SCHLUSSANTRÄGE DES GENERALANWALTS

PEDRO CRUZ VILLALÓN

vom 21. Juli 2011( )

Rechtssache C‑242/10

ENEL Produzione SpA

gegen

Autorità per l'energia elettrica e il gas

(Vorabentscheidungsersuchen des Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia [Italien])

„Richtlinie 2003/54/EG– Elektrizitätsbinnenmarkt – Inanspruchnahme und Ausgleich von Kapazitäten – Für das Funktionieren und die Sicherheit von elektrischen Systemen wesentliche Anlagen – Bestimmten Elektrizitätserzeugern auferlegte gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen“

I – Einleitung

1. Mit dem vorliegenden Vorabentscheidungsersuchen fragt das Tribunale Amministrativo Regionale (Regionales Verwaltungsgericht) per la Lombardia den Gerichtshof im Wesentlichen, ob bestimmte Verpflichtungen, die Elektrizitätsgesellschaften, die Inhaber von für das italienische Elektrizitätssystem „wesentlichen Einrichtungen“ sind, im Rahmen der sogenannten „Inanspruchnahme[?( )] und des Ausgleichs von Kapazitäten“ auferlegt wurden, mit dem Unionsrecht vereinbar sind.

2. Die Regelung der „wesentlichen Einrichtungen“ stellt eine Antwort auf die Erfordernisse der „Inanspruchnahme und des Ausgleichs von Kapazitäten“ dar, die bekanntermaßen in enger Verbindung mit der Netzssicherheit und der regelmäßigen Versorgung stehen. Aus dieser Perspektive würde der Fall klar von Art. 11 der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG( ) erfasst werden. Der italienische Gesetzgeber und die Regulierungsbehörden weisen jedoch darauf hin, dass mit der streitigen Maßnahme auch das umfassendere Ziel einer Kontrolle der vom Endverbraucher zu zahlenden Strompreise verfolgt wird. Dieser zweite Gesichtspunkt und die Besonderheiten der italienischen Regelung machen es erforderlich, im Rahmen der Prüfung auf Art. 3 Abs. 2 der Richtlinie einzugehen, auf den sich verschiedene Beteiligte berufen haben, soweit er es den Mitgliedstaaten gestattet, in bestimmten Fällen und unter bestimmten Voraussetzungen Elektrizitätsunternehmen gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen aufzuerlegen. Das Urteil vom 20. April 2010, Federutility( ), in dem diese Regelung der gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen auf dem Energiesektor( ) erstmals durch die Rechtsprechung angewandt wurde, stellt einen unmittelbaren Präzedenzfall für die Auslegung dieser Vorschrift dar. Vor diesem Hintergrund hat der Gerichtshof im Rahmen der vorliegenden Rechtssache die Möglichkeit, zur Anwendbarkeit dieser Figur in einem Kontext Stellung zu nehmen, der sich klar von dem unterscheidet, der in dem genannten Urteil untersucht worden ist.

II – Rechtlicher Rahmen

A – Unionsrecht

3. Art. 3 der Richtlinie 2003/54 regelt die sogenannten gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen und den Schutz der Kunden. Art. 3 Abs. 2 bestimmt:

„Die Mitgliedstaaten können unter uneingeschränkter Beachtung der einschlägigen Bestimmungen des Vertrags, insbesondere des Artikels 86, den Elektrizitätsunternehmen im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse Verpflichtungen auferlegen, die sich auf Sicherheit, einschließlich Versorgungssicherheit, Regelmäßigkeit, Qualität und Preis der Versorgung sowie Umweltschutz, einschließlich Energieeffizienz und Klimaschutz, beziehen können. Solche Verpflichtungen müssen klar festgelegt, transparent, nichtdiskriminierend und überprüfbar sein und den gleichberechtigten Zugang von Elektrizitätsunternehmen in der Europäischen Union zu den nationalen Verbrauchern sicherstellen. In Bezug auf die Versorgungssicherheit, die Energieeffizienz/Nachfragesteuerung sowie zur Erreichung der Umweltziele im Sinne dieses Absatzes können die Mitgliedstaaten eine langfristige Planung vorsehen, wobei die Möglichkeit zu berücksichtigen ist, dass Dritte Zugang zum Netz erhalten wollen.“

4. Nach Art. 3 Abs. 9 unterrichten „[b]ei der Umsetzung dieser Richtlinie … die Mitgliedstaaten die Kommission über alle Maßnahmen, die sie zur Gewährleistung der Grundversorgung und Erfüllung gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen … getroffen haben“.

5. Art. 11 mit der Überschrift „Inanspruchnahme und Ausgleich von Kapazitäten“( ) bestimmt in Abs. 2: „Die Einspeisung aus den Erzeugungsanlagen und die Nutzung der Verbindungsleitungen erfolgen auf der Grundlage von Kriterien, die der betreffende Mitgliedstaat genehmigen kann, die objektiv und veröffentlicht sein sowie auf nichtdiskriminierende Weise angewandt werden müssen, damit ein einwandfreies Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarkts gewährleistet wird. Bei den Kriterien werden der wirtschaftliche Vorrang von Strom aus verfügbaren Erzeugungsanlagen oder aus dem Transfer aus Verbindungsleitungen sowie die sich für das Netz ergebenden technischen Beschränkungen berücksichtigt.“ Abs. 6 sieht vor: „Soweit sie diese Funktion haben, beschaffen sich die Verteilernetzbetreiber die Energie, die sie zur Deckung von Energieverlusten und Kapazitätsreserven in ihrem Netz verwenden, nach transparenten, nichtdiskriminierenden und marktorientierten Verfahren.“

B – Nationale Regelung( )

1. Die Beschlüsse Nr. 168/03 und Nr. 111/06 der AEEG

6. Am 30. Dezember 2003 erließ die Autorità per l'energia elettrica e il gas (im Folgenden: AEEG) den Beschluss Nr. 168/03( ), in dem die Voraussetzungen für das Funktionieren der gemeinwirtschaftlichen Dispatching-Dienste festgelegt werden, um die Befriedigung der Elektrizitätsnachfrage unter hinreichenden Sicherheitsbedingungen zu gewährleisten.

