

2. Zum zweiten Klagegrund: Begründungsmangel

Kosten
(
*1
)	Verfahrenssprache: Englisch.