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| 14.4.2023 | EN | Official Journal of the European Union | C 131/45 |
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14.4.2023

EN

Official Journal of the European Union

C 131/45

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STATE AID – Germany

STATE AID SA.53625 (2021/C) – Germany – Lignite phase-out

Invitation to submit comments pursuant to Article 108(2) of the Treaty on the Functioning of the European Union

(Text with EEA relevance)

(2023/C 131/14)

By means of the letter dated 2 March 2023 reproduced in the authentic language on the pages following this summary, the Commission notified Germany of its decision to extend the procedure laid down in Article 108(2) of the Treaty on the Functioning of the European Union concerning the abovementioned measure.

Interested parties may submit their comments on the measure in respect of which the Commission is initiating the procedure within one month of the date of publication of this summary and the following letter, to:

| European Commission, |
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| Directorate-General Competition |
| State Aid Greffe |
| 1049 Bruxelles/Brussel |
| BELGIQUE/BELGIË |
| Fax + 32 2 296 12 42 |
| Stateaidgreffe@ec.europa.eu |

European Commission,

Directorate-General Competition

State Aid Greffe

1049 Bruxelles/Brussel

BELGIQUE/BELGIË

Fax + 32 2 296 12 42

Stateaidgreffe@ec.europa.eu

These comments will be communicated to Germany. Confidential treatment of the identity of the interested party submitting the comments and/or of parts of the comments submitted may be requested in writing, stating the reasons for the request.

TEXT OF SUMMARY

Germany notified to the Commission on 2 December 2020 compensation of EUR 1,75 billion to LEAG (the ‘LEAG measure’) and of EUR 2,6 billion to RWE (the ‘RWE measure’) for the phase-out of lignite powered electricity generation.

On 2 March 2021, the Commission adopted a decision (hereinafter ‘the Opening Decision’) (1) to initiate the formal investigation procedure in relation to the LEAG measure and the RWE measure. In that decision the Commission preliminarily concluded that the measures constitute State aid (see recital (114) of the Opening Decision) and raised doubts about the way in which the compensation amounts to RWE and to LEAG have been justified by Germany and thus doubts that the compensation is kept to the minimum required and that the amounts are proportionate (see recital (140) of the Opening Decision).

On 17 May 2022, a notice was published in the Official Journal of the European Union inviting interested parties to submit comments, pursuant to Article 108(2) of the TFEU, on the applicability and application of the Commission’s Guidelines on State aid for climate, environmental protection and energy 2022 (‘CEEAG’) (2) and, where relevant, on the compatibility grounds set out in those guidelines, including in Section 3 and Section 4.12 thereof, in relation to the LEAG measure and the RWE measure, in respect of which the Commission initiated the formal investigation (3).

On 23 December 2022, Germany submitted a modification of the RWE measure in view of the agreement with RWE of 4 October 2022 for an accelerated lignite phase-out in the Rhenish lignite mining area by 2030, instead of by 2038 as was previously envisaged (the ‘amended RWE measure’).

The main features of the amended RWE measure can be summarised as follows:

| i. | Postponement of final closure of two plants from end-2022 to March 2024: Two plants (Neurath D and Neurath E), which were scheduled to close by 31 December 2022, will remain available on the market until 31 March 2024 (with the possibility to retain these plants on the market until 31 March 2025 or to transfer them to a new reserve (Reserve)). |
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i.

Postponement of final closure of two plants from end-2022 to March 2024: Two plants (Neurath D and Neurath E), which were scheduled to close by 31 December 2022, will remain available on the market until 31 March 2024 (with the possibility to retain these plants on the market until 31 March 2025 or to transfer them to a new reserve (Reserve)).

| ii. | Acceleration of final closure of three plants from 2038 to 2030: The closure of three plants (Niederaußem K, Neurath F and Neurath G) will be brought forward from 31 December 2038 to 31 March 2030 (with the possibility to transfer these three plants in a new reserve (Reserve) until 31 December 2033). |
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ii.

Acceleration of final closure of three plants from 2038 to 2030: The closure of three plants (Niederaußem K, Neurath F and Neurath G) will be brought forward from 31 December 2038 to 31 March 2030 (with the possibility to transfer these three plants in a new reserve (Reserve) until 31 December 2033).

| iii. | Compensation amount for RWE remains the same (EUR 2,6 billion), while the number of instalments is reduced from 15 to 10. |
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iii.

Compensation amount for RWE remains the same (EUR 2,6 billion), while the number of instalments is reduced from 15 to 10.

| iv. | Continued existence of a non-litigation clause: The non-litigation clause continues to apply. |
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iv.

Continued existence of a non-litigation clause: The non-litigation clause continues to apply.

According to the German authorities, the compensation is paid for various aspects including in particular for forgone profits and additional costs that RWE had and has to bear, as it agreed to close its power plants for climate protection reasons before reaching the end of their technical / economic lifespan. Otherwise, it would have been able to realize revenues by selling the electricity of the power plants in the market and additional costs would not have occurred.

Germany submitted a revised calculation of RWE’s forgone profits (the ‘revised calculation’), which shows that the net present value (‘NPV’) of forgone profits of eight RWE plants (closing between 31 December 2021 and 31 March 2025) is approximately EUR 2,2 billion (EUR 2,3 billion in nominal terms) and thus higher than the NPV of the compensation to RWE of EUR 1,7 billion (EUR 2,6 billion in nominal terms) (4). Therefore, in view of these calculations, Germany argues that the compensation amount is justified.

As regards the doubts raised in the Opening Decision on the forgone profits, Germany argues that for RWE these doubts are not relevant anymore because the revised calculation removes the need for a comprehensive long-term modelling approach and because the final closure has been brought forward to 2030. Concerning RWE’s additional mine rehabilitation costs, Germany pointed out that such costs have not been considered in the revised calculation, as RWE’s forgone profits already exceed the compensation amount to RWE and thus suffice to justify the compensation. Nevertheless, Germany emphasised that the additional mine rehabilitation costs in general would also be suitable to justify the compensation payments.

According to the German authorities, the question whether the amended RWE measure is to be regarded as State aid can be left open as the RWE measure is in any case proportionate. The Commission preliminarily concludes, at this stage of the procedure, that the cumulative criteria for the existence of State aid are met and that the amended RWE measure constitutes State aid.

In the present decision, the Commission sets out its preliminary assessment of the compatibility, and in particular of the proportionality, of the amended RWE measure under the CEEAG, and in particular under Section 3 (general rules) and Section 4.12.1 concerning aid for the early closure of profitable coal activities (specific rules).

At this stage of the procedure, the Commission takes the preliminary view that RWE’s forgone profits in the revised calculation are calculated in a way that could potentially exclude overcompensation. This is, among others, in view of the following considerations:

| i. | The revised calculation takes into account only a limited time period (2021-2026) for the estimation of RWE’s forgone profits, which is not far away from the plants’ closure dates, and it contains data for each RWE plant that is scheduled for closure until 31 March 2025. |
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i.

The revised calculation takes into account only a limited time period (2021-2026) for the estimation of RWE’s forgone profits, which is not far away from the plants’ closure dates, and it contains data for each RWE plant that is scheduled for closure until 31 March 2025.

| ii. | The revised calculation uses verifiable and independent market-based data (e.g. for CO2 and electricity prices), which were available either immediately before the closure date (for the closed RWE plants) or at the time of the submission of the revised calculation (for the operating RWE plants). |
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ii.

The revised calculation uses verifiable and independent market-based data (e.g. for CO2 and electricity prices), which were available either immediately before the closure date (for the closed RWE plants) or at the time of the submission of the revised calculation (for the operating RWE plants).

| iii. | Other parameters of the revised calculation are designed in a way that makes the estimate of the forgone profits appear more conservative than the calculations submitted before the Opening Decision. |
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iii.

Other parameters of the revised calculation are designed in a way that makes the estimate of the forgone profits appear more conservative than the calculations submitted before the Opening Decision.

As regards the LEAG measure, this has not been amended but remains as described in the Opening Decision, on which the Commission had expressed doubts in that decision.

TEXT OF LETTER

1.   VERFAHREN

| (1) | Nach Vorabkontakten meldete Deutschland am 2. Dezember 2020 im Zusammenhang mit dem Ausstieg aus der Braunkohleverstromung Unterstützungsleistungen für die Lausitz Energie Kraftwerke AG („LEAG“) (im Folgenden „LEAG-Maßnahme“) und für die RWE Power AG („RWE“) (im Folgenden „RWE-Maßnahme“) nach Artikel 108 Absatz 3 AEUV elektronisch bei der Kommission zur Genehmigung an. Deutschland übermittelte am 13. und 14. Januar 2021 zusätzliche Informationen. |
| --- | --- |

(1)

| (2) | Ferner gingen bei der Kommission nicht angeforderte Stellungnahmen Dritter ein. Stellungnahmen von Greenpeace Energy und einem anonymen Dritten wurden Deutschland am 7. Oktober 2020 zur Stellungnahme übermittelt. Deutschland antwortete am 17. November 2020 auf die Stellungnahmen Dritter. LEAG übermittelte am 10. Dezember 2020 eine Stellungnahme. |
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(2)

| (3) | Am 2. März 2021 erließ die Kommission einen Beschluss zur Einleitung des förmlichen Prüfverfahrens (5) (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“) in Bezug auf die Unterstützung für LEAG und RWE. |
| --- | --- |

(3)

| (4) | Deutschland übermittelte seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss am 1. April 2021. Die Kommission erhielt Stellungnahmen von 27 Beteiligten. LEAG und RWE nahmen mit Schreiben vom 7. Juni 2021 zum Einleitungsbeschluss Stellung. Deutschland nahm am 6. September 2021 zu den Stellungnahmen der Beteiligten Stellung und antwortete am 3. September 2021 auf ein Auskunftsersuchen der Kommission vom 11. August 2021. |
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(4)

| (5) | Am 17. Mai 2022 wurde im Amtsblatt der Europäischen Union eine Bekanntmachung veröffentlicht, in der die Kommission die Beteiligten aufforderte, nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV zur Anwendbarkeit und Anwendung der Leitlinien der Kommission für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2022 (6) (im Folgenden „Leitlinien von 2022“) auf die LEAG- und die RWE-Maßnahme, bezüglich derer die Kommission das förmliche Prüfverfahren eingeleitet hat, sowie gegebenenfalls zu den in den genannten Leitlinien (unter anderem in deren Abschnitt 3 und Abschnitt 4.12) dargelegten Vereinbarkeitskriterien Stellung zu nehmen (7). |
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(5)

| (6) | Mit Schreiben vom 18. Mai 2022 unterrichtete die Kommission Deutschland und die Beteiligten, die nach der Veröffentlichung des Einleitungsbeschlusses Stellungnahmen übermittelt hatten, von der am 17. Mai 2022 veröffentlichten Aufforderung zur Stellungnahme und forderte sie auf, Stellung zu nehmen. |
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(6)

| (7) | Deutschland übermittelte keine Stellungnahme. Die Kommission erhielt Stellungnahmen von 19 Beteiligten. LEAG und RWE übermittelten ihre Stellungnahmen am 17. Juni 2022. Mit Schreiben vom 7. September 2022 teilte Deutschland mit, dass es nicht beabsichtige, sich zu den neuen Stellungnahmen der Beteiligten zu äußern. |
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(7)

| (8) | Angesichts der Verständigung mit RWE vom 4. Oktober 2022 über einen vorgezogenen Kohleausstieg bis 2030 im Rheinischen Revier legte Deutschland der Kommission am 23. Dezember 2022 Änderungen an der am 2. Dezember 2020 angemeldeten RWE-Maßnahme vor (im Folgenden „geänderte RWE-Maßnahme“). |
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(8)

| (9) | Am 16. November 2022 gingen bei der Kommission unaufgefordert abgegebene Stellungnahmen von acht Beteiligten zu der geänderten RWE-Maßnahme ein, die am 2. Dezember 2022 an Deutschland weitergeleitet wurden. Am 11. Januar 2023 nahm Deutschland dazu Stellung. |
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(9)

2.   BESCHREIBUNG DER FÜR DIE AUSWEITUNG DES FÖRMLICHEN PRÜFVERFAHRENS RELEVANTEN SACHVERHALTE

2.1.   Einleitungsbeschluss vom März 2021

| (10) | Der Einleitungsbeschluss stützte sich auf die von Deutschland und Dritten übermittelten Informationen, die der Kommission zum Zeitpunkt des Erlasses des Beschlusses vorlagen (siehe Erwägungsgrund (2)). Die Kommission kam auf dieser Grundlage zu dem vorläufigen Schluss, dass die Entschädigung für RWE und LEAG eine staatliche Beihilfe darstellt (siehe Erwägungsgrund 114 des Einleitungsbeschlusses), und äußerte Zweifel an der von Deutschland vorgebrachten Rechtfertigung der Entschädigungsbeträge für RWE und LEAG sowie daran, dass die Entschädigung auf das erforderliche Minimum beschränkt ist und die Beträge angemessen sind (siehe Erwägungsgrund 140 des Einleitungsbeschlusses). |
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(10)

| (11) | In Bezug auf das Vorliegen einer Beihilfe (siehe Abschnitt 3.1 des Einleitungsbeschlusses) vertrat die Kommission die vorläufige Auffassung, dass die kumulativen Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe erfüllt sein dürften, weil die Entschädigung i) gemäß den Bestimmungen des Kohleausstiegsgesetzes und des Vertrags aus dem Staatshaushalt ausgezahlt und somit aus staatlichen Mitteln gewährt wird und dem deutschen Staat zuzurechnen ist, ii) RWE und LEAG einen Vorteil verschafft, den sie durch eine Schadensersatzklage vor einem nationalen Gericht oder unter normalen Marktbedingungen nicht hätten erzielen können, iii) RWE und LEAG selektiv gewährt wird und vi) den Wettbewerb und den Handel zwischen Mitgliedstaaten beeinträchtigt, da sich die Stilllegung der Kraftwerke auf die Merit-Order und somit auf die Großhandelspreise für Strom auswirken dürfte. |
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(11)

| (12) | Im Hinblick auf die Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Binnenmarkt (siehe Abschnitt 3.3.1 des Einleitungsbeschlusses) erklärte die Kommission im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgrund 117), dass sie die Vereinbarkeit der Maßnahme unmittelbar nach Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV prüfen werde, da weder die Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020 (8) (im Folgenden „Leitlinien von 2014“) noch andere spezifische Leitlinien besondere Bestimmungen für Beihilfen zur Entschädigung für die Stilllegung von Stromerzeugungsanlagen enthalten. Ferner äußerte die Kommission Zweifel an der Vereinbarkeit der Entschädigung mit dem Binnenmarkt und insbesondere an ihrer Angemessenheit. Die Zweifel der Kommission sind im Folgenden zusammengefasst: |
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(12)

2.1.1.   Die entgangenen Gewinne reichen weit in die Zukunft

| (13) | Im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgründe 123 bis 132) äußerte die Kommission Zweifel an den Annahmen, die der Berechnung Deutschlands zur Ermittlung der entgangenen Gewinne der RWE- und LEAG-Anlagen sowohl für das faktische als auch das kontrafaktische Szenario zugrunde lagen. Dabei ging es insbesondere um Folgendes:






  a) | Lebensdauer von Braunkohlekraftwerken ohne das Kohleausstiegsgesetz: Die Kommission äußerte Zweifel daran, dass die Braunkohleanlagen für weitere 48 bis 70 Jahre betrieben werden könnten, wenn das Kohleausstiegsgesetz nicht beschlossen worden wäre, und warf die Frage auf, ob nicht erhebliche Investitionskosten anfallen würden, um sie so weit zu modernisieren, dass die langen Nutzungszeiträume erreicht werden könnten. |
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(13)

a)