7. Durch den Beschluss ERG/alt Nr. 11/06 vom 9. Juni 2009 der AEEG( ) wurde der Beschluss Nr. 168/03 abgeändert und der Terna Rete Elettrica Nazionale SpA, der Betreiberin des italienischen Übertragungsnetzes und Verantwortlichen für die Dispatching-Tätigkeit im gesamten Staatsgebiet( ), gestattet, die für die Sicherheit des Stromnetzes „wesentlichen Einheiten“ festzulegen. Dieses Instrument ermöglicht die Feststellung der für die Dispatching-Dienste erforderlichen Ressourcen.

2. Das Gesetz Nr. 2/09

8. Durch das Gesetz Nr. 2 vom 28. Januar 2009( ) wurden bestimmte Änderungen der Regelung der wesentlichen Einheiten nach dem Beschluss Nr. 111/06 vorgenommen. Art. 3 Abs. 10 Buchst. c nimmt Bezug auf den Markt für Dispatching-Dienste, dessen Verwaltung dem „Konzessionär der Verkehrsleistung und des Dispatching-Diensts übertragen wird, um die Auswahl der zur Gewährleistung der Sicherheit des Stromnetzes erforderlichen Ressourcen durch eine transparente und effiziente Beurteilung aus wirtschaftlicher Sicht zu ermöglichen. Die Dispatching-Dienste werden durch den Ankauf der erforderlichen Ressourcen durch die zugelassenen Anbieter sichergestellt. Die Festlegung des Strompreises erfolgt auf dem Markt für Dispatching-Dienste auf der Grundlage der von den zugelassenen Nutzern verbindlich angebotenen und von dem Konzessionär der Dispatching-Dienste angenommenen Preise; dabei haben die Angebote mit dem niedrigsten Preis bis zur vollständigen Bedarfsdeckung Vorrang …“

9. Art. 3 Abs. 11 des Gesetzes Nr. 2/09 bestimmt, dass angesichts der außerordentlichen Wirtschaftskrise auf internationaler Ebene und ihrer Auswirkungen auf die Rohstoffpreise und „um geringere Belastungen für die Familien und Unternehmen sicherzustellen und den Strompreis zu senken“, die AEEG ihre Beschlüsse auch in Bezug auf das Dispatching von Strom den folgenden Grundsätzen und Leitlinien anpasst:

„a) Jeder Inhaber von einzelnen Anlagen oder Gruppen von Anlagen, die für den Bedarf der Dispatching-Dienste wesentlich sind, wie sie auf der Grundlage der von der von der AEEG in Übereinstimmung mit den Grundsätzen des vorliegenden Buchstabens festgelegten Kriterien bestimmt wurden, ist zur Angebotsabgabe auf den Märkten nach den von der AEEG festgelegten Bedingungen verpflichtet, die punktuelle Mechanismen zur Gewährleistung der Verringerung der Netzkosten und einer angemessen Vergütung für die Erzeuger umsetzt. Insbesondere sind diejenigen Anlagen in den Zeiträumen, in denen die im Folgenden beschriebenen Bedingungen eintreten, wesentlich für den Bedarf der Dispatching-Dienste, die in technischer und struktureller Hinsicht unentbehrlich sind, um Netzengpässe zu lösen oder ein angemessenes Sicherheitsniveau des nationalen Stromnetzes über längere Zeiträume aufrechtzuerhalten.

…“

3. Der Beschluss Nr. 52/09 der AEEG

10. Die AEEG hat aufgrund des Gesetzes Nr. 2/09 am 29. April 2009 den Beschluss AGR/elt 52/09( ) erlassen, mit dem sie unter Abänderung ihres früheren Beschlusses Nr. 111/06 eine Neuregelung der „für den Betrieb des Stromnetzes wesentlichen Anlagen“ eingeführt hat.

11. Nach Art. 63.9 des Beschlusses Nr. 111/06, der durch Art. 1 Buchst. c des Beschlusses Nr. 52/09 geändert wurde, hat der Verwalter des Übertragungsnetzes und der Dispatching-Dienste (Terna) alljährlich ein Verzeichnis vorzubereiten und zu veröffentlichen, das die für den Betrieb des Stromnetzes und die Netzsicherheit als wesentlich eingestuften Anlagen und Anlagengruppen auflistet. Dabei sind jeweils die Gründe für die Aufnahme in das Verzeichnis und die Zeiträume, für die die jeweilige Anlage als wesentlich eingestuft wird, anzugeben.

12. Gemäß Art. 63 des Beschlusses Nr. 111/06 stuft Terna als wesentlich ein:

„a) Anlagen, ohne die es, auch aufgrund der regelmäßigen Wartungserfordernisse der anderen Erzeugungsanlagen und der Netzbestandteile, nicht möglich ist, im folgenden Kalenderjahr ein angemessenes Niveau des Sicherheitsmanagements des Stromnetzes zu gewährleisten;

b) unabhängig von den unter Buchst. a geregelten Anlagen jede Anlage, die zu einer im Sinne von Art. 63.6 als wesentlich eingestuften Gruppe von Anlagen gehört“.

13. Die Einstufung einer Anlage als wesentlich oder als einer Gruppe wesentlicher Anlagen zugehörig verpflichtet die Anbieter, die Inhaber dieser Anlage sind, hinsichtlich der entsprechenden Einheiten „im Einklang mit den von der Terna SpA für den jeweiligen Markt festgelegten Vorgaben und Kriterien“ zur Angebotsabgabe an der italienischen Strombörse in ihren verschiedenen Varianten des Day-Ahead-Markts, des Adjustment-Markts und des Regelenergiemarkts (Art. 64.2). Die Angebote, die am Day-Ahead-Markt und am Adjustment-Markt abgegeben werden, sind gleich null zu setzen (Art. 64.5). Der Preis der am Markt für Dispatching-Dienste abgegebenen Angebote, der den Mengen entspricht, für die die in Rede stehende Anlage als für die Netzsicherheit wesentlich eingestuft wird, entspricht für jeden betroffenen Zeitraum dem Stromverkaufspreis auf dem Day-Ahead-Markt in dem Gebiet, in dem sich die Erzeugungsanlage befindet (Art. 64.7). Falls die Vergütung für die im Rahmen der staatlichen Regulierungsmaßnahmen gelieferte Energie zur Deckung der jeder Erzeugungseinheit zuerkannten variablen Kosten nicht ausreichen sollte, erkennt Terna den Anbietern den Differenzbetrag zu (Art. 64.8).