Lebensdauer von Braunkohlekraftwerken ohne das Kohleausstiegsgesetz: Die Kommission äußerte Zweifel daran, dass die Braunkohleanlagen für weitere 48 bis 70 Jahre betrieben werden könnten, wenn das Kohleausstiegsgesetz nicht beschlossen worden wäre, und warf die Frage auf, ob nicht erhebliche Investitionskosten anfallen würden, um sie so weit zu modernisieren, dass die langen Nutzungszeiträume erreicht werden könnten.

| b) | Unsicherheiten in Bezug auf zukunftsbezogene Projektionen: Die Kommission stellte in Frage, ob der Diskontierungsfaktor von 7,5 % den hohen Risiken und Unsicherheiten im Zusammenhang mit den Projektionen hinreichend Rechnung trägt oder zusätzliche Korrekturmechanismen erforderlich wären. |
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b)

Unsicherheiten in Bezug auf zukunftsbezogene Projektionen: Die Kommission stellte in Frage, ob der Diskontierungsfaktor von 7,5 % den hohen Risiken und Unsicherheiten im Zusammenhang mit den Projektionen hinreichend Rechnung trägt oder zusätzliche Korrekturmechanismen erforderlich wären.

| c) | Brennstoff- und CO2-Preise: Die Kommission äußerte Zweifel an der Berechnung der entgangenen Gewinne der Kraftwerke, da das Modell Deutschlands auf Projektionen der Internationalen Energie-Agentur aus dem Jahr 2018 beruhte und neuere Marktentwicklungen, insbesondere den Anstieg der CO2-Preise seit 2019 (d. h. bis zur Unterzeichnung des Vertrags zwischen der deutschen Regierung und den beiden Beihilfeempfängern) und die ehrgeizigeren, auf EU-Ebene vereinbarten Klimaziele, nicht zu berücksichtigen schien. |
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c)

Brennstoff- und CO2-Preise: Die Kommission äußerte Zweifel an der Berechnung der entgangenen Gewinne der Kraftwerke, da das Modell Deutschlands auf Projektionen der Internationalen Energie-Agentur aus dem Jahr 2018 beruhte und neuere Marktentwicklungen, insbesondere den Anstieg der CO2-Preise seit 2019 (d. h. bis zur Unterzeichnung des Vertrags zwischen der deutschen Regierung und den beiden Beihilfeempfängern) und die ehrgeizigeren, auf EU-Ebene vereinbarten Klimaziele, nicht zu berücksichtigen schien.

| d) | Anlagenspezifische Daten wurden nur für zwei Kraftwerke vorgelegt, was es der Kommission erschwerte, die Berechnung Deutschlands für alle stillzulegenden Anlagen zu überprüfen. |
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d)

Anlagenspezifische Daten wurden nur für zwei Kraftwerke vorgelegt, was es der Kommission erschwerte, die Berechnung Deutschlands für alle stillzulegenden Anlagen zu überprüfen.

| e) | Deutschland hat der Kommission keine Sensitivitätsanalyse vorgelegt, die es der Kommission ermöglichen würde, die Auswirkungen der Inputparameter auf die Modellergebnisse zu bewerten. |
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e)

Deutschland hat der Kommission keine Sensitivitätsanalyse vorgelegt, die es der Kommission ermöglichen würde, die Auswirkungen der Inputparameter auf die Modellergebnisse zu bewerten.

2.1.2.   Zeitlich gestreckte Stilllegung

| (14) | Im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgrund 133) stellte die Kommission fest, dass RWE und LEAG auch eine Vergütung für drei Anlagen erhalten werden, wenn diese in die Zeitlich gestreckte Stilllegung überführt werden, und äußerte Zweifel, ob dieser zusätzliche Ausgleich für die Stilllegung der Anlagen erforderlich ist. |
| --- | --- |

(14)

2.1.3.   Von Deutschland vorgelegte alternative Szenarien

| (15) | Im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgrund 134) äußerte die Kommission Zweifel, ob die Szenarien der vorzeitigen Stilllegung, die Deutschland als alternative Szenarien zur Rechtfertigung der Entschädigungsbeträge vorgelegt hat, für die Prüfung der Angemessenheit relevant sind. Die Kommission stellte fest, dass ungewiss ist, ob es tatsächlich zu vorzeitigen Stilllegungen kommen wird, und falls ja, ob die Stilllegungen, wie von Deutschland angenommen, drei Jahre früher erfolgen und für alle Kraftwerke gelten würden, die erst nach 2030 schließen sollen. |
| --- | --- |

(15)

| (16) | Ferner stellte die Kommission im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgrund 135) ausschließlich in Bezug auf die LEAG-Maßnahme fest, dass in einem Szenario, in dem LEAG den Tagebau nicht auf Mühlrose und Welzow-Süd TA II ausweitet, der Barwert der erwarteten LEAG entgangenen Gewinne nach den Berechnungen Deutschlands den Barwert des Entschädigungsbetrags nicht übersteigen würde. Die Kommission äußerte daher Zweifel an der Angemessenheit der Entschädigung für LEAG. |
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(16)

2.1.4.   Zusätzliche Tagebaufolgekosten

| (17) | Im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgründe 137 bis 139) äußerte die Kommission Zweifel an der Höhe der zusätzlichen Kosten, da sich die von Deutschland vorgelegte Studie von EY und BET auf andere Stilllegungszeitpunkte stützt als die im Kohleausstiegsgesetz festgelegten Zeitpunkte und die Studie auf öffentlich verfügbaren Informationen beruht und einräumt, dass die Kosten variieren können. |
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(17)

| (18) | In Bezug auf die LEAG-Maßnahme hatte die Kommission darüber hinaus Zweifel, ob das kontrafaktische Szenario für die Ermittlung der zusätzlichen Kosten auch die Ausweitung des Tagebaus auf Mühlrose und Welzow-Süd TA II umfassen sollte, da eine solche Ausweitung der Studie zufolge in einem Szenario ohne Kohleausstiegsgesetz für LEAG nicht erforderlich wäre, um den Kohlebedarf zu decken. |
| --- | --- |

(18)

2.2.   Gründe für die Ausweitung des Prüfverfahrens

| (19) | Die Kommission stellt fest, dass sich einige der im Einleitungsbeschluss beschriebenen Fakten und Umstände seit Erlass des Beschlusses geändert haben. |
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(19)

| (20) | Insbesondere war in letzter Zeit eine dynamische Entwicklung der Strompreise zu beobachten. Der durchschnittliche Day-Ahead-Preis auf dem deutschen Strommarkt stieg von 30,5 EUR/MWh (2020) auf 96,8 EUR/MWh (2021). Dieser Trend setzte sich im Jahr 2022 mit einem Anstieg auf 235,4 EUR/MWh fort, wobei das Marktumfeld sehr volatil wurde: Die monatlichen Durchschnittspreise reichten von 129 EUR/MWh bis 465 EUR/MWh (9). Der extreme Anstieg und die hohe Volatilität der Strompreise wurden unter anderem durch den grundlosen und ungerechtfertigten militärischen Angriff Russlands auf die Ukraine am 24. Februar 2022 und den vorsätzlichen Einsatz seiner Gaslieferungen als Druckmittel beeinflusst. Außerdem stiegen auch die Preise der Emissionszertifikate — zunächst von durchschnittlich 25 EUR/tCO2 im Jahr 2020 auf 53 EUR/tCO2 im Jahr 2021, dann auf 81 EUR/tCO2 im Jahr 2022 (10). |
| --- | --- |

(20)

| (21) | Am 4. Oktober 2022 verständigten sich die Bundesregierung und RWE darauf, den Kohleausstieg im Rheinischen Revier von 2038 auf 2030 vorzuziehen (11). Die Bundesregierung erklärte, diese Vereinbarung werde zur Einhaltung der Klimaschutzziele beitragen und gleichzeitig die Versorgungssicherheit in der aktuellen Energiekrise stärken (12). |
| --- | --- |

(21)

| (22) | In der Ankündigung der geänderten RWE-Maßnahme erklärte RWE, dass der frühere Kohleausstieg maßgeblich zur Erreichung der deutschen Klimaschutzziele beitragen werde. RWE kündigte seine Pläne an, massiv in die Energiewende zu investieren und die Braunkohleverstromung bis 2030 zu beenden, d. h. die bisher vorgesehene Zeitspanne zu halbieren und den Braunkohleausstieg um acht Jahre vorzuziehen. Darüber hinaus werde RWE bis 2030 global mehr als 50 Mrd. EUR brutto in den Ausbau des grünen Kerngeschäfts investieren, wovon 15 Mrd. EUR für Deutschland vorgesehen seien (13). |
| --- | --- |

(22)

| (23) | Am 19. Dezember 2022 verabschiedete Deutschland das Gesetz zur Beschleunigung des Braunkohleausstiegs im Rheinischen Revier (14) (im Folgenden „Änderungsgesetz“), mit dem das Kohleausstiegsgesetz (15) vom 8. August 2020 geändert wurde. Darüber hinaus unterzeichneten Deutschland und RWE am 16. Dezember 2022 einen Änderungsvertrag, mit dem der am 10. Februar 2021 zwischen Deutschland, RWE und LEAG geschlossene öffentlich-rechtliche Vertrag (im Folgenden „Vertrag von 2021“) geändert wurde. Deutschland hat diese Änderungen am 23. Dezember 2022 der Kommission vorgelegt. |
| --- | --- |

(23)

| (24) | Das Kohleausstiegsgesetz (Paragraf 10), der Vertrag von 2021 (Paragraf 25) und das Änderungsgesetz (Paragraf 3) enthalten einen beihilferechtlichen Vorbehalt, dem zufolge RWE und LEAG erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Kommission eine Entschädigung gewährt werden darf. Die Beihilfe wurde noch nicht gewährt, und es wurden auch noch keine Zahlungen an RWE geleistet. |
| --- | --- |

(24)

| (25) | Der Vertrag von 2021 sah die Möglichkeit einer Vertragsänderung im gegenseitigen Einvernehmen vor (Paragrafen 20 bis 21). Die Bundesregierung und RWE machten von dieser Möglichkeit Gebrauch und legten im Änderungsvertrag die in Abschnitt 2.2.1 dieses Beschlusses beschriebenen Änderungen der Stilllegungszeitpunkte für bestimmte RWE-Anlagen fest. |
| --- | --- |

(25)

| (26) | Deutschland hat der Kommission ferner mitgeteilt, dass RWE seit 2020 sechs Braunkohlekraftwerke gemäß dem im Kohleausstiegsgesetz festgelegten Zeitplan (16) stillgelegt hat: |
| --- | --- |

(26)

Tabelle 1

Seit 2020 geschlossene RWE-Anlagen

| Anlagenbetreiber | Blockname | MW (netto) | Zeitpunkt der Überführung in die Zeitlich gestreckte Stilllegung | Stilllegungszeitpunkt |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| RWE | Niederaußem D | 297 | — | 31.12.2020 |
| RWE | Niederaußem C | 295 | — | 31.12.2021 |
| RWE | Neurath B | 294 | — | 31.12.2021 |
| RWE | Weisweiler E | 321 | — | 31.12.2021 |
| RWE | Neurath A | 294 | — | 1.4.2022 |
| RWE | Frechen/Wachtberg | 120 | — | 31.12.2022 |
| | (Brikettierung) | (von 176) | | |

Anlagenbetreiber

Blockname

MW (netto)

Zeitpunkt der Überführung in die Zeitlich gestreckte Stilllegung

Stilllegungszeitpunkt

RWE

Niederaußem D

297

—

31.12.2020

RWE

Niederaußem C

295

—

31.12.2021

RWE

Neurath B

294

—

31.12.2021

RWE

Weisweiler E

321

—

31.12.2021

RWE

Neurath A

294

—

1.4.2022

RWE

Frechen/Wachtberg

120

—

31.12.2022

(Brikettierung)

(von 176)

2.2.1.   Kurze Beschreibung der geänderten RWE-Maßnahme

| (27) | Die wichtigsten Merkmale der geänderten RWE-Maßnahme sind nachstehend zusammengefasst. Deutschland erklärt, dass die weiteren Details (z. B. steuerliche Behandlung, Sicherung der Gelder für die Rekultivierung) unverändert bleiben. |
| --- | --- |

(27)

a)   Verschiebung der endgültigen Stilllegung zweier Anlagen von Ende 2022 auf März 2024

| (28) | Zwei Anlagen (Neurath D und Neurath E mit einer Kapazität von jeweils rund 600 MW), die nach dem Kohleausstiegsgesetz und dem Vertrag von 2021 spätestens am 31. Dezember 2022 stillgelegt werden sollten, werden nun bis zum 31. März 2024 auf dem Markt verfügbar bleiben. Nach Angaben Deutschlands dient dies dazu, die Auswirkungen der derzeitigen Energiekrise weiter abzufedern, Gas im Stromsektor zu sparen und damit die Versorgungssicherheit zu erhöhen. |
| --- | --- |

(28)

| (29) | Die Bundesregierung kann bis zum 30. September 2023 entscheiden, ob diese Anlagen bis zum 31. März 2025 auf dem Markt bleiben oder in eine neue Reserve überführt werden sollen. Eine solche neue Reserve ist noch nicht näher definiert worden und nicht Teil dieses Beschlusses. |
| --- | --- |

(29)

| (30) | Nach Paragraf 3 des Änderungsvertrags muss RWE die Kosten für die Ertüchtigung der Anlagen, die Kosten zur Anpassung der Personalplanung, die laufenden Betriebskosten sowie die Kosten der CO2-Emissionszertifikate tragen, wenn Deutschland sich zur Verlängerung des Betriebs der beiden Anlagen um ein Jahr (1. April 2024 bis 31. März 2025) entscheidet. Gleichzeitig verbleiben die Erlöse aus der Vermarktung des Stroms bei RWE, wobei eine mit dem Gesetz vom 20. Dezember 2022 zur Einführung einer Strompreisbremse und zur Änderung weiterer energierechtlicher Bestimmungen eingeführte Obergrenze für Markterlöse eingehalten werden muss, die der Finanzierung von Maßnahmen zur Entlastung der Letztverbraucher von den hohen Stromkosten dient (17). |
| --- | --- |

(30)

| (31) | Die nachstehende geänderte Tabelle der Stilllegungszeitpunkte entspricht der in Paragraf 1 Absatz 9 des Änderungsgesetzes und im Anhang des Änderungsvertrags enthaltenen Tabelle: |
| --- | --- |

(31)