14. Der Beschluss Nr. 52/09 sieht zwei Alternativen zur „allgemeinen“ Regelung der wesentlichen Anlagen vor.

15. Einerseits können die Inhaber von wesentlichen Anlagen gemäß Art. 63.11 des Beschlusses Nr. 111/06 (in der Fassung des Beschlusses Nr. 52/09) bei der AEEG die Anwendung der „Regelung der Erstattung der verlorenen Kosten“ beantragen, die es ermöglicht, eine entsprechende Gegenleistung in Höhe des Differenzbetrags zwischen den der Erzeugungsanlage zuerkannten Erzeugungskosten und den von dieser während der Eintragung in das Verzeichnis der wesentlichen Anlagen erwirtschafteten Erträge zu erhalten (Art. 63.13). Um in den Genuss dieser Regelung kommen zu können, müssen sich die Anbieter den Vorgaben des Art. 65 unterwerfen.

16. Andererseits können sich Anbieter, die Inhaber von Erzeugungsanlagen oder Gruppen von Erzeugungsanlagen sind, die als wesentlich eingestuft wurden, den Regulierungsmaßnahmen durch Abschluss eines Vertrags mit Terna entziehen, mit dem Terna eine im Voraus festgelegte Energiemenge (die von sämtlichen und nicht nur von den wesentlichen Anlagen stammt) zu Preisen, die jedenfalls gewissen Berichtigungsfaktoren (Angebote mit steigendem Kurs [step up offers] zum Nullpreis und Angebote mit sinkendem Kurs [step down offers], die gleich dem in der Marktzone des Day-Ahead-Markts verzeichneten Preis sind) oder Höchst- und Mindestniveaus unterliegen, zur Verfügung gestellt wird.

III – Ausgangsverfahren und Vorlagefrage

17. Die Enel Produzione SpA (im Folgenden: Enel) hat in ihrer Eigenschaft als Stromerzeugerin und Inhaberin von Anlagen, die als wesentlich eingestuft sind, den Beschluss Nr. 52/09 der AEEG beim Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia angefochten und geltend gemacht, dass er gegen Art. 11 Abs. 2 und 6 der Richtlinie 2003/54 verstoße.

18. Dieses Verwaltungsgericht ist der Ansicht, dass die in Rede stehende nationale Regelung mit den Bestimmungen des Vertrags über die Niederlassungsfreiheit, die Dienstleistungsfreiheit sowie den freien Warenverkehr und den freien Kapitalverkehr unvereinbar und nicht durch Art. 86 Abs. 2 (jetzt Art. 106 Abs. 2 AEUV) oder Art. 3 Abs. 2 der Richtlinie 2003/54 gerechtfertigt sein könnte. Daher legt es dem Gerichtshof folgende Frage zur Vorabentscheidung vor:

Stehen die Art. 23, 43, 49 und 56 des Vertrags sowie Art. 11 Abs. 2 und 6 und Art. 24 der Richtlinie 2003/54 einer nationalen Regelung entgegen, die, ohne dass eine Mitteilung an die EU-Kommission erfolgt ist, bestimmten Stromerzeugern, die unter bestimmten Umständen zur Deckung des nachfragebedingten Bedarfs für die Dispatching-Dienste wesentlich sind, auf Dauer vorschreibt, Angebote auf den Märkten der Strombörse nach fremdbestimmten Vorgaben des Netzbetreibers abzugeben, und die Vergütung für diese Angebote der freien Festsetzung des Erzeugers entzieht, indem sie sie an Kriterien koppelt, die nicht im Voraus nach „transparenten, nichtdiskriminierenden und marktorientierten Verfahren“ festgelegt worden sind?

IV – Verfahren vor dem Gerichtshof

19. Der Vorlagebeschluss ist am 17. Mai 2010 in das Register der Kanzlei des Gerichtshofs eingetragen worden.

20. Enel, Terna, die österreichische und die italienische Regierung sowie die Kommission haben schriftliche Erklärungen abgegeben.

21. In der mündlichen Verhandlung vom 11. Mai 2011 sind die Vertreter von Enel und Terna sowie die Bevollmächtigten der Italienischen Republik und der Kommission erschienen, um mündliche Ausführungen zu machen.

V – Untersuchung der Vorlagefrage

A – Die Funktionen der „Inanspruchnahme und des Ausgleichs von Kapazitäten“ des Stromnetzes in der Richtlinie 2003/54

22. In der Regelung der „Inanspruchnahme und des Ausgleichs von Kapazitäten“ in Art. 11 der Richtlinie 2003/54 in Verbindung mit Art. 3 Abs. 2 der Richtlinie und ihren Erwägungsgründen 17 und 24 kommt der in dieser Bestimmung niedergelegte Kompromiss zwischen Liberalisierung und öffentlicher Dienstleistung zum Ausdruck. Tatsächlich öffnen der 17. Erwägungsgrund und Art. 15 der Richtlinie 2003/54 (die fast ohne Änderung im 35. Erwägungsgrund und Art. 15 der Richtlinie 2009/72/EG( ) wiedergegeben werden), ohne die Möglichkeit auszuschließen, dass die Inanspruchnahme und der Ausgleich von Kapazitäten im freien Markt erfolgen, einer teilweisen und genau lokalisierten behördlichen Kontrolle auf diesem Gebiet die Tür.

23. Art. 11 der Richtlinie 2003/54 ermöglicht in sehr allgemeiner Form die Individualisierung der verschiedenen Aufgaben, die die „Inanspruchnahme und der Ausgleich von Kapazitäten“ mit sich bringen. Die erste Aufgabe besteht in einer „Inanspruchnahme“ oder „Lenkung des Flusses“ des Stroms im Netz: Der Netzbetreiber „ruft“, wenn er diese Funktion übernimmt, die sich in seinem Gebiet befindlichen Erzeugungsanlagen nach Maßgabe der Erfordernisse der Nachfrage „auf“( ). Nach Art. 11 Abs. 2 der Richtlinie erfolgt dieser „Aufruf“ oder die „Inanspruchnahme“ unter Berücksichtigung des „wirtschaftlichen Vorrangs“ des Angebots aus verschiedenen Anlagen; dies kommt einer Anwendung der sich aus dem Day-Ahead-Markt und dem Intra-Day-Markt ergebenden Programmierung gleich( ). Die Reihenfolge des „wirtschaftlichen Vorrangs“, die in der Programmierung zum Ausdruck kommt, kann unter zwei verschiedenen Umständen punktuellen Änderungen unterliegen: erstens, wenn der jeweilige Mitgliedstaat den Erzeugungsanlagen den Vorrang gibt, „in denen erneuerbare Energieträger oder Abfälle eingesetzt werden oder die nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung arbeiten“ (diese Möglichkeit ist in Art. 11 Abs. 3 der Richtlinie vorgesehen)( ), und zweitens, wenn „die sich für das Netz ergebenden technischen Beschränkungen“ ihrer strikten Einhaltung entgegenstehen (Art. 11 Abs. 2 der Richtlinie).