Tabelle 2

Braunkohleanlagen: Überführung in die Zeitlich gestreckte Stilllegung und Stilllegungszeitpunkte (geänderte Zeitpunkte in Fettdruck)
   (21)

| Anlagenbetreiber | Blockname | MW (netto) | Zeitpunkt der Überführung in die Zeitlich gestreckte Stilllegung | Stilllegungszeitpunkt |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| RWE | Niederaußem D | 297 | — | 31.12.2020 |
| RWE | Niederaußem C | 295 | — | 31.12.2021 |
| RWE | Neurath B | 294 | — | 31.12.2021 |
| RWE | Weisweiler E oder F (18) | 321 | — | 31.12.2021 |
| RWE | Neurath A | 294 | — | 1.4.2022 |
| RWE | Frechen/Wachtberg | 120 | — | 31.12.2022 |
| | (Brikettierung) | (von 176) | | |
| RWE | Neurath D | 607 | — | 31.3.2024 |
| RWE | Neurath E | 604 | — | 31.3.2024 |
| RWE | Weisweiler E oder F (19) | 321 | — | 1.1.2025 |
| LEAG | Jänschwalde A | 465 | 31.12.2025 | 31.12.2028 |
| LEAG | Jänschwalde B | 465 | 31.12.2027 | 31.12.2028 |
| RWE | Weisweiler G oder H | 663 | — | 1.4.2028 |
| | | oder 656 | | |
| LEAG | Jänschwalde C | 465 | — | 31.12.2028 |
| LEAG | Jänschwalde D | 465 | — | 31.12.2028 |
| RWE | Weisweiler G oder H | 663 | — | 1.4.2029 |
| | | oder 656 | | |
| LEAG | Boxberg N | 465 | — | 31.12.2029 |
| LEAG | Boxberg P | 465 | — | 31.12.2029 |
| RWE | Niederaußem G oder H | 628 | — | 31.12.2029 |
| | | oder 648 | | |
| RWE | Niederaußem K | 944 | — | 31.3.2030 |
| RWE | Neurath F (BoA 2) | 1060 | — | 31.3.2030 |
| RWE | Neurath G (BoA 3) | 1060 | — | 31.3.2030 |
| RWE | Niederaußem G oder H | 628 | 31.12.2029 | 31.12.2033 |
| | | oder 648 | | |
| Saale Energie (20) | Schkopau A | 450 | — | 31.12.2034 |
| Saale Energie | Schkopau B | 450 | — | 31.12.2034 |
| LEAG | Lippendorf R | 875 | — | 31.12.2035 |
| EnBW | Lippendorf S | 875 | — | 31.12.2035 |
| LEAG | Schwarze Pumpe A | 750 | — | 31.12.2038 |
| LEAG | Schwarze Pumpe B | 750 | — | 31.12.2038 |
| LEAG | Boxberg R | 640 | — | 31.12.2038 |
| LEAG | Boxberg Q | 857 | — | 31.12.2038 |

Anlagenbetreiber

Blockname

MW (netto)

Zeitpunkt der Überführung in die Zeitlich gestreckte Stilllegung

Stilllegungszeitpunkt

RWE

Niederaußem D

297

—

31.12.2020

RWE

Niederaußem C

295

—

31.12.2021

RWE

Neurath B

294

—

31.12.2021

RWE

Weisweiler E oder F (18)

321

—

31.12.2021

RWE

Neurath A

294

—

1.4.2022

RWE

Frechen/Wachtberg

120

—

31.12.2022

(Brikettierung)

(von 176)

RWE

Neurath D

607

—

31.3.2024

RWE

Neurath E

604

—

31.3.2024

RWE

Weisweiler E oder F (19)

321

—

1.1.2025

LEAG

Jänschwalde A

465

31.12.2025

31.12.2028

LEAG

Jänschwalde B

465

31.12.2027

31.12.2028

RWE

Weisweiler G oder H

663

—

1.4.2028

oder 656

LEAG

Jänschwalde C

465

—

31.12.2028

LEAG

Jänschwalde D

465

—

31.12.2028

RWE

Weisweiler G oder H

663

—

1.4.2029

oder 656

LEAG

Boxberg N

465

—

31.12.2029

LEAG

Boxberg P

465

—

31.12.2029

RWE

Niederaußem G oder H

628

—

31.12.2029

oder 648

RWE

Niederaußem K

944

—

31.3.2030

RWE

Neurath F (BoA 2)

1060

—

31.3.2030

RWE

Neurath G (BoA 3)

1060

—

31.3.2030

RWE

Niederaußem G oder H

628

31.12.2029

31.12.2033

oder 648

Saale Energie (20)

Schkopau A

450

—

31.12.2034

Saale Energie

Schkopau B

450

—

31.12.2034

LEAG

Lippendorf R

875

—

31.12.2035

EnBW

Lippendorf S

875

—

31.12.2035

LEAG

Schwarze Pumpe A

750

—

31.12.2038

LEAG

Schwarze Pumpe B

750

—

31.12.2038

LEAG

Boxberg R

640

—

31.12.2038

LEAG

Boxberg Q

857

—

31.12.2038

b)   Vorziehen der endgültigen Stilllegung dreier Anlagen von 2038 auf 2030

| (32) | Die Stilllegung von drei Anlagen (Niederaußem K, Neurath F und Neurath G mit einer Kapazität von jeweils rund 1 000 MW) wird vom 31. Dezember 2038 auf den 31. März 2030 vorgezogen. Nach Angaben Deutschland bedeutet dies, dass die verbleibende Betriebszeit von 3 GW Erzeugungskapazität der neuesten und effizientesten von RWE betriebenen Kraftwerke um fast 50 % verkürzt wird. |
| --- | --- |

(32)

| (33) | Deutschland stellt fest, dass die geänderten Stilllegungszeitpunkte auch erhebliche Auswirkungen auf die Tagebaue haben, die die drei Anlagen mit vorgezogenem Stilllegungszeitpunkt beliefern. Daher wurde im Rahmen der geänderten RWE-Maßnahme vereinbart, dass der Tagebau Garzweiler in den kommenden Jahren deutlich weniger Braunkohle fördern wird. |
| --- | --- |

(33)

| (34) | Die Bundesregierung kann bis zum 15. August 2026 entscheiden, ob diese drei Anlagen bis zum 31. Dezember 2033 in eine Reserve überführt werden sollen. Eine solche neue Reserve ist noch nicht näher definiert worden und nicht Teil dieses Beschlusses. Sollten diese Anlagen für eine solche Reserve benötigt werden, würde sich nach dem Eckpunktepapier des Bundesministeriums gegenüber einer endgültigen Stilllegung bis 2030 nichts an der Tagebauplanung verändern. Auch die Rekultivierung, die im Jahr 2030 beginnen wird, würde unverändert fortgesetzt. |
| --- | --- |

(34)

c)   Keine zusätzliche Entschädigung für RWE

| (35) | Deutschland sieht in der geänderten RWE-Maßnahme keine zusätzliche, über den Vertrag von 2021 hinausgehende Entschädigung für RWE vor, sondern hält an dem Beihilfebetrag von 2,6 Mrd. EUR fest. |
| --- | --- |

(35)

| (36) | Dem Eckpunktepapier des Bundesministeriums zufolge stehen den wegfallenden Erlösen in den Jahren 2030–2038 aus dem eingestellten Betrieb von rund 3 GW Kraftwerkskapazität und den zusätzlichen Kosten erneuter Umplanungen u. a. geringere Erlösausfälle aufgrund des um 15 Monate, d. h. von Anfang 2023 bis Ende des ersten Quartals 2024, verlängerten Einsatzes von Neurath D und E gegenüber. |
| --- | --- |

(36)

| (37) | Das Änderungsgesetz (Paragraf 1 Absatz 4) und der Änderungsvertrag (Paragraf 4) sehen vor, dass die Zahl der Raten, in denen die Entschädigung an RWE gezahlt wird, von 15 auf 10 verringert wird und die Raten nicht, wie zuvor vorgesehen, gleich hoch sind. Die Höhe der ersten vier Raten (2020-2023) beträgt 173 Mio. EUR, und die verbleibenden sechs Raten (2024-2029) belaufen sich auf 318 Mio. EUR. Die erste Ratenzahlung für RWE ist nach dem Änderungsgesetz und dem Änderungsvertrag am 31.12.2020 fällig, d. h. an dem Tag, an dem RWE seine erste Anlage stillgelegt hat. |
| --- | --- |

(37)

d)   Fortbestehen einer Klausel über den Ausschluss von Schiedsverfahren

| (38) | Der Verzicht auf Schiedsverfahren wurde von den Vertragsparteien im Vertrag von 2021 festgelegt, und laut Paragraf 6 des Änderungsvertrags gilt dieser Ausschluss auch für den Änderungsvertrag. |
| --- | --- |

(38)

2.2.2.   Von Deutschland vorgelegte Berechnung für die geänderte RWE-Maßnahme

| (39) | Im Rahmen der Stellungnahme vom 23. Dezember 2022 übermittelte Deutschland der Kommission eine überarbeitete Berechnung der entgangenen Gewinne für neun RWE-Anlagen, die bereits stillgelegt wurden oder im Einklang mit dem Änderungsgesetz (Paragraf 1 Absatz 9) spätestens am 31. März 2025 stillgelegt werden sollen (im Folgenden „überarbeitete Berechnung“). Diese Berechnung mit Datum vom 16. Dezember 2022 wurde von r2b energy consulting erstellt. |
| --- | --- |

(39)

| (40) | Danach beläuft sich der Barwert der entgangenen Gewinne von acht RWE-Anlagen (die zwischen dem 31. Dezember 2021 und dem 31. März 2025 stillgelegt wurden bzw. werden) auf rund 2,2 Mrd. EUR (nominal 2,3 Mrd. EUR) und ist somit höher als die vereinbarten Entschädigungszahlungen für RWE von 1,7 Mrd. EUR (nominal 2,6 Mrd. EUR) (22). Deutschland argumentiert angesichts dieser Berechnung, dass der Entschädigungsbetrag gerechtfertigt sei. |
| --- | --- |

(40)

| (41) | In der von Deutschland vorgelegten Berechnung werden für acht der im Stilllegungspfad genannten neun RWE-Blöcke, für die Daten übermittelt wurden, im Zeitraum 2021-2026 entgangene Gewinne errechnet. Von diesen acht Blöcken mit entgangenen Gewinnen wurden 2021-2022 bereits fünf stillgelegt (Neurath A und B, Niederaußem C, Weisweiler E und Frechen/Wachtberg); die übrigen drei Blöcke (Weisweiler F und Neurath D und E) sollen spätestens 2025 folgen. Für alle neun Blöcke, für die Daten übermittelt wurden, wurden nur für den Zeitraum ab ihrer Stilllegung bis Ende 2026 entgangene Gewinne errechnet. Die entgangenen Gewinne fallen in keinem Fall später als drei Jahre nach dem vorgesehenen Stilllegungszeitpunkt an. Für die sieben Blöcke, die nach 2026 stillgelegt werden sollen (Weisweiler G und H, Niederaußem H, K und G sowie Neurath F und G), werden demnach keine entgangenen Gewinne einbezogen, da sie nicht vor 2026 stillgelegt werden. |
| --- | --- |

(41)

| (42) | Die geschätzten entgangenen Gewinne der acht Blöcke, für die entgangene Gewinne geltend gemacht wurden, entstehen zwischen ihrer Stilllegung und dem Jahresende 2026. |
| --- | --- |

(42)

| (43) | Nachstehend werden die wichtigsten Parameter erläutert, die in der von Deutschland vorgelegten Berechnung zur Schätzung der entgangenen Gewinne der neun Blöcke, für die Daten übermittelt wurden, herangezogen wurden:






  a) | Die Berechnung geht davon aus, dass die Kraftwerke als einzige Erlösquelle Grundlaststrom zu Marktpreisen verkaufen, die den Kursen an der deutschen Warenbörse EEX entsprechen. Das heißt konkret:






  — | Für die zum Zeitpunkt der Vorlage der überarbeiteten Berechnung bei der Kommission bereits stillgelegten Blöcke (Neurath A und B, Niederaußem C und D, Weisweiler E) wurden die Annahmen in Bezug auf Strom- und CO2-Preise, Inflation und regulatorisches Umfeld (23) entsprechend den Markterwartungen unmittelbar vor dem jeweiligen Stilllegungstermin zugrunde gelegt. Für Strom- und CO2-Preise wurden die an der EEX in den zwei Wochen vor dem jeweiligen Stilllegungstermin notierten Durchschnittspreise für Futures bei Bereitstellung im betreffenden Monat, Quartal oder Jahr (je nach Produktverfügbarkeit) zwischen 2021 und 2026 zugrunde gelegt. |
| --- | --- | --- | --- |

(43)

a)

Die Berechnung geht davon aus, dass die Kraftwerke als einzige Erlösquelle Grundlaststrom zu Marktpreisen verkaufen, die den Kursen an der deutschen Warenbörse EEX entsprechen. Das heißt konkret:

—

Für die zum Zeitpunkt der Vorlage der überarbeiteten Berechnung bei der Kommission bereits stillgelegten Blöcke (Neurath A und B, Niederaußem C und D, Weisweiler E) wurden die Annahmen in Bezug auf Strom- und CO2-Preise, Inflation und regulatorisches Umfeld (23) entsprechend den Markterwartungen unmittelbar vor dem jeweiligen Stilllegungstermin zugrunde gelegt. Für Strom- und CO2-Preise wurden die an der EEX in den zwei Wochen vor dem jeweiligen Stilllegungstermin notierten Durchschnittspreise für Futures bei Bereitstellung im betreffenden Monat, Quartal oder Jahr (je nach Produktverfügbarkeit) zwischen 2021 und 2026 zugrunde gelegt.

| — | Für die vier Blöcke, deren Stilllegung im Zeitraum vom 31. Dezember 2022 bis zum 31. März 2025 erfolgt (Frechen/Wachtberg, Weisweiler F und Neurath D und E), wurden die Annahmen in Bezug auf Strom- und CO2-Preise, Inflation und regulatorisches Umfeld (24) entsprechend den zum Zeitpunkt der Vorlage der überarbeiteten Berechnung verfügbaren aktuellen Markterwartungen zugrunde gelegt. Für Strom- und CO2-Preise wurden die an der EEX im Zeitraum vom 21. Oktober 2022 und dem 4. November 2022 notierten Durchschnittspreise für Futures bei Bereitstellung im betreffenden Monat, Quartal oder Jahr (je nach Produktverfügbarkeit) zwischen 2021 und 2026 zugrunde gelegt. |
| --- | --- |

—

Für die vier Blöcke, deren Stilllegung im Zeitraum vom 31. Dezember 2022 bis zum 31. März 2025 erfolgt (Frechen/Wachtberg, Weisweiler F und Neurath D und E), wurden die Annahmen in Bezug auf Strom- und CO2-Preise, Inflation und regulatorisches Umfeld (24) entsprechend den zum Zeitpunkt der Vorlage der überarbeiteten Berechnung verfügbaren aktuellen Markterwartungen zugrunde gelegt. Für Strom- und CO2-Preise wurden die an der EEX im Zeitraum vom 21. Oktober 2022 und dem 4. November 2022 notierten Durchschnittspreise für Futures bei Bereitstellung im betreffenden Monat, Quartal oder Jahr (je nach Produktverfügbarkeit) zwischen 2021 und 2026 zugrunde gelegt.

| — | Für die übrigen Blöcke hat Deutschland keine Daten vorgelegt und keine entgangenen Gewinne geltend gemacht, da die Stilllegung nach 2026 erfolgt. |
| --- | --- |

—

Für die übrigen Blöcke hat Deutschland keine Daten vorgelegt und keine entgangenen Gewinne geltend gemacht, da die Stilllegung nach 2026 erfolgt.

| b) | Was die Brennstoffkosten auf Basis der Vollkosten der Braunkohleförderung angeht, wurden die variablen Kosten der Braunkohleförderung mit 1,5 EUR/MWhth und die entsprechenden Fixkosten mit 4,7 EUR/MWhth veranschlagt. Diese Annahmen entstammen einer unabhängigen Studie des Öko-Instituts, die im Januar 2022 veröffentlicht wurde (25). |
| --- | --- |

b)

Was die Brennstoffkosten auf Basis der Vollkosten der Braunkohleförderung angeht, wurden die variablen Kosten der Braunkohleförderung mit 1,5 EUR/MWhth und die entsprechenden Fixkosten mit 4,7 EUR/MWhth veranschlagt. Diese Annahmen entstammen einer unabhängigen Studie des Öko-Instituts, die im Januar 2022 veröffentlicht wurde (25).

| c) | Bei der Berechnung wurden die erforderlichen technischen Merkmale jedes Kraftwerks berücksichtigt, wie Wirkungsgrad, Kraftwerksleistung, Fixkosten sowie typische Verfügbarkeits- und Auslastungsraten. Die Fixkosten basieren auf repräsentativen Werten für die jeweilige Kraftwerksklasse. |
| --- | --- |

c)