24. Zweitens umfasst die „Inanspruchnahme“ auf der Linie mit diesen technischen Beschränkungen des Netzes auch eine Reihe von Aufgaben zur Lösung von bei der Programmierung oder ad hoc festgestellten technischen Beschränkungen, zur Spannungsregulierung, zur Behandlung von Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch und zur Schaffung und Aufrechterhaltung von Kapazitätsreserven. Hierbei handelt es sich um die technischen Dispatching-Dienste im engeren Sinne( ). Auf sie nimmt Art. 11 Abs. 6 der Richtlinie spezifisch Bezug, wie auch, im Hinblick auf die Tätigkeiten zum „Ausgleich“ des Netzes, Art. 11 Abs. 7, um den es hier allerdings nicht geht. Nach Art. 11 Abs. 6 beschaffen sich die Netzbetreiber die Energie „zur Deckung von Energieverlusten und Kapazitätsreserven … nach transparenten, nichtdiskriminierenden und marktorientierten Verfahren“( ).

B – Der italienische Elektrizitätssektor und seine Regulierung. Die streitige Maßnahme

25. In Italien wurden die ersten durch die Richtlinie 96/92 vorgegebenen Maßnahmen zur Öffnung des italienischen Elektrizitätssektors durch das sogenannte „Bersani-Dekret“( ) umgesetzt. Diese Regelung wurde später um eine Vielzahl von Rechtsnormen ergänzt und so der italienische Strommarkt den Anforderungen der Richtlinie 2003/54 angepasst.

26. Nach diesen Bestimmungen kann der Verkauf von Strom in Italien generell entweder im Rahmen vor der Lieferung stattfindender freier bilateraler Verhandlungen oder durch die Teilnahme am Strommarkt oder an der Strombörse erfolgen. Dieser Strommarkt umfasst wiederum zwei Phasen, den sogenannten „Day-Ahead-Markt“ und den „Intra-Day-Markt“, an denen alle Stromerzeuger teilnehmen können. Nach Abschluss dieser ersten Phase wird der sogenannte „Markt für Dispatching-Dienste“ eröffnet.

1. Der Day-Ahead-Markt und der Intra-Day-Markt

27. Der „Day-Ahead-Markt“ stellt in erster Linie den Verhandlungsrahmen für Kauf- und Verkaufsangebote für Strom für jede Stunde des Liefertags dar. Er wird neun Tage vor dem Liefertag eröffnet und am Vortag des Liefertags um 9.00 Uhr geschlossen. Zu diesem Zeitpunkt werden auf der Grundlage der Verhandlungen die vorläufigen Programme für die Einspeisung und Abnahme von Elektrizität (wer sie erzeugt und wer sie verbraucht) für jeden Punkt des Netzes und für jede Stunde des Folgetags festgelegt.

28. Der „Intra-Day-Markt“ (früher als Adjustment-Markt bezeichnet) entwickelt sich im Anschluss, noch am Tag vor der Lieferung, und stellt den Rahmen für neue Verhandlungen dar, die den Anbietern Berichtigungen und Änderungen des vorläufigen Programms, das das Ergebnis des Day-Ahead-Markts ist, ermöglichen.

2. Die Funktion der Inanspruchnahme und des Ausgleichs von Kapazitäten: der Markt für Dispatching-Dienste

29. Es ist jedoch praktisch unmöglich, dass das Programm, das sich aus den beiden Märkten ergibt, genau den in Echtzeit erfolgenden tatsächlichen Schwankungen im Angebot und den tatsächlichen Anforderungen von Stromlieferungen am Liefertag entspricht. Am Liefertag muss, da Strom kein lagerfähiges Gut ist, jeder Nachfragemoment genau mit der entsprechenden Erzeugung ausgeglichen werden.

30. Als Betreiber des Übertragungsnetzes übernimmt Terna die „Inanspruchnahme und den Ausgleich von Kapazitäten“ der Erzeugungsanlagen, eine Dienstleistung, durch die ein ständiger Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage nach Strom im nationalen Übertragungsnetz und damit die Versorgungssicherheit und ‑kontinuität gewährleistet werden( ).

31. Für die Erbringung der als technische Dispatching-Dienste bezeichneten Dienstleistung greift der italienische Stromnetzbetreiber, Terna, auf den bereits erwähnten „Markt für Dispatching-Dienste“ zurück. Auf diesem Markt kommt daher die Nachfrage von Terna und das Angebot von den Inhabern der zuvor als „wesentlich“ eingestuften Anlagen.

32. Auf dem Markt für Dispatching-Dienste stellen die Unternehmen, die über wesentliche Einheiten verfügen, ihre Anlagen für einen bestimmten Moment Terna „zur Verfügung“, die ihnen mitteilt, ob sie in diesem Moment mehr oder weniger des im Programm vorgesehenen Stroms in das Netz einspeisen müssen. Es scheint Einvernehmen dahin zu bestehen, dass diese Art von Dienstleistungen für die Stromerzeuger angesichts des unvorhersehbaren und fast zufallsabhängigen Charakters der Nachfrage und der Notwendigkeit ihrer unmittelbaren Befriedigung bei großer Reaktionsfähigkeit wesentlich kostspieliger ist. Die Kosten, die Terna beim Erwerb des Stroms zur Erbringung der Dienstleistungen entstehen, werden durch den sogenannten „uplift“ ausgeglichen, der den Verbrauchern in Rechnung gestellt wird.

33. Die Prämisse dieses Markts für Dispatching-Dienste besteht daher in der Individualisierung einer Reihe von als „wesentlich“ für das Funktionieren und die Sicherheit des Stromnetzes eingestufter Anlagen. Diese Einstufung bringt die Anwendung einer besonderen Regelung der Teilnahme an den Strommärkten mit sich, die im Jahr 2009 Gegenstand einer bedeutenden Reform war.

3. Die Reform im Jahr 2009: die neue Regelung für wesentliche Anlagen

34. Das Verzeichnis der wesentlichen Anlagen wird jährlich von Terna anhand der Kriterien und des Verfahrens ausgearbeitet, die durch Art. 63 des Beschlusses Nr. 111/06 der AEEG, geändert durch Art. 1 Buchst. c des Beschlusses Nr. 52/09, eingeführt wurden.

35. Das vor der Reform im Jahr 2009 geltende System hatte sich, worauf im Vorlagebeschluss hingewiesen wird, aufgrund der geringen Zahl der als wesentlich eingestuften Kraftwerke und angesichts dessen, dass der Begriff der „Wesentlichkeit“ auf die einzelnen Anlagen und nicht auf die sie innehabenden Unternehmen bezogen wurde, als „kaum wirksam“ erwiesen, so dass es „…vorkommen [konnte], dass die Unterstellung einer einzelnen Anlage unter die Regulierungsmaßnahmen nicht ausreichend war, um die Marktmacht bestimmter Anbieter zu beseitigen, da diese als Eigentümer anderer Anlagen, die in ihrer Gesamtheit zur Deckung des Dispatching-Bedarfes unentbehrlich waren, dennoch den Verkaufspreis für die unter bestimmten Netzbetriebsbedingungen bei Bedarfsspitzen erforderliche Energiemenge einseitig hätten festlegen können“.

36. Die Bedeutung der Reform ist im Hinblick auf den der Intervention unterliegenden Strom unstreitig. Nach den von Enel zur Verfügung gestellten Informationen (die von den übrigen Beteiligten nicht in Abrede gestellt worden sind) wurde vor dem Inkrafttreten des Gesetzes Nr. 2/09 und des Beschlusses Nr. 52/09 eine Erzeugungskapazität von insgesamt etwa 500 MW als wesentlich eingestuft, während nach der Reform 10 413 MW des von Enel erzeugten Stroms als wesentlich betrachtet wurden, denen aller Wahrscheinlichkeit nach weitere hier nicht bekannte Mengen der übrigen Stromerzeuger hinzuzurechnen wären.

37. In Bezug auf die Inhaber wesentlicher Anlagen ist Terna für die Festlegung der als wesentlich eingestuften Stundenzahl und Leistung zuständig. Die übrigen Stunden und die sonstige Leistung bleiben für den Erzeuger „frei“, und er kann auf dem Markt eine beliebige Menge zu dem von ihm gewünschten Preis anbieten. Die als wesentlich eingestufte Stundenzahl und Leistung müssen wiederum auf dem Day-Ahead-Markt, dem Intra-Day-Markt und dem Markt für Dispatching-Dienste „im Einklang mit den von der Terna SpA für den jeweiligen Markt festgelegten Vorgaben und Kriterien“ angeboten werden (Art. 64.2 des Beschlusses Nr. 111/06).

38. Dies bedeutet einerseits, dass Terna dem Inhaber der wesentlichen Anlage die Menge (Stunden/Leistung) des Stroms, die er auf dem Day-Ahead-Markt und dem Intra-Day-Markt anbieten muss, mitteilt. Dieses Angebot ist „gleich null“ zu setzen mit den Folgen, die ich weiter unten darstellen werde. Parallel dazu werden Kaufangebote zu einem unbestimmten Preis abgegeben (Art. 64.5 und 64.6 des Beschlusses Nr. 111/06). Auf diese Weise wird, wie die italienische Regierung erläutert hat, sichergestellt, dass das auf die wesentliche Anlage bezogene Angebot von Terna auf diesen Märkten ausgewählt wird (nach dem Kriterium des „wirtschaftlichen Vorrangs“). Der Mechanismus der sogenannten „Nullpreis-Angebote“ scheint auch der Tatsache geschuldet zu sein, dass alle diese wesentlichen Erzeugungskapazitäten zu einem anderen Preis vergütet werden als dem, der auf einem freien Markt erzielbar gewesen wäre.

39. Andererseits müssen die Inhaber wesentlicher Anlagen auch auf dem Markt für Dispatching-Dienste die von Terna zuvor festgelegte Strommenge anbieten, die sie zum Stromverkaufspreis auf dem Day-Ahead-Markt für dasselbe Gebiet vergütet. Wenn dieser mittlere Preis unter den variablen Kosten liegt, wird den Erzeugern der Differenzbetrag zuerkannt (Art. 64.7 und 64.8 des Beschlusses Nr. 111/06).

40. Alternativ können die Inhaber von wesentlichen Anlagen bei der AEEG die Anwendung der als „Erstattung der verlorenen Kosten“ bezeichneten Regelung beantragen, die es ermöglicht, eine entsprechende Gegenleistung in Höhe des Differenzbetrags zwischen den der wesentlichen Anlage zuerkannten (festen und variablen) Erzeugungskosten und den von dieser während ihrer Aufnahme in das Verzeichnis der wesentlichen Anlagen erwirtschafteten Erträgen zu erhalten (Art. 63.13 des Beschusses Nr. 111/06). Diese Regelung ermöglicht mithin die Gewährleistung der Deckung sowohl der festen als auch der variablen Kosten von als wesentlich eingestuften Anlagen. Dafür bleibt die Anlage nicht nur der allgemeinen Angebotsregelung für wesentliche Anlagen für die als wesentlich erklärten Zeiträume und Erzeugungskapazitäten unterworfen, sondern unterliegt zusätzlichen Beschränkungen im Hinblick auf die Mengen und Zeiträume, die nicht wesentlich bzw. „frei“ sind. Konkreter müssen diese Mengen und Zeiträume auf allen Märkten zu einem Preis angeboten werden, der die variablen Kosten nicht übersteigt, oder gegebenenfalls zum Nullpreis (Art. 65.3 des Beschlusses Nr. 111/06).