Bei der Berechnung wurden die erforderlichen technischen Merkmale jedes Kraftwerks berücksichtigt, wie Wirkungsgrad, Kraftwerksleistung, Fixkosten sowie typische Verfügbarkeits- und Auslastungsraten. Die Fixkosten basieren auf repräsentativen Werten für die jeweilige Kraftwerksklasse.

| d) | Erlöse aus der Wärmeerzeugung und aus der Regelenergie wurden nicht in die Berechnung einbezogen. |
| --- | --- |

d)

Erlöse aus der Wärmeerzeugung und aus der Regelenergie wurden nicht in die Berechnung einbezogen.

| e) | Für Blöcke, die im Zeitraum vom 31. Dezember 2022 bis zum 31. März 2025 stillgelegt werden, wird in der Berechnung für den Zeitraum vom 1. Dezember 2022 bis zum 30. April 2024 eine Obergrenze für Markterlöse angewandt. Die Rechtsgrundlage für die Einführung der Obergrenze für Markterlöse ist im Gesetz zur Einführung einer Strompreisbremse (im Folgenden „Strompreisbremsegesetz“) dargelegt. Wenn die erwarteten Strompreise die Obergrenze überschreiten, werden 90 % der Übergewinne vom deutschen Staat abgeschöpft. Die Höhe der Obergrenze wird gemäß dem Strompreisbremsegesetz durch die Kosten der CO2-Zertifikate beeinflusst. Ein CO2-Preis von 81 EUR/t (d. h. der durchschnittliche Spotmarktpreis im Jahr 2022) führt zu einer Obergrenze von rund 160 EUR/MWh. Nach dem Strompreisbremsegesetz gilt die Obergrenze vom 1. Dezember 2022 bis zum 30. Juni 2023 und kann durch Rechtsverordnung der Bundesregierung bis zum 30. April 2024 verlängert werden. Die deutschen Behörden weisen darauf hin, dass sich die Obergrenze für Markterlöse auf die entgangenen Gewinne lediglich eines Kraftwerks (Frechen/Wachtberg) auswirkt, da die anderen RWE-Braunkohlekraftwerke entweder erst nach dem Anwendungszeitraum der Obergrenze stillgelegt werden oder bereits stillgelegt wurden, bevor die Bundesregierung konkrete Pläne zur Einführung der Obergrenze angenommen hatte. |
| --- | --- |

e)

Für Blöcke, die im Zeitraum vom 31. Dezember 2022 bis zum 31. März 2025 stillgelegt werden, wird in der Berechnung für den Zeitraum vom 1. Dezember 2022 bis zum 30. April 2024 eine Obergrenze für Markterlöse angewandt. Die Rechtsgrundlage für die Einführung der Obergrenze für Markterlöse ist im Gesetz zur Einführung einer Strompreisbremse (im Folgenden „Strompreisbremsegesetz“) dargelegt. Wenn die erwarteten Strompreise die Obergrenze überschreiten, werden 90 % der Übergewinne vom deutschen Staat abgeschöpft. Die Höhe der Obergrenze wird gemäß dem Strompreisbremsegesetz durch die Kosten der CO2-Zertifikate beeinflusst. Ein CO2-Preis von 81 EUR/t (d. h. der durchschnittliche Spotmarktpreis im Jahr 2022) führt zu einer Obergrenze von rund 160 EUR/MWh. Nach dem Strompreisbremsegesetz gilt die Obergrenze vom 1. Dezember 2022 bis zum 30. Juni 2023 und kann durch Rechtsverordnung der Bundesregierung bis zum 30. April 2024 verlängert werden. Die deutschen Behörden weisen darauf hin, dass sich die Obergrenze für Markterlöse auf die entgangenen Gewinne lediglich eines Kraftwerks (Frechen/Wachtberg) auswirkt, da die anderen RWE-Braunkohlekraftwerke entweder erst nach dem Anwendungszeitraum der Obergrenze stillgelegt werden oder bereits stillgelegt wurden, bevor die Bundesregierung konkrete Pläne zur Einführung der Obergrenze angenommen hatte.

| f) | In Bezug auf Neurath D und E, deren Stilllegung auf den 31. März 2024 verschoben wurde (mit der Möglichkeit einer weiteren Verschiebung bis zum 31. März 2025), sind nur ab dem 31. März 2025 entgangene Gewinne in die Berechnung eingeflossen. |
| --- | --- |

f)

In Bezug auf Neurath D und E, deren Stilllegung auf den 31. März 2024 verschoben wurde (mit der Möglichkeit einer weiteren Verschiebung bis zum 31. März 2025), sind nur ab dem 31. März 2025 entgangene Gewinne in die Berechnung eingeflossen.

| g) | Die für die Zwecke der Diskontierung der entgangenen Gewinne und der Entschädigungszahlungen herangezogenen gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (WACC) wurden auf 7,5 % festgesetzt. |
| --- | --- |

g)

Die für die Zwecke der Diskontierung der entgangenen Gewinne und der Entschädigungszahlungen herangezogenen gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (WACC) wurden auf 7,5 % festgesetzt.

| (44) | Da die Erzeugungskapazität, die aufgrund des vorzeitigen Braunkohleausstiegs aus dem Markt genommenen wird, erheblich ist, wurden die systemischen Auswirkungen auf die Strompreise in Deutschland berücksichtigt. Im kontrafaktischen Szenario sind die Strompreise im Vergleich zum faktischen Szenario niedriger, da mehr Anlagen in Betrieb wären und eine höhere Nachfrage durch eine vergleichsweise kostengünstige Erzeugungskapazität gedeckt werden könnte. Zur Quantifizierung der Auswirkungen stützt sich die überarbeitete Berechnung auf die Ergebnisse zweier Analysen, in denen die Auswirkungen der Stilllegung zweier Kernkraftwerke (Isar 2 und Neckarwestheim 2) auf den deutschen Strommarkt bewertet werden (26). Die deutschen Behörden argumentieren, dass die geschätzten Auswirkungen auf die deutschen Marktpreise auch für die Braunkohleverstromung als repräsentativ gelten können, da die beiden Technologien in der Merit-Order an relativ ähnlicher Stelle stehen und tendenziell hohe Auslastungsraten aufweisen würden. Die Auswirkungen der vorzeitigen Stilllegung sind zu Beginn relativ gering (da die ersten nach dem Zeitplan stillgelegten Kraftwerke eher klein sind), nehmen jedoch durch die Stilllegung weiterer Kapazitäten von Jahr zu Jahr zu. Somit lägen die Strompreise im kontrafaktischen Szenario im Jahr 2023 um 1,7 % und im Jahr 2026 und um 3,2 % niedriger als im faktischen Szenario. |
| --- | --- |

(44)

2.3.   Standpunkt der deutschen Behörden

2.3.1.   Vorliegen einer Beihilfe

| (45) | Die deutschen Behörden vertraten in ihrer Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss die Auffassung, dass die Frage, ob die RWE-Maßnahme als staatliche Beihilfe anzusehen sei, offengelassen werden könne, da die Maßnahme in jedem Fall angemessen sei. Dies gelte auch für die geänderte RWE-Maßnahme. |
| --- | --- |

(45)

2.3.2.   Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Binnenmarkt

2.3.2.1.   Anreizeffekt

| (46) | Deutschland vertritt die Auffassung, dass die geänderte RWE-Maßnahme den Anreizeffekt, den die RWE-Maßnahme bei der Stilllegung der sechs Anlagen seit 2020 auf RWE hatte, nicht infrage stelle. |
| --- | --- |

(46)

| (47) | RWE habe bereits sechs Anlagen im Einklang mit dem Kohleausstiegsgesetz und dem Vertrag von 2021 stillgelegt. Aufgrund des beihilferechtlichen Vorbehalts nach Artikel 10 des Kohleausstiegsgesetzes sei RWE jedoch bisher keine Entschädigung gewährt worden. RWE habe diese Anlagen nur deshalb stillgelegt, weil mit Deutschland eine Entschädigung für diese vorzeitigen Stilllegungen vereinbart worden sei. Bei der Stilllegung dieser Anlagen habe RWE also erwartet, dass Deutschland wie im Gesetz vorgesehen Entschädigungszahlungen leisten werde. Die Erwartung von RWE, Entschädigungszahlungen zu erhalten, wurde durch den Abschluss eines rechtsverbindlichen öffentlich-rechtlichen Vertrags mit Deutschland noch verstärkt. Zusätzlich zu dem im August 2020 in Kraft getretenen Ausstiegsgesetz sieht dieser Vertrag vor, dass RWE Anspruch auf Entschädigung für die vorzeitige Stilllegung der Kraftwerke hat. Auch der Anreiz für künftige Stilllegungen wird sich für RWE aus der vertraglich vereinbarten Entschädigung ergeben. Daher hat die RWE-Maßnahme in der ursprünglich geplanten und in der geänderten Fassung einen Anreizeffekt für RWE. |
| --- | --- |

(47)

2.3.2.2.   Angemessenheit

| (48) | Deutschland macht geltend, dass die Entschädigung RWE für verschiedene Aspekte gezahlt werde, so insbesondere für entgangene Gewinne und zusätzliche Kosten, die dem Unternehmen entstanden seien bzw. entstünden, weil es sich bereit erklärt habe, seine Kraftwerke aus Klimaschutzgründen vor dem Ende ihrer technischen/wirtschaftlichen Lebensdauer stillzulegen. Ohne die vorzeitige Stilllegung hätte RWE durch Verkauf des in den Kraftwerken erzeugten Stroms am Markt Erlöse erzielen können und wären dem Unternehmen keine zusätzlichen Kosten entstanden. |
| --- | --- |

(48)

| (49) | Deutschland macht geltend, dass die RWE entgangenen Gewinne die Entschädigungsbeträge bereits übersteigen und diese Beträge somit gerechtfertigt seien. Zur Untermauerung erstellte die r2b energy consulting GmbH für das Bundesministerium die überarbeitete Berechnung für die RWE-Kraftwerke, in der die entgangenen Gewinne den an RWE gezahlten Entschädigungsbeträgen gegenübergestellt wurden, um nachzuweisen, dass keine Überkompensation vorliegt (siehe die Beschreibung dieser Berechnung in den Erwägungsgründen (39) bis (44)). |
| --- | --- |

(49)

| (50) | Die Berechnung zeige, dass der Barwert der entgangenen Gewinne in den Jahren 2022 bis 2025 (rund 2,03 Mrd. EUR, berechnet anhand der vom Markt für die Jahre nach der Stilllegung erwarteten Strom- und CO2-Preise) bereits über dem Barwert der an RWE zu zahlenden Entschädigung (ca. 1,7 Mrd. EUR) liege. Bei Einbeziehung des Jahres 2026 erhöhen sich die entgangenen Gewinne um weitere 131 Mio. EUR (Barwert 2022). |
| --- | --- |

(50)

| (51) | Deutschland weist ferner darauf hin, dass es sich um eine konservative Berechnung handele, in der die Gewinne, die die stillgelegten Kraftwerke im kontrafaktischen Szenario erzielen hätten können, unterschätzt worden seien. Im Einzelnen:






  a) | Bei der Berechnung werde davon ausgegangen, dass die Obergrenze für Markterlöse, die zum Zeitpunkt der überarbeiteten Berechnung bis zum 30. Juni 2023 gelten sollte, bis zum 30. April 2024 verlängert wird, wodurch die entgangenen Gewinne des Kraftwerks Frechen/Wachtberg geringer werden. |
| --- | --- | --- |

(51)

a)

Bei der Berechnung werde davon ausgegangen, dass die Obergrenze für Markterlöse, die zum Zeitpunkt der überarbeiteten Berechnung bis zum 30. Juni 2023 gelten sollte, bis zum 30. April 2024 verlängert wird, wodurch die entgangenen Gewinne des Kraftwerks Frechen/Wachtberg geringer werden.

| b) | Ferner werde davon ausgegangen, dass die Blöcke Neurath D und E am 31. März 2025 stillgelegt werden, und daher würden erst ab diesem Zeitpunkt entgangene Gewinne angesetzt. In Wirklichkeit könnten diese Blöcke jedoch bereits ein Jahr früher stillgelegt werden, wodurch die entgangenen Gewinne höher wären, außer wenn die Bundesregierung beschließen würde, die Anlagen bis zum 31. März 2025 laufen zu lassen (siehe Erwägungsgrund (29)). |
| --- | --- |

b)

Ferner werde davon ausgegangen, dass die Blöcke Neurath D und E am 31. März 2025 stillgelegt werden, und daher würden erst ab diesem Zeitpunkt entgangene Gewinne angesetzt. In Wirklichkeit könnten diese Blöcke jedoch bereits ein Jahr früher stillgelegt werden, wodurch die entgangenen Gewinne höher wären, außer wenn die Bundesregierung beschließen würde, die Anlagen bis zum 31. März 2025 laufen zu lassen (siehe Erwägungsgrund (29)).

| c) | Die Berechnung lasse außerdem Erlöse aus der Wärmeversorgung und dem Regelenergiemarkt außer Acht, was die entgangenen Gewinne weiter drücke. |
| --- | --- |

c)

Die Berechnung lasse außerdem Erlöse aus der Wärmeversorgung und dem Regelenergiemarkt außer Acht, was die entgangenen Gewinne weiter drücke.

| (52) | Deutschland weist ferner darauf hin, dass die Berechnung einer ganzheitlichen Betrachtung der Wirtschaftlichkeit der Braunkohlestromerzeugung folge, bei der Tagebau und Kraftwerke untrennbar zusammenhängen. Bei der Berechnung würden daher nicht nur die variablen Kosten des Braunkohletagebaus, sondern auch seine Fixkosten berücksichtigt, die bei Umlage auf die produzierten Stromeinheiten weit höher seien als die variablen Abbaukosten. Dadurch würden die Brennstoffgesamtkosten je erzeugter Einheit deutlich steigen und die entgangenen Gewinne entsprechend weiter abnehmen. |
| --- | --- |

(52)

| (53) | Deutschland argumentiert ferner, die im Einleitungsbeschluss geäußerten Bedenken seien in Bezug auf RWE angesichts der überarbeiteten Berechnung (siehe die Erwägungsgründe (39) bis (44)) nicht mehr relevant, zumal die Berechnung keine umfassende langfristige Modellierung mehr erfordere. |
| --- | --- |

(53)

| (54) | Insbesondere führt Deutschland an, dass die im Einleitungsbeschluss geäußerten Bedenken in Bezug auf weit in die Zukunft reichende Gewinne (vgl. Erwägungsgründe 123 bis 132 des Einleitungsbeschlusses), in Bezug auf die geänderte RWE-Maßnahme nicht mehr relevant seien, da bei der überarbeiteten Berechnung nur entgangene Gewinne berücksichtigt worden seien, die in einer begrenzten Anzahl von Jahren direkt nach der Stilllegung verzeichnet werden, zumal diese entgangenen Gewinne die Entschädigung bereits überstiegen. |
| --- | --- |

(54)

| (55) | Deutschland macht ferner geltend, dass die Bedenken der Kommission hinsichtlich der Investitionskosten (vgl. die Erwägungsgründe 126 und 127 des Einleitungsbeschlusses), die zur Modernisierung der Kraftwerke erforderlich gewesen wären, um eine lange Lebensdauer zu erreichen, in Bezug auf die geänderte RWE-Maßnahme irrelevant seien, da projizierte entgangene Gewinne aus einem viel kürzeren Zeitraum berücksichtigt würden. Hinsichtlich des Blocks Niederaußem D, bei dem die Kommission bezweifelt hatte, ob er angesichts der Anforderungen nach der Industrieemissionsrichtlinie (2010/75/EU) und der damit verbundenen strengeren Normen für Großfeuerungsanlagen über 2020 hinaus hätte betrieben werden können, führt Deutschland an, diese Bedenken seien in Bezug auf die geänderte RWE-Maßnahme nicht mehr relevant, da für diesen Block in der überarbeiteten Berechnung keine entgangenen Gewinne mehr geltend gemacht würden. |
| --- | --- |