41. Schließlich haben die Inhaber von wesentlichen Anlagen die Möglichkeit, sich der Einstufung ihrer Anlagen im Verzeichnis durch den Abschluss eines der zwei in Art. 65a des Beschlusses Nr. 111/06 vorgesehenen Vertragstypen mit Terna zu entziehen. In beiden Fällen stellt der Anbieter Terna eine im Voraus festgelegte Energiemenge (die von sämtlichen und nicht nur von den wesentlichen Anlagen stammt) zu einem Preis zur Verfügung, der dem „uplift“ (Art. 65a.1) oder den jährlichen Festkosten pro MW einer Spitzentechnologieanlage entspricht. Enel hat (wie andere Unternehmen, die in Parallelverfahren geklagt haben) diesen Alternativmechanismus des Art. 65a gewählt.

4. Zusammenfassung

42. Zusammenfassend stellt die neue italienische Regelung eine zweifache öffentliche Intervention im Hinblick auf die gesamte als „wesentlich“ eingestufte Stromerzeugungskapazität dar.

43. Erstens hat der Erzeuger keinen freien Zugang zum Day-Ahead-Markt und zum Intra-Day-Markt mit der Folge, dass dieser Strom nicht zu dem Preis vergütet wird, der auf diesen Märkten angeboten und erzielt werden könnte( ), sondern zum durchschnittlichen Marktpreis für dasselbe Gebiet (offenbar der Durchschnitt der verschiedenen Strompreise im Laufe eines Tages).

44. Zweitens sind die Inhaber wesentlicher Anlagen zur Teilnahme am Markt für Dispatching-Dienste verpflichtet, der ebenfalls in gewisser Weise interveniert ist: Das freie Spiel dieses Markts hätte, wie es bereits in anderen Ländern der Fall ist, zur freien Bildung des Preises des für die Erbringung der technischen Dispatching-Dienste erforderlichen Stroms geführt. Dieser Preis wäre angesichts der Charakteristika dieser Dienstleistungen und dem Zeitpunkt, zu dem sie üblicherweise erforderlich sind, normalerweise höher als der zur Zeit von Terna gezahlte Durchschnittspreis (in die Ermittlung des Durchschnittspreises werden logischerweise höhere und niedrigere Preise einbezogen).

45. Schließlich ist bei dieser Reform die grundlegende Rolle von Terna im Rahmen der Funktionsweise der Gruppe wesentlicher Anlagen hervorzuheben. Ihr kommt eine herausragende Protagonistenrolle zu bei der Vorbereitung sowohl des Verzeichnisses der wesentlichen Anlagen als auch bei der Festlegung des Preises, zu dem dieser Strom vergütet wird.

C – Einleitende Erwägungen zur Vorlagefrage

46. Das vorlegende Gericht fragt den Gerichtshof nach der Vereinbarkeit der in Italien geltenden Regelung der wesentlichen Einrichtungen mit den ihr zugeschriebenen Eigenschaften mit den Art. 23, 43, 49 und 56 EG und zwei konkreten Bestimmungen der Richtlinie 2003/54, Art. 11 Abs. 2 und 6 und Art. 24. Dies macht eine Reihe einleitender Erwägungen erforderlich.

47. Die Bezugnahme auf den Vertrag verlangt zunächst einige Klarstellungen. Art. 56 EG (jetzt Art. 63 AEUV), der die Beschränkungen des Kapitalverkehrs betrifft, entbehrt meiner Ansicht nach im vorliegenden Fall jeder Relevanz. Der Vorlagebeschluss stellt nicht klar, in welcher Art und Weise diese Vertragsbestimmung im Rahmen der Prüfung der streitigen Maßnahme einschlägig sein könnte.

48. Hingegen ist grundsätzlich nichts gegen die Statthaftigkeit der Prüfung der italienischen Regelung aus der Sicht der Art. 23 EG (jetzt Art. 28 AEUV), 43 EG (Art. 49 AEUV) und 49 EG (jetzt Art. 56 AEUV) einzuwenden, die jeweils die Beschränkung des freien Warenverkehrs, der Niederlassungsfreiheit und der Dienstleistungsfreiheit verbieten.

49. Nach dem vierten Erwägungsgrund geht die Richtlinie 2003/54 davon aus, dass „[d]ie Freiheiten, die der Vertrag den europäischen Bürgern garantiert (freier Waren- und Dienstleistungsverkehr und Niederlassungsfreiheit), … nur in einem vollständig geöffneten Markt möglich [sind], der allen Verbrauchern die freie Wahl ihrer Lieferanten und allen Anbietern die freie Belieferung ihrer Kunden gestattet“. Diese Vertragsfreiheiten sind allerdings nicht absolut. Sie können in bestimmten Fällen aus Gründen des öffentlichen Interesses beschränkt werden, sofern bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind. Die Art. 3 Abs. 2 und 11 Abs. 6 der Richtlinie 2003/54 sehen in gewissem Umfang Ausnahmen von den Freiheiten vor, indem sie die spezifischen Voraussetzungen zur Gewährleistung ihrer Vereinbarkeit mit dem Gemeinschaftsrecht auf der Linie mit den Bestimmungen des Vertrags, auf die sie in einigen Fällen ausdrücklich Bezug nehmen, kodifizieren und harmonisieren.

50. Angesichts dessen und in Übereinstimmung mit der ständigen Rechtsprechung( ) bin ich der Auffassung, dass die streitige Maßnahme im Wesentlichen anhand der Vorschriften der Richtlinie und erforderlichenfalls im Licht der Niederlassungsfreiheit und der Dienstleistungsfreiheit, die der Vertrag gewährleistet, zu prüfen ist. Die Vorlagefrage bezieht sich, worauf ich bereits hingewiesen habe, ausschließlich auf zwei Artikel der Richtlinie 2003/54: Art. 11 Abs. 2 und 6 und Art. 24.

51. Hinsichtlich des letztgenannten Artikels ist vorab darauf hinzuweisen, dass er sich auf die „Schutzmaßnahmen“ bezieht, die die Mitgliedstaaten vorübergehend treffen können, wenn „plötzliche Marktkrisen im Energiesektor [auftreten] oder … die Sicherheit von Personen, Geräten oder Anlagen oder die Unversehrtheit des Netzes gefährdet [ist]“. Das vorlegende Gericht schließt ausdrücklich die Möglichkeit aus, die Regelung der wesentlichen Einheiten der Kategorie der „Schutzmaßnahmen“ zuzuordnen, da sie seiner Ansicht nach „dauerhaften Charakter“ hat. Unabhängig vom dauerhaften oder übergangsweisen Charakter der streitigen Maßnahme bin ich der Auffassung, dass ihr Erlass zu keinem Zeitpunkt den außergewöhnlichen Umständen geschuldet war, die Art. 24 in derart unmittelbarer Form verlangt. Seine Unanwendbarkeit auf den Fall scheint mir daher außer Zweifel zu stehen. Dadurch ist meiner Meinung nach unabhängig von den weiteren Ausführungen die Prüfung der Regelung der wesentlichen Einheiten auf ihre Vereinbarkeit mit Art. 11 der Richtlinie 2003/54 beschränkt.

52. Andererseits ist anzumerken, dass das vorlegende Gericht die streitige Maßnahme eindeutig beschreibt. Insbesondere stellt es kategorisch fest, dass die Regelung der wesentlichen Einheiten dauerhaften Charakter hat und die Vergütung an „Kriterien koppelt, die nicht im Voraus nach ‚transparenten, nichtdiskriminierenden und marktorientierten Verfahren‘“ festgelegt worden sind, und so jede Möglichkeit einer Anwendung von Art. 11 verschließt, dessen Voraussetzungen gerade darin bestehen, und sogar von Art. 3 Abs. 2, der sich ebenfalls auf die Transparenz und den nichtdiskriminierenden Charakter des Verfahrens zur Einführung von gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen bezieht und darüber hinaus (implizit) verlangt, dass eine solche Maßnahme befristet ist( ).

53. Folglich müsste man, wenn man vom strikten Wortlaut sämtlicher Prämissen der Vorlagefrage ausgeht, antworten, dass eine Maßnahme, wie sie dort dargestellt ist, bereits mit dem Wortlaut von Art. 11 Abs. 2 und 6 der Richtlinie unvereinbar ist. Es ist jedoch klar, dass es sich dabei um einen Zirkelschluss handeln würde. Es geht um die Feststellung, ob die italienische Regelung tatsächlich sämtliche Eigenschaften aufweist, die das vorlegende Gericht ihr zuweist, unbeschadet seiner Zuständigkeit für die Auslegung der Reichweite und des Sinns dessen, was letztlich eine nationale Regelung ist. Diese Eigenschaften sind erst im Folgenden im Licht der Richtlinie 2003/54 zu prüfen.

D – Die Regelung der wesentlichen Einheiten im Licht der Richtlinie 2003/54

1. Die Möglichkeit zur Preisintervention auf dem Markt für Dispatching-Dienste

54. Enel und das Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia sind der Auffassung, dass durch Art. 11 der Richtlinie 2003/54 die Liberalisierung des Strommarkts auf jede Erzeugertätigkeit, einschließlich des Kaufs und Verkaufs von Strom im Rahmen der Dispatching-Dienste, erstreckt wird, wenn sie in diesem Bereich die Kriterien des „wirtschaftlichen Vorrangs“ (Abs. 2) und der Anwendung von „marktorientierten“ Verfahren (Art. 6) vorgibt. Sie sind der Ansicht, dass die Bestimmung jeder Maßnahme entgegensteht, durch die die Beziehungen zwischen den Stromerzeugern und dem Übertragungsnetzbetreiber anderen Regeln unterworfen wird als der Vertragsfreiheit auf dem Markt.

55. Meiner Ansicht nach ist diese Auslegung der Richtlinie 2003/54 nicht ganz zutreffend.

56. Vielmehr geht die Regelung der Inanspruchnahme der Erzeugungsanlagen auf ein klares öffentliches Interesse zurück (Gewährleistung der Netzsicherheit und der Stromversorgung im Allgemeinen) und weist einige Charakteristika auf, die für ihre Einstufung als regulierte Tätigkeit sprechen: Nach Art. 11 der Richtlinie 2003/54 kann sie dem Netzbetreiber ausschließlich zugewiesen werden (was angesichts des besonderen Charakters des Netzes üblich ist) und richtet sich nach öffentlich-rechtlichen Bestimmungen (im Fall Italiens sind die „operativen Verfahren“ des Dispatching im sogenannten Netzkodex( ) geregelt, den Terna ausgearbeitet hat und der von AEEG und dem italienischen Ministerium für Produktionstätigkeiten genehmigt wurde)( ).

57. Sicherlich unterstellt Art. 11 der Richtlinie die „Einspeisung aus den Erzeugungsanlagen“ durch den Netzbetreiber zunächst den Regeln des Markts. Die Einspeisung erfolgt unter Berücksichtigung des „wirtschaftlichen Vorrangs des Stroms“ (Abs. 2), was – wie ich bereits ausgeführt habe – der Aussage gleichkommt, dass die Reihenfolge des sich aus dem Markt ergebenden Programms zu beachten und zunächst das wirtschaftlich günstigste Angebot auszuwählen ist.

58. Allerdings unterliegt die Anwendung der Regeln des Markts in diesem Fall einigen Beschränkungen, zu denen die Notwendigkeit gehört, neben den rein wirtschaftlichen Kriterien die „sich für das Netz ergebenden technischen Beschränkungen“ zu berücksichtigen (Art. 11 Abs. 2). Diese möglichen technischen Beschränkungen erklären, dass sich die Liberalisierung weder ohne Weiteres auf den Ankauf von Strom „zur Deckung von Energieverlusten und Kapazitätsreserven“ erstrecken kann (Art. 11 Abs. 6) noch auf den Ausgleich des Elektrizitätsnetzes (Art. 11 Abs. 7).