(55)

| (56) | Was die in Erwägungsgrund 129 des Einleitungsbeschlusses geäußerten Bedenken betrifft, ob der Diskontierungsfaktor von 7,5 % die hohen Risiken und Unsicherheiten, die aus dem langen Zeitrahmen der Projektionen resultierten, ausreichend abbilde oder ob zusätzliche Korrekturmechanismen erforderlich wären, vertritt Deutschland die Auffassung, der Diskontierungsfaktor von 7,5 % sei angemessen. Der Studie von KPMG (27) zufolge liege der WACC-Industriedurchschnitt bei 5,2 %, und RWE verwende in seinen eigenen Berechnungen einen Wert von 3,5 %. Deutschland argumentiert, diese Zweifel seien in Bezug auf die geänderte RWE-Maßnahme nicht mehr relevant, da der Bewertungszeitraum kurz sei und der WACC — ob höher oder niedriger — nichts am Ergebnis der Gegenüberstellung von entgangenen Gewinnen und Entschädigung ändere. |
| --- | --- |

(56)

| (57) | Hinsichtlich der die Brennstoff- und CO2-Preise hatte die Kommission Zweifel an der Aktualität der Preise geäußert (siehe Erwägungsgrund 130 des Einleitungsbeschlusses). Deutschland macht jedoch geltend, dass auch diese Bedenken in Bezug auf die geänderte RWE-Maßnahme nicht mehr relevant seien, da die entgangenen Gewinne in der überarbeiteten Berechnung zur geänderten RWE-Maßnahme auf den unabhängig ermittelten Markterwartungen in Bezug auf die Brennstoff- und CO2-Preise zum Zeitpunkt der Stilllegung (für bei Übermittlung der Stellungnahme bereits stillgelegte Blöcke) bzw. auf den aktuellen unabhängig ermittelten Markterwartungen (für erst nach der Vorlage der überarbeiteten Berechnung stillgelegte Blöcke) beruhten. |
| --- | --- |

(57)

| (58) | Auch die in Erwägungsgrund 131 des Einleitungsbeschlusses geäußerten Bedenken der Kommission, nicht für alle der zur Stilllegung vorgesehenen Anlagen seien Daten vorgelegt worden, wurden von Deutschland in Bezug auf die geänderte RWE-Maßnahme mit der Begründung entkräftet, die überarbeitete Berechnung enthalte bereits Daten für jeden stillzulegenden RWE-Block, der bereits stillgelegt worden sei oder den Projektionen zufolge in naher Zukunft bis 2026 entgangene Gewinne verzeichnen werde (28). |
| --- | --- |

(58)

| (59) | Deutschland argumentiert, die Bedenken der Kommission zur fehlenden Sensitivitätsanalyse (Erwägungsgrund 132 des Einleitungsbeschlusses) seien in Bezug auf die geänderte RWE-Maßnahme ebenfalls ausgeräumt worden, da die überarbeitete Berechnung der entgangenen Gewinne statt auf der zunächst vorgelegten Modellierung des Strommarkts mit angenommenen Parametern wie Strom-, Brennstoff- und CO2-Preisen nun auf tatsächlichen Markterwartungen beruhe, die von unabhängigen Stellen ermittelt worden seien. |
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(59)

| (60) | Nach Auffassung Deutschlands sind auch die von der Kommission in Erwägungsgrund 134 des Einleitungsbeschlusses dargelegten Bedenken hinsichtlich der von Deutschland vorgelegten alternativen Szenarien in Bezug auf die geänderte RWE-Maßnahme ausgeräumt, da inzwischen auf der Grundlage der geänderten RWE-Maßnahme die endgültige Stilllegung der RWE-Anlagen von 2038 auf 2030 vorgezogen worden sei. Die Option der vorgezogenen Stilllegung (d. h. die Option, die Stilllegung von 2038 auf 2035 vorzuverlegen) sei nicht länger relevant und sei nicht in die überarbeitete Berechnung der RWE entgangenen Gewinne eingeflossen (siehe die Erwägungsgründe (39) bis (44)). |
| --- | --- |

(60)

| (61) | Bezüglich der zusätzlichen Tagebaufolgekosten von RWE (siehe die Erwägungsgründe 136 bis 138 des Einleitungsbeschlusses) weist Deutschland darauf hin, dass in der überarbeiteten Berechnung nur die entgangenen Gewinne der Kraftwerke von RWE berücksichtigt worden seien (siehe die Erwägungsgründe (39) bis (44)), nicht jedoch zusätzliche Tagebaufolgekosten. Diese zusätzlichen Tagebaufolgekosten seien nicht in die überarbeitete Berechnung eingeflossen, da die RWE entgangenen Gewinne die Entschädigungszahlungen für RWE bereits überstiegen und somit ausreichend seien, um die Zahlungen zu rechtfertigen. Deutschland betonte dennoch, dass die zusätzlichen Tagebaufolgekosten ganz allgemein ebenfalls geeignet wären, die Entschädigungszahlungen an RWE zu rechtfertigen. |
| --- | --- |

(61)

| (62) | Und schließlich hebt Deutschland hervor, dass sich die geänderte Berechnung und die vorgebrachten Argumente ausschließlich auf die geänderte RWE-Maßnahme und die damit verbundene konkrete Situation beziehen. |
| --- | --- |

(62)

2.3.3.   Zeitlich gestreckte Stilllegung

| (63) | Deutschland argumentiert, dass die zeitlich gestreckte Stilllegung von der geänderten RWE-Maßnahme zu trennen sei, da es sich um unterschiedliche Instrumente handele, die unterschiedliche Zeiträume beträfen und nicht derselben Logik folgten. Die Entschädigung, die RWE für die vorgezogene Stilllegung erhalten solle, sei im Kohleausstiegsgesetz und im Vertrag von 2021 festgelegt. Sie sei auf der Grundlage der nach der endgültigen Stilllegung entgangenen Gewinne berechnet worden. Bei der Berechnung der entgangenen Gewinne werde der Zeitraum, in dem sich eine Anlage möglicherweise in der Zeitlich gestreckten Stilllegung befindet (d. h. der Zeitraum zwischen dem vorläufigen und dem endgültigen Stilllegungstermin), nicht berücksichtigt. |
| --- | --- |

(63)

| (64) | Andererseits werde die Vergütung im Rahmen der Zeitlich gestreckten Stilllegung für die betreffenden Anlagen auf der Grundlage einer Formel und nur für den Zeitraum berechnet, in dem sich die Anlage in der Zeitlich gestreckten Stilllegung befindet. Daher sei diese Vergütung im Rahmen der Berechnung der entgangenen Gewinne für die Entschädigungszahlungen nach der geänderten RWE-Maßnahme irrelevant und sollte bei der Prüfung der Angemessenheit der geänderten RWE-Maßnahme nicht berücksichtigt werden. |
| --- | --- |

(64)

2.3.4.   Etwaige neue Reserve

| (65) | In Bezug auf die in der geänderten RWE-Maßnahme genannten Reserveoptionen (siehe die Erwägungsgründe (29) und (34)) macht Deutschland geltend, dass die Reserve weder im Änderungsgesetz noch im Änderungsvertrag vorgesehen sei. Würde Deutschland sie einführen wollen, müssten diese Optionen zunächst von Deutschland und RWE definiert werden. Bisher gebe es keine genaue rechtliche Definition dieser Reserve. Da es die Reserve noch nicht gebe und noch nicht sicher sei, ob die Reserveoptionen in Zukunft überhaupt weiterverfolgt würden, macht Deutschland geltend, dass die Optionen für die Bewertung der geänderten RWE-Maßnahme nicht relevant seien. |
| --- | --- |

(65)

2.4.   Stellungnahmen Dritter zur geänderten RWE-Maßnahme

| (66) | Wie in Erwägungsgrund (9) erwähnt, gingen bei der Kommission am 16. November 2022 nicht angeforderte Stellungnahmen von acht Beteiligten (im Folgenden „Dritte“) zu der geänderten RWE-Maßnahme ein. |
| --- | --- |

(66)

| (67) | Nach Ansicht der Dritten belegen die geänderten RWE-Maßnahmen erneut die intransparente und statische Bestimmung der Entschädigung für RWE, bei der etwaige künftige Änderungen nicht berücksichtigt würden. Sie fragen, wie es komme, dass die Höhe der Entschädigung für RWE trotz der Änderungen an der RWE-Maßnahme und der drastischen Veränderung der Lage auf dem Energiemarkt exakt gleich geblieben sei. Deutschland habe sich bei der Schätzung der Gewinne, die RWE aufgrund der vorzeitigen Stilllegung entgehen, auf ungewisse Rentabilitätsprognosen gestützt und die dynamische Entwicklung der Strom- und CO2-Preise außer Acht gelassen. Nach Ansicht der Dritten ist für die Zukunft bereits absehbar, dass einerseits die Nachfrage nach Strom aus fossilen Brennstoffen ab 2030 nachlassen wird und andererseits die CO2-Kosten erheblich steigen werden. |
| --- | --- |

(67)

| (68) | Darüber hinaus vertreten die Dritten den Standpunkt, dass die geänderte RWE-Maßnahme die marktbeherrschende Stellung von RWE und den ökologischen Übergang in wettbewerbsverfälschender Weise unterstützt. Es sei nicht nachvollziehbar, warum Deutschland beschlossen habe, dem bereits zuvor größten und marktbeherrschenden Stromerzeuger, der im ersten Halbjahr 2022 seine Einnahmen im Vergleich zum Vorjahreszeitraum gesteigert habe, gezielte individuelle Unterstützung zu gewähren. Den Dritten zufolge ist die geänderte RWE-Maßnahme darauf ausgerichtet, die Marktmacht von RWE auch auf dem neuen Ökostrommarkt aufrechtzuerhalten; so werde die Energiewende („Fuel Switch“) bei RWE vom deutschen Staat subventioniert, während andere Erzeuger sich dem Wettbewerb um die beste Strategie zur ökologischen Transformation stellen müssten. Sie verweisen insbesondere auf die Pläne von RWE, an den Standorten der Braunkohlekraftwerke, die im Jahr 2030 stillgelegt werden sollen, wasserstofffähige Gaskraftwerke mit einer Gesamtkapazität von etwa 3 GW zu errichten, sowie auf eine mutmaßliche Zusage des deutschen Staates, den Bau solcher Kraftwerke — auch im Fall etwaiger Ausschreibungen — zu unterstützen. |
| --- | --- |

(68)

2.5.   Antworten Deutschlands auf die Stellungnahmen Dritter zur geänderten RWE-Maßnahme

| (69) | Am 2. Dezember 2022 leitete die Kommission Deutschland die in Abschnitt 2.4 genannte Stellungnahme der acht Beteiligten weiter. Am 11. Januar 2023 übermittelte Deutschland seine Stellungnahme dazu. |
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(69)

| (70) | In Bezug auf die Entschädigung für RWE erklärt die Bundesregierung, die Kritik, sie habe die Schätzung der Gewinne, die RWE aufgrund der vorzeitigen Stilllegung entgehen, auf ungewisse Rentabilitätsprognosen gestützt und die dynamische Entwicklung der Strom- und CO2-Preise außer Acht gelassen, sei falsch. Deutschland macht geltend, dass bereits die RWE entgangenen Gewinne der Vergangenheit und nahen Zukunft die RWE zu gewährenden Entschädigungszahlungen übersteigen und daher rechtfertigen. Deutschland verweist auf die überarbeitete Berechnung in Bezug auf die geänderte RWE-Maßnahme, aus der hervorgehe, dass sich aus der geänderten RWE-Maßnahme keine Überkompensation ergebe und dass die Entschädigung angemessen sei. In der überarbeiteten Berechnung seien die entgangenen Gewinne für jedes Kraftwerk einzeln und dynamisch im Zeitverlauf auf Basis der jeweiligen marktlichen Spot- und Futures-Marktpreise berechnet worden. Die Analysen in Bezug auf die geänderte RWE-Maßnahme würden allein die kurzfristige Rentabilität der nächsten Jahre berücksichtigen, damit die Aussagen möglichst frei von Ungewissheit seien. Darüber hinaus unterschätze die Berechnung die RWE tatsächlich entgangenen Gewinne, da zusätzliche mögliche Erlöse durch den Verkauf von Fernwärme oder im Regelenergiemarkt außer Acht gelassen worden seien. |
| --- | --- |

(70)

| (71) | In Bezug auf den Bau wasserstofffähiger Gaskraftwerke durch RWE und die Behauptung, die Bundesregierung habe RWE diesbezüglich Unterstützung zugesichert, erklärt Deutschland, dass die diesbezüglichen Behauptungen Dritter eine falsche Darstellung der Tatsachen seien. Vielmehr erarbeite die Bundesregierung neue Maßnahmen, um den Wegfall der kohlebasierten Stromerzeugung aufzufangen und die Transformation zu einer klimaneutralen Stromerzeugung zu gewährleisten. In diesem Zusammenhang erwäge die Bundesregierung sowohl die Erweiterung und Neuausrichtung bestehender Instrumente als auch die Einführung neuer Instrumente. Im Rahmen solcher Instrumente werde die Unterstützung stets über allgemeine und transparente Ausschreibungen vergeben, die allen Marktteilnehmern offenstehen. Die Begünstigung einzelner Unternehmen sei seitens der Bundesregierung weder beabsichtigt noch rechtlich möglich oder praktikabel. |
| --- | --- |

(71)

2.6.   LEAG-Maßnahme

| (72) | Deutschland hat der Kommission keine Änderungen zur LEAG-Maßnahme mitgeteilt, die am 2. Dezember 2020 bei der Kommission angemeldet wurde. Das Änderungsgesetz und der Änderungsvertrag berührten weder den Stilllegungszeitplan von LEAG noch den Entschädigungsbetrag für LEAG. |
| --- | --- |

(72)

| (73) | LEAG hat noch keine Anlagen stillgelegt; gemäß dem Kohleausstiegsgesetz soll die erste Anlage spätestens am 31. Dezember 2028 stillgelegt werden. |
| --- | --- |

(73)

| (74) | Das Kohleausstiegsgesetz (Paragraf 10), der Vertrag von 2021 (Paragraf 25) und das Änderungsgesetz (Paragraf 3) enthalten einen beihilferechtlichen Vorbehalt, dem zufolge RWE und LEAG erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Kommission eine Entschädigung gewährt werden darf (siehe Erwägungsgrund (24)). Die Beihilfe wurde noch nicht gewährt, und es wurden auch noch keine Zahlungen an LEAG geleistet. |
| --- | --- |

(74)

2.7.   Umfang der Ausweitung des förmlichen Prüfverfahrens

| (75) | In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen stellt die Kommission fest, dass sich einige der im Einleitungsbeschluss beschriebenen Fakten und Umstände, insbesondere die im Einleitungsbeschluss genannte angemeldete RWE-Maßnahme, seit Erlass des Beschlusses insbesondere in Bezug auf die Stilllegungszeitpunkte und die überarbeitete Berechnung geändert haben. Daher hat die Kommission beschlossen, den Umfang ihrer Prüfung auszuweiten, um den von Deutschland übermittelten neuen Elementen sowie der diesbezüglichen vorläufigen Beurteilung der Kommission Rechnung zu tragen und allen Beteiligten die Möglichkeit zu geben, zu den von Deutschland vorgelegten neuen Elementen Stellung zu nehmen. |
| --- | --- |

(75)

3.   WÜRDIGUNG DER MAßNAHMEN

3.1.   Geänderte RWE-Maßnahme

3.1.1.   Vorliegen einer Beihilfe

| (76) | Nach Artikel 107 Absatz 1 AEUV „sind staatliche oder aus staatlichen Mitteln gewährte Beihilfen gleich welcher Art, die durch die Begünstigung bestimmter Unternehmen oder Produktionszweige den Wettbewerb verfälschen oder zu verfälschen drohen, mit dem Binnenmarkt unvereinbar, soweit sie den Handel zwischen Mitgliedstaaten beeinträchtigen.“ |
| --- | --- |

(76)

| (77) | Damit eine Maßnahme als staatliche Beihilfe im Sinne dieser Bestimmung eingestuft werden kann, müssen daher die folgenden Voraussetzungen kumulativ erfüllt sein: i) Die Maßnahme ist dem Staat zuzurechnen und wird aus staatlichen Mitteln finanziert, ii) sie verschafft dem Begünstigten einen Vorteil, iii) dieser Vorteil ist selektiv und iv) die Maßnahme verfälscht den Wettbewerb oder droht, ihn zu verfälschen, und beeinträchtigt den Handel zwischen Mitgliedstaaten. |
| --- | --- |

(77)

| (78) | Die Kommission kam bereits im Einleitungsbeschluss nach Prüfung der ursprünglichen RWE-Maßnahme (siehe die Erwägungsgründe 94 bis 112 des Einleitungsbeschlusses) zu dem vorläufigen Schluss, dass es sich um eine Beihilfe handelt. |
| --- | --- |

(78)

| (79) | Die Kommission wird nun prüfen, ob auch die geänderte RWE-Maßnahme die kumulativen Kriterien erfüllt und ebenfalls eine staatliche Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV darstellt. |
| --- | --- |

(79)

3.1.1.1.   Zurechenbarkeit und Einsatz staatlicher Mittel

| (80) | Wie in den Erwägungsgründen 94 und 95 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, wird die Entschädigung gemäß den Bestimmungen des Kohleausstiegsgesetzes und des öffentlich-rechtlichen Vertrags aus dem Staatshaushalt an RWE ausgezahlt. Das Änderungsgesetz und der Änderungsvertrag haben daran nichts geändert. Daher ist die Kommission der Auffassung, dass auch die geänderte RWE-Maßnahme dem Staat zuzurechnen ist und staatliche Mittel dafür eingesetzt werden. |
| --- | --- |

(80)

3.1.1.2.   Vorliegen eines selektiven Vorteils

| (81) | Im Einleitungsbeschluss (siehe die Erwägungsgründe 96 bis 109) kam die Kommission vorläufig zu dem Schluss, dass RWE ein Vorteil gewährt werden soll, den das Unternehmen unter normalen Marktbedingungen nicht erzielen könnte. |
| --- | --- |

(81)

| (82) | Die Kommission stellt fest, dass RWE durch den Änderungsvertrag im Vergleich zum Vertrag von 2021 keine zusätzliche Entschädigung gewährt wird. Vielmehr wird darin der Entschädigungsbetrag von 2,6 Mrd. EUR für RWE beibehalten (siehe Erwägungsgrund (35)). Aus den nachstehend dargelegten Gründen ist die Kommission der vorläufigen Auffassung, dass dieser Betrag RWE einen Vorteil verschaffen würde, den das Unternehmen unter normalen Marktbedingungen nicht erhielte. |
| --- | --- |

(82)

| (83) | Auch die geänderte RWE-Maßnahme geht über einen Ausgleich für nicht amortisierte Investitionskosten hinaus. Wie in den Erwägungsgründen 104 und 107 des Einleitungsbeschlusses erläutert, besteht nach deutschem Recht kein Recht darauf, von Neuregelungen verschont zu bleiben — nicht einmal bis zur vollständigen Amortisierung getätigter Investitionen. Außerdem erfasst der Schutz der Eigentumsrechte keine Umsatz- und Gewinnaussichten. Daher erachtet die Kommission es nach wie vor als sehr wahrscheinlich, dass der von Deutschland gewährte Ausgleich über eine angemessene Enteignungsentschädigung, die nach geltendem nationalem Recht gerechtfertigt sein könnte, hinausgeht und RWE daher einen Vorteil verschaffen würde, den das Unternehmen unter normalen Marktbedingungen nicht erhielte. |
| --- | --- |

(83)

| (84) | Darüber hinaus bietet auch die geänderte RWE-Maßnahme dem Unternehmen RWE durch einen Pauschalausgleich und einen strukturierten und festgelegten Zeitplan für die Stilllegung der Anlagen Rechts- und Planungssicherheit, da der Ausgleich keinem einzelstaatlichen Gerichts- oder Schiedsverfahren unterliegt und RWE nach Bekanntgabe des Kommissionsbeschlusses gewährt wird. Dies geht auch aus Paragraf 6 des Änderungsvertrags hervor, in dem eindeutig festgelegt ist, dass der im Vertrag von 2021 vereinbarte Ausschluss von Schiedsverfahren auch für den Änderungsvertrag gilt (siehe Erwägungsgrund (38)). |
| --- | --- |

(84)

| (85) | Die Kommission stellt fest, dass im Kohleausstiegsgesetz die Höhe der Entschädigung für RWE festgelegt (Paragraf 44) und auf einen zu schließenden öffentlich-rechtlichen Vertrag zwischen der Bundesregierung und den Betreibern von Braunkohleanlagen verwiesen wird (Paragraf 49). Nach Paragraf 49 des Kohleausstiegsgesetzes werden mit diesem Vertrag die aus den Paragrafen 40 bis 47 des Gesetzes folgenden Rechte und Pflichten vertraglich geregelt. So regelt der Vertrag beispielsweise die Verwendung der Entschädigung, die Voraussetzungen und Rechtsfolgen bei Änderungen der Verhältnisse sowie Rechtsbehelfsverzichte der Betreiber. Der Vertrag von 2021 und der Änderungsvertrag wurden auf der Grundlage dieser Bestimmung des Kohleausstiegsgesetzes unterzeichnet. |
| --- | --- |

(85)

| (86) | Hinsichtlich der Selektivität stellt die Kommission fest, dass der Ausgleich selektiv RWE gewährt wird. Im Kohleausstiegsgesetz und im Vertrag ist die genaue Entschädigung festgelegt, die RWE gewährt werden soll. Das Änderungsgesetz und der Änderungsvertrag haben daran nichts geändert. Daher ist die Kommission beim gegenwärtigen Erkenntnisstand der Auffassung, dass die geänderte RWE-Maßnahme selektiv ist. |
| --- | --- |

(86)

3.1.1.3.   Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel zwischen Mitgliedstaaten

| (87) | Wie in den Erwägungsgründen 110 bis 113 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, stehen die Braunkohlekraftwerke in direktem Wettbewerb mit anderen Stromerzeugern, sodass sich die Maßnahme auf die Großhandelsstrompreise auswirken dürfte. Das Änderungsgesetz und der Änderungsvertrag ändern nichts an dieser vorläufigen Schlussfolgerung. |
| --- | --- |

(87)

3.1.1.4.   Schlussfolgerung zum Vorliegen einer Beihilfe

| (88) | Da die kumulativen Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe erfüllt sind, kommt die Kommission beim gegenwärtigen Erkenntnisstand zu dem Schluss, dass die geänderte RWE-Maßnahme eine staatliche Beihilfe darstellt. |
| --- | --- |

(88)

3.1.2.   Rechtmäßigkeit der Beihilfe

| (89) | Die Kommission stellt fest, dass sowohl das Kohleausstiegsgesetz als auch der Vertrag von 2021 und das Änderungsgesetz einen beihilferechtlichen Vorbehalt enthalten, dem zufolge RWE erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Kommission eine Entschädigung gewährt werden darf, und dass auch noch keine Zahlungen an RWE auf der Grundlage des Kohleausstiegsgesetzes erfolgt sind (siehe Erwägungsgrund (24)). Folglich haben die deutschen Behörden die Anmeldepflicht und das Durchführungsverbot nach Artikel 108 Absatz 3 AEUV eingehalten. |
| --- | --- |

(89)

3.1.3.   Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Binnenmarkt

3.1.3.1.   Rechtsgrundlage für die Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Binnenmarkt

| (90) | Nach Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV kann die Kommission Beihilfen zur Förderung der Entwicklung gewisser Wirtschaftszweige innerhalb der Europäischen Union als mit dem Binnenmarkt vereinbar betrachten, soweit sie die Handelsbedingungen nicht in einer Weise verändern, die dem gemeinsamen Interesse zuwiderläuft. |
| --- | --- |

(90)

| (91) | Im Einleitungsbeschluss (in Erwägungsgrund 117) stellte die Kommission fest, dass sie die Vereinbarkeit der Maßnahme unmittelbar nach Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV prüfen werde, da weder die Leitlinien von 2014 noch andere spezifische Leitlinien besondere Bestimmungen für Beihilfen zur Entschädigung für die Stilllegung von Stromerzeugungsanlagen enthalten. |
| --- | --- |

(91)

| (92) | Nachdem der Einleitungsbeschluss erlassen worden war, nahm die Kommission am 27. Januar 2022 die Leitlinien von 2022 an. Nach Randnummer 466 der Leitlinien von 2022 wird die Kommission auf der Grundlage dieser Leitlinien von 2022 die Vereinbarkeit aller anmeldepflichtigen Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen prüfen, die ab dem 27. Januar 2022 gewährt werden oder gewährt werden sollen. Wie in Erwägungsgrund (5) dargelegt, forderte die Kommission am 17. Mai 2022 die Beteiligten auf, zur Anwendbarkeit und Anwendung der Leitlinien von 2022 Stellung zu nehmen. |
| --- | --- |

(92)

| (93) | Die Kommission stellt fest, dass die Beihilfe im vorliegenden Fall noch nicht gewährt wurde, da sowohl das Kohleausstiegsgesetz (Paragraf 10) als auch der Vertrag von 2021 (Paragraf 25) und das Änderungsgesetz (Paragraf 3) ein Durchführungsverbot enthalten. Zudem hat Deutschland bestätigt, dass seit Erlass des Kohleausstiegsgesetzes im August 2020 und der Unterzeichnung des Vertrags von 2021 keine Zahlungen an RWE geleistet wurden. |
| --- | --- |

(93)

| (94) | Ferner hält die Kommission fest, dass mit der Anmeldung einer geplanten Beihilfemaßnahme durch einen Mitgliedstaat keine endgültige Rechtslage geschaffen wird, die zur Folge hätte, dass die Kommission anhand der zum Zeitpunkt dieser Anmeldung geltenden Vorschriften über die Vereinbarkeit dieser Beihilfe mit dem Binnenmarkt zu entscheiden hätte. Die Kommission hat vielmehr die Vorschriften anzuwenden, die zum Zeitpunkt des Kommissionsbeschlusses gelten, selbst wenn der rechtliche Rahmen bei der Anmeldung der Maßnahme ein anderer war (29). |
| --- | --- |

(94)

| (95) | Daher wird die Kommission im Folgenden die Vereinbarkeit der geänderten RWE-Maßnahme mit den Leitlinien von 2022 vorläufig beurteilen und dabei insbesondere die Angemessenheit der Maßnahme nach den allgemeinen Vorschriften des Abschnitts 3 und den spezifischen Vorschriften des Abschnitts 4.12.1 zu Beihilfen für die vorzeitige Einstellung rentabler Kohletätigkeiten dieser Leitlinien vorläufig prüfen. |
| --- | --- |

(95)

3.1.3.2.   Angemessenheit der Beihilfe

| (96) | Nach Randnummer 430 der Leitlinien von 2022 müssen Beihilfen für die vorzeitige Einstellung rentabler Kohleaktivitäten im Rahmen einer Ausschreibung anhand eindeutiger, transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien gewährt werden. Diese Anforderung gilt nicht, wenn der Mitgliedstaat nachweist, dass im Rahmen einer Ausschreibung aus objektiven Gründen wahrscheinlich kein hinreichender Wettbewerb herrschen würde. |
| --- | --- |

(96)

| (97) | Die Beihilfe im Rahmen der geänderten RWE-Maßnahme wird nicht im Rahmen einer wettbewerblichen Ausschreibung gewährt. Deutschland erklärte, sich gegen einen Ausstieg aus der Braunkohleverstromung durch Ausschreibungen entschieden zu haben, weil Braunkohleanlagen untrennbar mit den Tagebauen verbunden seien, was einen stärker auf dieses Gesamtsystem ausgerichteten Ansatz erfordere. Auch gebe es lediglich zwei Hauptakteure (RWE und LEAG), weshalb die Durchführung wettbewerblicher Ausschreibungen schwerlich möglich sei (siehe Erwägungsgrund 14 des Einleitungsbeschlusses und Erwägungsgrund 16 des Kommissionsbeschlusses in der Sache SA.58181 (30)). Beim gegenwärtigen Erkenntnisstand erachtet die Kommission diese Erklärung als vernünftig. Das Kohleausstiegsgesetz sieht nur für RWE und LEAG eine Entschädigung vor (Paragraf 44 des Kohleausstiegsgesetzes), und Deutschland hat den Vertrag von 2021 mit diesen beiden Betreibern geschlossen. Das Änderungsgesetz und der Änderungsvertrag haben daran nichts geändert. |
| --- | --- |

(97)

| (98) | Im Einklang mit Randnummer 432 der Leitlinien von 2022 wird die Kommission, da keine Ausschreibung durchgeführt wird, die Angemessenheit, d. h. die Frage, ob die Beihilfe auf das erforderliche Minimum beschränkt ist, auf Einzelfallbasis prüfen. In diesem Zusammenhang analysiert die Kommission die Annahmen, die der Mitgliedstaat bei der Berechnung der Entschädigung für die vorzeitige Stilllegung zugrunde legt, im Detail, indem sie die erwartete Rentabilität beim faktischen und beim kontrafaktischen Szenario miteinander vergleicht. Das kontrafaktische Szenario sollte auf hinreichend begründeten Annahmen und realistischen Marktentwicklungen beruhen und die voraussichtlichen Einnahmen und Kosten jeder einzelnen Einheit widerspiegeln, wobei mögliche direkte funktionale Verbindungen zwischen Einheiten zu berücksichtigen sind. |
| --- | --- |

(98)

| (99) | Die Kommission stellt zunächst fest, dass es sich bei der ursprünglichen und auch bei der geänderten RWE-Maßnahme um eine Einzelbeihilfe handelt. Im Kohleausstiegsgesetz wird klar und ausdrücklich erwähnt, dass es zwei Empfänger gibt (RWE und LEAG). Die Entschädigung ist an einen bestimmten Vorgang (den Braunkohleausstieg) geknüpft, und im Kohleausstiegsgesetz sind die genauen an die beiden Empfänger zu zahlenden Beträge sowie der Zeitraum festgelegt. Nach Paragraf 44 Absatz 1 Kohleausstiegsgesetz haben RWE und LEAG Anspruch auf eine Entschädigung in Höhe von 2,6 Mrd. EUR bzw. 1,75 Mrd. EUR. Darüber hinaus haben die Bundesregierung und die beiden Betreiber den Vertrag von 2021 unterzeichnet. |
| --- | --- |

(99)

| (100) | Die Kommission stellt fest, dass Deutschland nach Erlass des Einleitungsbeschlusses eine überarbeitete Berechnung der entgangenen Gewinne für die RWE-Anlagen übermittelt hat (siehe die Erwägungsgründe (39) bis (44)), die laut dem Kohleausstiegsgesetz und dem Änderungsgesetz stillgelegt werden sollen (31). |
| --- | --- |

(100)

| (101) | Hinsichtlich der bereits stillgelegten Anlagen beruhen die in der überarbeiteten Berechnung herangezogenen Annahmen (z. B. in Bezug auf Strom- und CO2-Preise und Inflation) auf den Markterwartungen und Informationen, die unmittelbar vor den jeweiligen Stilllegungszeitpunkten dieser Anlagen verfügbar waren. Die Kommission ist beim gegenwärtigen Erkenntnisstand der Auffassung, dass dieser Ansatz vernünftig ist, da dies die Gewinne waren, mit denen RWE bei der Stilllegung der betreffenden Anlagen rechnen konnte. Die Kommission stellt ferner fest, dass dieser Ansatz angesichts der Marktentwicklungen seit der Stilllegung dieser Anlagen konservativ erscheint, da die neueren Spotpreise über den zum Zeitpunkt der Stilllegung dieser Anlagen erwarteten Preisen auf dem Futures-Markt liegen. |
| --- | --- |

(101)

| (102) | Für die Stilllegungen vor 2026 stützt sich die überarbeitete Berechnung auf die neuesten zum Zeitpunkt ihrer Vorlage verfügbaren Informationen. Die Kommission ist zum gegenwärtigen Zeitpunkt der Auffassung, dass dieser Ansatz vernünftig ist und mit der Rechtsprechung des Gerichtshofs (32) im Einklang steht. |
| --- | --- |

(102)

| (103) | Ferner muss der Mitgliedstaat, wenn die Einstellung der Kohle-, Torf- oder Ölschiefertätigkeiten mehr als drei Jahre nach der Gewährung des Ausgleichs erfolgt, nach Randnummer 433 der Leitlinien von 2022 einen Mechanismus einführen, anhand dessen die Berechnung des Ausgleichs auf der Grundlage der jüngsten Annahmen aktualisiert wird, außer wenn er darlegen kann, warum ein solcher Mechanismus im vorliegenden Fall aufgrund außergewöhnlicher Umstände nicht gerechtfertigt wäre. |
| --- | --- |

(103)

| (104) | Die Kommission stellt fest, dass die Annahmen in Bezug auf die bereits stillgelegten RWE-Anlagen so nahe am jeweiligen Stilllegungstermin getroffen wurden wie möglich. Die in der überarbeiteten Berechnung berücksichtigten Anlagen, die in der Zukunft stillgelegt werden sollen, werden spätestens am 31. März 2025 stillgelegt, d. h. in weniger als drei Jahren ab heute, und für die Anlagen, die nach diesem Zeitpunkt stillgelegt werden sollen, werden keine entgangenen Gewinne geschätzt. Daher ist die Kommission vorläufig der Auffassung, dass für die geänderte RWE-Maßnahme kein Aktualisierungsmechanismus erforderlich ist. |
| --- | --- |

(104)

| (105) | Unter Berücksichtigung der im Einleitungsbeschluss geäußerten Bedenken bewertet die Kommission die überarbeitete Berechnung der im Rahmen der geänderten RWE-Maßnahme geplanten Entschädigung vorläufig wie folgt: |
| --- | --- |

(105)

3.1.3.2.1.   Die entgangenen Gewinne reichen weit in die Zukunft

| (106) | In der überarbeiteten Berechnung werden die entgangenen Gewinne der Braunkohlekraftwerke von RWE, deren vorzeitige Stilllegung vereinbart wurde, auf 2,2 Mrd. EUR2022 geschätzt, während der Barwert der vereinbarten Entschädigung 1,7 Mrd. EUR beträgt. Daher ist der Barwert der Entschädigung niedriger als der geschätzte entgangene Gewinn. |
| --- | --- |

(106)

| (107) | Nach der überarbeiteten Berechnung Deutschlands werden im Zeitraum 2021-2026 acht von 16 RWE-Blöcken im Stilllegungspfad entgangene Gewinne verzeichnen. Deutschland hat keine Berechnungen für die sieben Blöcke vorgelegt, die nach 2026 stillgelegt werden sollen, da die Berechnung für die vor diesem Zeitpunkt stillgelegten Blöcke nach Auffassung der Bundesregierung bereits ausreicht, um die Höhe der Entschädigung im Rahmen der geänderten RWE-Maßnahme zu rechtfertigen. |
| --- | --- |

(107)

| (108) | Die Kommission stellt bezüglich der zum Zeitpunkt der Vorlage der überarbeiteten Berechnung bereits stillgelegten Kraftwerke fest, dass die entgangenen Gewinne in erheblichem Maße von den Markterwartungen hinsichtlich der künftigen Strom- und CO2-Preise zum Zeitpunkt ihrer jeweiligen Stilllegung abhängen. Somit sind RWE nicht für alle Blöcke, die zum Zeitpunkt der Vorlage der überarbeiteten Berechnung bereits stillgelegt waren, Gewinne entgangen. |
| --- | --- |

(108)

| (109) | Anders als bei den vor dem Einleitungsbeschluss vorgelegten Daten wird in der überarbeiteten Berechnung der entgangenen Gewinne nur ein begrenzter Zeitraum (2021-2026) berücksichtigt, der nahe an den tatsächlichen oder geplanten Stilllegungszeitpunkten der Anlagen liegt. Dadurch könnte sich die Unsicherheit hinsichtlich der Projektionen (je länger der Zeitraum, desto unsicherer die Projektionen gegen Ende) und ihre Sensitivität gegenüber Änderungen der Inputparameter sowie hinsichtlich der angenommenen technischen und wirtschaftlichen Lebensdauer der betreffenden Kraftwerke verringern. Dies betrifft insbesondere die in den Erwägungsgründen 123 bis 132 des Einleitungsbeschlusses geäußerten Bedenken der Kommission, dass die vorgelegten Berechnungen weit in die Zukunft reichten und mit Unsicherheiten behaftet seien. |
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(109)

| (110) | Auf der Kostenseite werden in der überarbeiteten Berechnung nicht nur die Fixkosten der Kraftwerke, sondern auch die Fixkosten des Tagebaus berücksichtigt. Dies scheint branchenüblich, da die Braunkohletagebaue und -anlagen in der Regel als Teil eines untrennbaren Wirtschaftssystems angesehen werden (siehe die Erwägungsgründe (43) und (52)). Die vor dem Einleitungsbeschluss vorgelegten Berechnungen enthielten nur variable Tagebaukosten, wodurch die Erzeugungskosten tendenziell zu niedrig und die entgangenen Gewinne zu hoch angesetzt wurden. In der überarbeiteten Berechnung dagegen werden die Gesamtkosten des Tagebaus (feste und variable Kosten) berücksichtigt, was realistischer erscheint. |
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(110)

| (111) | In Bezug auf die Lebensdauer der Kraftwerke ohne das Kohleausstiegsgesetz und die diesbezüglich in den Erwägungsgründen 124-125 des Einleitungsbeschlusses geäußerten Bedenken nimmt die Kommission zur Kenntnis, dass in der überarbeiteten Berechnung nicht mehr von Lebensdauern von bis zu 70 Jahren ausgegangen wird. Angesichts der in der überarbeiteten Berechnung zugrunde gelegten kürzeren Dauer der entgangenen Gewinne könnten diese Bedenken, wie von Deutschland vorgetragen (siehe Erwägungsgrund (54)), hinfällig werden. Darüber hinaus wird auf der Grundlage der überarbeiteten Berechnung im kontrafaktischen Szenario davon ausgegangen, dass keine Anlage nach dem Stilllegungszeitpunkt noch länger als drei Jahre in Betrieb gewesen wäre (siehe Erwägungsgrund (41)). |
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(111)

| (112) | In Bezug auf die Bedenken hinsichtlich der Investitionen, die für den tragfähigen langfristigen Betrieb der Anlagen erforderlich wären (Erwägungsgründe 126 bis 127 des Einleitungsbeschlusses), stellt die Kommission ferner fest, dass durch den deutlich kürzeren Zeitrahmen der projizierten entgangenen Gewinne, die in der überarbeiteten Berechnung zugrunde gelegt werden, diese Bedenken, wie von Deutschland vorgetragen (siehe Erwägungsgrund (54)), hinfällig werden könnten. Die Kommission hatte insbesondere bei Niederaußem D daran gezweifelt, dass der Block angesichts der Anforderungen der Industrieemissionsrichtlinie (2010/75/EU) und der damit verbundenen strengeren Normen für Großfeuerungsanlagen über 2020 hinaus hätte betrieben werden können. In der überarbeiteten Berechnung setzt Deutschland nun für diese Anlage keine entgangenen Gewinne mehr an. |
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(112)

| (113) | Die Kommission hatte in Erwägungsgrund 129 des Einleitungsbeschlusses Bedenken hinsichtlich der Unsicherheiten in Bezug auf zukunftsbezogene Projektionen geäußert. Sie stellt nun fest, dass bei der überarbeiteten Berechnung überprüfbare und unabhängige marktbasierte Daten verwendet werden, die entweder unmittelbar vor dem Stilllegungsdatum (für die bereits stillgelegten Anlagen) oder zum Zeitpunkt der Vorlage der überarbeiteten Berechnung (für die noch in Betrieb befindlichen Anlagen) verfügbar waren (siehe Erwägungsgrund (43)). Darüber hinaus scheint sich der auf die entgangenen Gewinne und die Entschädigungszahlungen angewandte Diskontierungsfaktor (WACC von 7,5 %) bei der überarbeiteten Berechnung des kontrafaktischen Szenarios weniger auf das Ergebnis des Vergleichs zwischen dem Barwert der entgangenen Gewinne und dem Barwert der Entschädigungszahlungen auszuwirken und angesichts des verkürzten Zeitrahmens der entgangenen Gewinne angemessen zu sein. |
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(113)

| (114) | Bezüglich der in Erwägungsgrund 130 des Einleitungsbeschlusses geäußerten Bedenken hinsichtlich der Brennstoff- und CO2-Preise weist die Kommission darauf hin, dass bei der überarbeiteten Berechnung die Markterwartungen für diese Preise zugrunde gelegt werden (33). Insbesondere werden in der überarbeiteten Berechnung für die zum Zeitpunkt der Vorlage der überarbeiteten Berechnung bereits stillgelegten Anlagen die durchschnittlichen Futures-Preisnotierungen der EEX in den zwei Wochen unmittelbar vor den jeweiligen Stilllegungsterminen zugrunde gelegt, während für die Stilllegungen nach der Vorlage der überarbeiteten Berechnung die durchschnittlichen Notierungen der beiden Wochen vom 21. Oktober 2022 bis zum 4. November 2022 zugrunde gelegt werden. Dieser Aspekt spielt bei der Bewertung der Rentabilität der betreffenden Kraftwerke eine wichtige Rolle, weil die Strompreise sich auf die Erlöse aus dem Verkauf des Stroms auswirken und die CO2-Preise die wichtigste und mit der größten Unsicherheit behaftete Komponente der Betriebskosten der Braunkohleanlagen beeinflussen. |
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(114)

| (115) | Die Kommission stellt ferner fest, dass der deutlich kürzere Zeitraum (2021-2026), aus dem entgangene Gewinne berücksichtigt werden, die Unsicherheit in Bezug auf die projizierten CO2- und Strompreise verringern könnte. Während der Zeitrahmen der Berechnungen, die Deutschland vor dem Einleitungsbeschluss vorgelegt hat, in einigen Fällen bis 2061 reichte, umfasst der Zeitrahmen nun nur noch wenige in der Zukunft liegende Jahre. Durch den verkürzten Zeitrahmen konnten bei der überarbeiteten Berechnung Markterwartungen zugrunde gelegt werden. Auf dem organisierten deutschen Strommarkt mit seinem transparenten Preisfindungsverfahren auf der Grundlage konkurrierender Gebote können Stromlieferungen durch Kontrakte abgesichert werden. Dies ist zum Beispiel über die EEX-Handelsplattform möglich, die von den Stromerzeugern gemeinhin genutzt wird, um ihre Stromverkäufe über Käufe der gleichen Art von Produkten finanziell abzusichern, wie sie auch für die Berechnung der entgangenen Gewinne der RWE-Anlagen zugrunde gelegt wurden (34). Dadurch, dass diese Marktpreisdaten als Grundlage für das kontrafaktische Szenario für die entgangenen Gewinne herangezogen werden, könnte die Robustheit der überarbeiteten Berechnung gestärkt werden. |
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(115)

| (116) | In Erwägungsgrund 131 des Einleitungsbeschlusses hatte die Kommission darauf hingewiesen, dass sie nicht für jede zur Stilllegung vorgesehene Anlage Daten erhalten hatte. Die überarbeitete Berechnung enthält nun Daten für jeden der neun RWE-Blöcke, die bis zum 31. März 2025 stillgelegt werden sollen. Die Kommission nimmt das Argument Deutschlands, dies genüge als Rechtfertigung für die Höhe der Entschädigung (siehe Erwägungsgrund (58)), zur Kenntnis. |
| --- | --- |

(116)

| (117) | In Bezug auf die in Erwägungsgrund 132 des Einleitungsbeschlusses geäußerten Bedenken vertritt die Kommission die Auffassung, dass die Verwendung tatsächlicher Markterwartungen, die von einer unabhängigen Warenbörse über einen bestimmten Zeitraum für einen relativ begrenzten, in der Zukunft liegenden Zeitraum ermittelt wurden, die Notwendigkeit einer Sensitivitätsanalyse in Bezug auf CO2- und Strompreise verringern könnte. Dies gilt insbesondere für die bereits stillgelegten Anlagen, da für die Berechnung der entgangenen Gewinne die aktuellsten Projektionen, die vor der Stilllegung vorlagen, zugrunde gelegt wurden. |
| --- | --- |

(117)

| (118) | Die Kommission ist der Auffassung, dass die Berücksichtigung der systemischen Auswirkungen von Kraftwerksstilllegungen auf den deutschen Strommarkt in Form niedrigerer Strompreise im kontrafaktischen Szenario (im Vergleich zu den tatsächlichen Markterwartungen im faktischen Szenario) zur Robustheit der überarbeiteten Berechnung beitragen könnte. |
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(118)

| (119) | Und schließlich stellt die Kommission fest, dass andere Parameter der überarbeiteten Berechnung so konzipiert sind, dass die Schätzung der entgangenen Gewinne konservativer erscheint als die vor dem Einleitungsbeschluss vorgelegten Berechnungen. Insbesondere werden in der überarbeiteten Berechnung die Erlöse aus der Wärmeerzeugung und dem Regelenergiemarkt nicht berücksichtigt, weshalb die entgangenen Gewinne unterschätzt sind. Bei der Berechnung wird zudem davon ausgegangen, dass die Obergrenze für Markterlöse der Stromerzeuger, die zum Zeitpunkt der überarbeiteten Berechnung bis zum 30. Juni 2023 gelten sollte, bis zum 30. April 2024 verlängert wird, wodurch sich die entgangenen Gewinne der Anlage Frechen/Wachtberg verringern. Darüber hinaus wird bei der Berechnung davon ausgegangen, dass die Blöcke Neurath D und E am 31. März 2025 stillgelegt werden, weshalb die entgangenen Gewinne erst ab diesem Datum berücksichtigt werden. Die Blöcke könnten jedoch schon Ende März 2024 stillgelegt werden, sodass auch für die verbleibenden Monate des Jahres 2024 und im Jahr 2025 höhere entgangene Gewinne möglich sind. |
| --- | --- |

(119)

3.1.3.2.2.   Zeitlich gestreckte Stilllegung

| (120) | Die Kommission stellt fest, dass im Rahmen der geänderten RWE-Maßnahme eine RWE-Anlage (Niederaußem G oder H) im Zeitraum vom 31. Dezember 2029 bis zum 31. Dezember 2033 in die Zeitlich gestreckte Stilllegung überführt werden soll (siehe Erwägungsgrund (31)), d. h. hier ändert sich nichts gegenüber der ursprünglichen RWE-Maßnahme. |
| --- | --- |

(120)

| (121) | Darüber hinaus nimmt die Kommission die Argumentation Deutschlands zur Kenntnis, dass es sich bei der geänderten RWE-Maßnahme und der Zeitlich gestreckten Stilllegung um zwei unterschiedliche Instrumente handelt, die unterschiedliche Zeiträume betreffen und einer unterschiedlichen Logik folgen, sodass die Vergütung für den Mechanismus der Zeitlich gestreckten Stilllegung bei der Bewertung der Angemessenheit der geänderten RWE-Maßnahme nicht berücksichtigt werden sollte (siehe die Erwägungsgründe (63) bis (64)). Tatsächlich betreffen die beiden Instrumente offenbar unterschiedliche Zeiträume. Die Entschädigung im Rahmen der geänderten RWE-Maßnahme ist im Kohleausstiegsgesetz und im Vertrag von 2021 festgelegt, während die Vergütung für die Anlagen in der Zeitlich gestreckten Stilllegung auf der Grundlage einer Formel festgelegt werden wird. |
| --- | --- |

(121)

| (122) | Und schließlich scheint die Bestimmung des Kohleausstiegsgesetzes (Paragraf 45), wonach die erste Entschädigungszahlung am Ende des Jahres erfolgt, in dem erstmals eine Braunkohleanlage endgültig stillgelegt oder in die Zeitlich gestreckte Stilllegung überführt wird, den Zeitpunkt zu betreffen, zu dem die Entschädigung ausgezahlt wird. |
| --- | --- |

(122)

| (123) | Daher ist die Kommission zum gegenwärtigen Zeitpunkt der Auffassung, dass offenbar keine Überschneidung bei den Berechnungen für die beiden Instrumente besteht. |
| --- | --- |

(123)

3.1.3.2.3.   Von Deutschland vorgelegte alternative Szenarien

| (124) | Die Kommission stellt fest, dass die endgültige Stilllegung der RWE-Anlagen auf der Grundlage der geänderten RWE-Maßnahme von 2038 auf 2030 vorgezogen wurde. Sie stellt ferner fest, dass in der überarbeiteten Berechnung Deutschlands nur die Stilllegungen bis zum 31. März 2025 bei der Berechnung der entgangenen Gewinne berücksichtigt werden, um die Entschädigung zu rechtfertigen. |
| --- | --- |

(124)

| (125) | Die Kommission ist daher zum gegenwärtigen Zeitpunkt der Auffassung, dass die alternativen Szenarien, die Deutschland vor dem Einleitungsbeschluss vorgelegt hatte (siehe die Erwägungsgründe 50, 54 und 134 des Einleitungsbeschlusses), für die Bewertung der geänderten RWE-Maßnahme nicht relevant sein dürften, da die Stilllegung der RWE-Anlagen ohnehin auf 2030 vorgezogen wurde und die Option der vorgezogenen Stilllegung bei der überarbeiteten Berechnung der RWE entgangenen Gewinne nicht berücksichtigt wurde. |
| --- | --- |

(125)

3.1.3.2.4.   Zusätzliche Tagebaufolgekosten

| (126) | In Bezug auf die zusätzlichen Tagebaufolgekosten erinnert die Kommission an Erwägungsgrund 136 des Einleitungsbeschlusses, in dem sie feststellte, dass solche zusätzlichen Kosten grundsätzlich Entschädigungszahlungen rechtfertigen könnten. |
| --- | --- |

(126)

| (127) | Die Kommission nimmt nun zur Kenntnis, dass Deutschland lediglich eine überarbeitete Berechnung der entgangenen Gewinne — insbesondere der entgangenen Gewinne der RWE-Anlagen, die spätestens am 31. März 2025 stillgelegt werden sollen — vorgelegt hat und dass diese Berechnung zeigt, dass der Barwert der entgangenen Gewinne dieser Anlagen höher ist als der Barwert der Entschädigung. |
| --- | --- |

(127)

| (128) | Daher erscheint es zum gegenwärtigen Zeitpunkt nicht erforderlich, zusätzliche Tagebaufolgekosten gesondert zu prüfen, wenn die überarbeitete Berechnung Deutschlands auf der Grundlage der entgangenen Gewinne ausreicht, um die geplante Entschädigung für RWE zu rechtfertigen. |
| --- | --- |

(128)

3.1.3.3.   Schlussfolgerung zur Verhältnismäßigkeit der Beihilfe

| (129) | Beim gegenwärtigen Erkenntnisstand vertritt die Kommission die vorläufige Auffassung, dass die entgangenen Gewinne in der überarbeiteten Berechnung so ermittelt werden, dass potenziell sichergestellt ist, dass die Entschädigung auf das erforderliche Minimum beschränkt und eine Überkompensation ausgeschlossen ist. |
| --- | --- |

(129)

3.2.   LEAG-Maßnahme

| (130) | Die vorläufige Beurteilung der geänderten RWE-Maßnahme, die die Kommission in Bezug auf das Vorliegen einer Beihilfe (Abschnitt 3.1.1.), die Rechtmäßigkeit der Beihilfe (Abschnitt 3.1.2.) und die Rechtsgrundlage für die Vereinbarkeitsprüfung (Abschnitt 3.1.3.1.) vorgenommen hat, gilt auch für die LEAG-Maßnahme. |
| --- | --- |

(130)

| (131) | Die Kommission stellt fest, dass das Änderungsgesetz und der Änderungsvertrag im Hinblick auf die Angemessenheit der Beihilfe die LEAG-Maßnahme nicht ändern (siehe Erwägungsgrund (72)). Die Kommission stellt ferner fest, dass die im Rahmen der LEAG-Maßnahme festgelegten Stilllegungszeitpunkte der LEAG-Anlagen den Zeitraum nach 2028 betreffen (siehe die Erwägungsgründe (31) und (73)). |
| --- | --- |

(131)

| (132) | Daher bleibt die LEAG-Maßnahme, zu der die Kommission im Einleitungsbeschluss Zweifel geäußert hatte, wie dort beschrieben bestehen. |
| --- | --- |

(132)

4.   SCHLUSSFOLGERUNGEN

| (133) | Angesichts der Änderung bestimmter Fakten und Umstände seit dem Einleitungsbeschluss, insbesondere der Änderung der RWE-Maßnahme in Bezug auf die Stilllegungszeitpunkte und die überarbeitete Berechnung, weitet die Kommission das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV auf den im vorliegenden Beschluss beschriebenen Sachverhalt aus. Damit wird Dritten, deren Interessen durch die Gewährung der Beihilfe beeinträchtigt werden könnten, Gelegenheit geben, sich zu den nach Erlass des Einleitungsbeschlusses bereitgestellten Informationen Deutschlands zu äußern. Die Kommission wird die angemeldeten Maßnahmen sowohl unter Berücksichtigung der von dem betreffenden Mitgliedstaat als auch der von Dritten übermittelten Informationen prüfen und einen abschließenden Beschluss erlassen. |
| --- | --- |

(133)

| (134) | In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen fordert die Kommission Deutschland im Rahmen des Verfahrens nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV auf, innerhalb eines Monats nach Erhalt dieses Schreibens Stellung zu nehmen und alle sachdienlichen Angaben für die beihilferechtliche Würdigung der Maßnahme zu übermitteln. Deutschland wird ersucht, unverzüglich eine Kopie dieses Schreibens an die potenziellen Beihilfeempfänger weiterzuleiten. |
| --- | --- |

(134)

| (135) | Die Kommission erinnert Deutschland an die aufschiebende Wirkung des Artikels 108 Absatz 3 AEUV und verweist auf Artikel 16 der Verordnung (EU) 2015/1589 des Rates, dem zufolge alle rechtswidrigen Beihilfen von den Empfängern zurückgefordert werden können. |
| --- | --- |

(135)

| (136) | Die Kommission weist Deutschland darauf hin, dass sie die Beteiligten durch Veröffentlichung des vorliegenden Schreibens und einer aussagekräftigen Zusammenfassung dieses Schreibens im Amtsblatt der Europäischen Union von der Beihilfesache in Kenntnis setzen wird. Sie wird auch Beteiligte in den EFTA-Staaten, die das EWR-Abkommen unterzeichnet haben, durch die Veröffentlichung einer Bekanntmachung in der EWR-Beilage zum Amtsblatt der Europäischen Union sowie die EFTA-Überwachungsbehörde durch Übermittlung einer Kopie dieses Beschlusses von dem Vorgang in Kenntnis setzen. Alle Beteiligten werden aufgefordert, innerhalb eines Monats ab dem Datum dieser Veröffentlichung Stellung zu nehmen. |
| --- | --- |

(136)

---

(1)  OJ C 177, 7.5.2021, p. 50.

1

(2)  OJ C 80, 18.2.2022, p. 1.

2

(3)  OJ C 199, 17.5.2022, p. 9.

3

(4)  When looked at in nominal terms, the compensation amount appears higher than the forgone profits because the compensation instalments are spread over a longer period of time (until 2030) than the forgone profits (until 2026).

4

(5)  Beschluss der Kommission vom 2. März 2021 über die staatliche Beihilfe SA.53625 (2020/N) — Deutschland — Ausstieg aus der Braunkohleverstromung (ABl. C 177 vom 7.5.2021, S. 50).

5

(6)  ABl. C 80 vom 18.2.2022, S. 1.

6

(7)  ABl. C 199 vom 17.5.2022, S. 9.

7

(8)  ABl. C 200 vom 28.6.2014, S. 1.

8

(9)  Daten der Transparenzplattform der ENTSO-E, abrufbar unter https://transparency.entsoe.eu

9

(10)  Daten von Platts Market Data.

10

(11)  Siehe das Eckpunktepapier des Bundesministeriums vom 4. Oktober 2022, abrufbar unter: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Energie/221004-Eckpunktepapier-RWE-Kohleausstieg.html

11

(12)  Siehe Pressemitteilung des Bundesministeriums vom 4. Oktober 2022, abrufbar unter: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/10/20221004-bundeswirtschaftsminister-habeck-landesministerin-neubaur-und-rwe-verstandigen-sich-auf-beschleunigten-kohleausstieg-2030.html

12

(13)  RWE, Pressemitteilung vom 4. Oktober 2022: https://www.rwe.com/presse/rwe-ag/2022-10-04-verstaendigung-auf-kohleausstieg-2030-staerkung-der-versorgungssicherheit-in-energiekrise/

13

(14)  Gesetz zur Beschleunigung des Braunkohleausstiegs im Rheinischen Revier, abrufbar unter: http://www.bgbl.de/xaver/bgbl/start.xav?startbk=Bundesanzeiger_BGBl&jumpTo=bgbl122s2479.pdf

14

(15)  Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung und zur Änderung weiterer Gesetze (Kohleausstiegsgesetz), abrufbar unter: http://www.bgbl.de/xaver/bgbl/start.xav?startbk=Bundesanzeiger_BGBl&jumpTo=bgbl120s1818.pdf

15

(16)  Siehe Anlage 2 des Kohleausstiegsgesetzes oder Tabelle 2 des Einleitungsbeschlusses.

16

(17)  Für Braunkohlekraftwerke wird die Erlösobergrenze anhand einer Formel berechnet, die die Fixkosten und die Betriebskosten berücksichtigt.

17

(18)  Letztlich wurde Block E für die Stilllegung zu diesem Zeitpunkt gewählt.

18

(19)  Letztlich wurde Block F für die Stilllegung zu diesem Zeitpunkt gewählt.

19

(20)  Saale Energie und EnBW werden keine Entschädigung für die vorzeitige Stilllegung erhalten, da ihre Kraftwerke (Schkopau A und B bzw. Lippendorf S) nicht früher stillgelegt werden müssen, als von den Betreibern geplant.

20

(21)  Die Änderungen gegenüber Tabelle 2 des Einleitungsbeschlusses sind durch Fettdruck gekennzeichnet.

21

(22)  Bei Betrachtung des nominalen Werts erscheint der Entschädigungsbetrag höher als die entgangenen Gewinne, da die Raten über einen längeren Zeitraum (bis 2030) verteilt sind als die entgangenen Gewinne (bis 2026).

22

(23)  Dies betrifft die Einführung der Obergrenze für Markterlöse (Übergewinnabschöpfung).

23

(24)  Dies betrifft die Einführung der Obergrenze für Markterlöse (Übergewinnabschöpfung).

24

(25)  Öko-Institut (2022): Die deutsche Braunkohlenwirtschaft 2021. Historische Entwicklungen, Ressourcen, Technik, wirtschaftliche Strukturen und Umweltauswirkungen. Studie im Auftrag von Agora Energiewende und der European Climate Foundation. Mit dieser Studie werden frühere Studien zu den wirtschaftlichen Aspekten der Braunkohleförderung und -verstromung durch die Berücksichtigung von bis zum Jahr 2021 reichenden Daten auf den neuesten Stand gebracht. Die Studie leistete einen wichtigen Beitrag zur Faktenfindung in der Kommission für Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung, die 2018 von der Bundesregierung einberufen wurde, um die Strategie für den Kohleausstieg zu erarbeiten.

25

(26)  Die Ergebnisse dieser Analysen wurden vom Öko-Institut am 6. September 2022 (https://blog.oeko.de/atomausstieg-mythen-zu-streckbetrieb-und-laufzeitverlaengerung/) bzw. von enervis am 29. September 2022 (https://enervis.de/wp-content/uploads/2022/09/20220929_enervis-Pressemitteilung_AKW-Weiterbetrieb-erhoeht-Versorgungssicherheit-und-reduziert-Gasverbrauch.pdf) veröffentlicht. Die beiden Kernkraftwerke hatten zusammen eine Kapazität von 2,8 GW, während im vorliegenden Fall Braunkohleblöcke mit einer Kapazität von insgesamt 3,2 GW bis Ende 2026 stillgelegt werden sollen.

26

(27)  KPMG: Cost of Capital Study 2019.

27

(28)  Deutschland hat keine spezifischen langfristigen Berechnungen für die sieben Blöcke vorgelegt, die nach 2027 stillgelegt werden sollen, da die verfügbaren Daten und die Berechnung für die vor 2025 stillgelegten Blöcke bereits ausreichen, um die Höhe der Entschädigung im Rahmen der geänderte RWE-Maßnahme zu rechtfertigen.

28

(29)  Urteil des Gerichtshofs vom 11. Dezember 2008, Kommission/Freistaat Sachsen, C-334/07 P, ECLI:EU:C:2008:709, Rn. 51-53.

29

(30)  Beschluss der Kommission vom 25. November 2020 über die staatliche Beihilfe SA.58181 (2020/N) — Deutschland — Ausschreibungsverfahren für den Steinkohleausstieg in Deutschland (ABl. C 41 vom 5.2.2021, S. 1).

30

(31)  Deutschland hat keine spezifischen langfristigen Berechnungen für die sieben Blöcke vorgelegt, die nach 2027 stillgelegt werden sollen, da die verfügbaren Daten und die Berechnung für die vor 2025 stillgelegten Blöcke bereits ausreichten, um die Höhe der Entschädigung im Rahmen der geänderte RWE-Maßnahme zu rechtfertigen.

31

(32)  Urteil des Gerichtshofs vom 26. Oktober 2016, DEI/Kommission, C-590/14 P, ECLI:EU:C:2016:797, Rn. 49; siehe auch Urteil des Gerichtshofs vom 29. April 2021, Achemos Grupė und Achema/Kommission, C-847/19 P, ECLI:EU:C:2021:343, Rn. 43, und Urteil des Gerichtshofs vom 4. März 2021, Kommission/Fútbol Club Barcelona, C-362/19 P, ECLI:EU:C:2021:169, Rn. 62-64.

32

(33)  Die Brennstoffpreise (Steinkohle und Gas) wirken sich auf die Strompreiserwartungen aus, weil Kohle- und Gaskraftwerke in der Regel die wichtigsten Preissetzer auf dem Markt sind. Deshalb enthalten Strompreis-Futures implizit Voraussagen über die Entwicklung der Brennstoffpreise.

33

(34)  Siehe zum Beispiel BloombergNEF (2019): Mapping Power Sector Hedges in Europe. 13. August 2019.

34

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