59. Im 18. Erwägungsgrund der Richtlinie 2003/54 kommt der Gedanke zum Ausdruck, dass die Inanspruchnahme und der Ausgleich von Kapazitäten, wenn auch unter gewissen Vorbehalten, von der freien Marktentwicklung ausgenommen sind. Nach seinem Wortlaut bedarf es „zur Sicherstellung eines effektiven Marktzugangs für alle Marktteilnehmer, einschließlich neuer Marktteilnehmer, nichtdiskriminierender, kostenorientierter Ausgleichsmechanismen. Sobald der Elektrizitätsmarkt einen ausreichenden Liquiditätsstand erreicht hat, sollte dies durch den Aufbau transparenter Marktmechanismen für die Lieferung und den Bezug von Elektrizität zur Deckung des Ausgleichsbedarfs realisiert werden. Solange derartige liquide Märkte fehlen, sollten die nationalen Regulierungsbehörden aktiv darauf hinwirken, dass die Tarife für Ausgleichsleistungen nichtdiskriminierend und kostenorientiert sind. Gleichzeitig sollten geeignete Anreize gegeben werden, um die Einspeisung und Abnahme von Elektrizität auszugleichen und das System nicht zu gefährden.“ Meiner Ansicht nach steht dieser Erwägungsgrund in Verbindung mit Art. 11 der Richtlinie, so dass davon auszugehen ist, dass mit der Wendung „Tarife für Ausgleichsleistungen“ auf den Betrag Bezug genommen wird, der den Erzeugern gezahlt wird, um ihnen einen „Ausgleich“ zu gewähren oder die von ihnen zur Sicherstellung der Inanspruchnahme und des Ausgleichs des Netzes erbrachten Dienste zu vergüten, und nicht, wie Enel vorschlägt, auf den „uplift“, den der Endverbraucher zahlt.

60. Der Wortlaut dieses Erwägungsgrundes könnte zu der Annahme verleiten, dass die Ausnahme von der Liberalisierung Übergangscharakter hat und davon abhängt, dass auf dem Markt keine ausreichende Liquidität vorhanden ist, dass aber nach Überwindung dieser Situation das Dispatching vollständig dem Markt unterliegt. Doch selbst wenn dies der Fall wäre, ist zu berücksichtigen, dass trotz des erhöhten Liquiditätsgrads, der auf dem italienischen Strommarkt in seiner Gesamtheit scheinbar vorhanden ist, der spezifische Markt der Dispatching-Dienste durch einen schwachen Liquiditätsgrad gekennzeichnet ist( ). Auf der anderen Seite könnte die Tatsache, dass das Verzeichnis der wesentlichen Anlagen jährlich überprüft und neu erstellt wird, gemeinsam mit dem Umstand, dass die Maßnahme als Instrument zur Bekämpfung einer Krise und einer besonderen Marktkonzentration dargestellt wurde, zu der Feststellung veranlassen, dass sie lediglich Übergangscharakter hat.

61. Wie dem auch immer sei, ich bezweifle, dass der Unionsgesetzgeber selbst bei einem ausreichend liquiden Markt jede Art der öffentlichen Intervention im Hinblick auf die technischen Dispatching-Dienste verbieten wollte. Art. 11 Abs. 6 der Richtlinie 2003/54 bestimmt, dass sich die Übertragungsnetzbetreiber die Energie, die sie zur Deckung von Energieverlusten und Kapazitätsreserven in ihrem Netz verwenden, „nach transparenten, nichtdiskriminierenden und marktorientierten Verfahren“ beschaffen. Im Gegensatz zu der Aufgabe des strikten „Aufrufs“ der Erzeuger, des „Kassierens“ des Angebots und der Nachfrage nach Energie, die nach Art. 11 Abs. 2 der Richtlinie unter Berücksichtigung des vom Markt vorgegebenen „wirtschaftlichen Vorrangs“ zu erfolgen hat, sieht Art. 11 Abs. 6, der sich auf die Beschaffung der für die technischen Dispatching-Dienste erforderlichen Energie bezieht, das strikte Kriterium des „wirtschaftlichen Vorrangs“ nicht vor( ), sondern verlangt neben der Transparenz und der Nichtdiskriminierung lediglich, dass bei den Verfahren zur Beschaffung dieser Energie in einem gewissen Maß die den Markt bestimmenden wirtschaftlichen Kriterien zu beachten sind. Der Begriff „marktorientiert“ erlaubt meiner Ansicht nach eine stärkere Intervention.

62. Ausgehend von dieser relativen Ausnahme vom freien Funktionieren des Markts räumt der 17. Erwägungsgrund den Mitgliedstaaten einen etwas weiteren Handlungsspielraum ein, wenn es um das Dispatching in einem Stromsektor geht, dessen Markt keine Liquidität aufweist: Dann reicht es, dass sichergestellt ist, dass der Preis für diesen Strom „kostenorientiert“ ist.

63. Es ist wahrscheinlich, dass, wie Enel ausführt, die Erbringung der Dispatching-Dienste für die Erzeuger wesentlich teurer ist als die Erzeugung des auf dem Day-Ahead-Markt verkauften Stroms, dessen Durchschnittspreis als Referenz für ihre Vergütung herangezogen wird, und sogar, dass die Ware, die Gegenstand des Markts für Dispatching-Dienste ist, sich von der unterscheidet, die Gegenstand des An- und Verkaufs auf dem Day-Ahead-Markt und dem Intra-Day-Markt ist (in jenem wird eine bestimmte „Verfügbarkeit“ bzw. Erzeugerkapazität verkauft). Dessen ungeachtet bin ich der Auffassung, dass eine Regelung wie die italienische, nach der der Preis für den von Terna auf dem Markt für Dispatching-Dienste erworbenen Strom unter Bezugnahme auf den Strompreis auf dem Day-Ahead-Markt festgelegt wird, die Voraussetzung erfüllt, nach der diese Vergütung marktorientiert sein muss. Der Mechanismus der „Erstattung der verlorenen Kosten“ und die in Art. 65a des Beschlusses Nr. 111/06 vorgesehene Alternative eines Vertragsabschlusses tragen ebenfalls zu einer größeren Verhältnismäßigkeit der Maßnahme bei, indem sie die Bindung der Vergütung an die Gesamtkosten des Stroms verstärken.

64. Auf der anderen Seite kann unabhängig von den späteren Ausführungen die Regelung der sogenannten wesentlichen Einrichtungen auch die Anforderungen an die Transparenz und die Nichtdiskriminierung des Art. 11 Abs. 6 erfüllen. Einerseits fehlt es der streitigen Maßnahme an dem diskriminierenden Charakter, den ihr Enel vorwirft: Wenn es um die Aufrechterhaltung der Netzsicherheit geht, ist es logisch, dass ausschließlich diejenigen Unternehmen und Einrichtungen für sie verantwortlich sind, die sie mit ihrem Marktverhalten gefährden könnten. Auf der anderen Seite erfüllt das von den italienischen Behörden geregelte System grundsätzlich das Erfordernis der Transparenz, da das Verzeichnis der wesentlichen Anlagen unter einer gewissen Beteiligung der möglicherweise betroffenen Erzeuger jährlich überprüft und neu ausgearbeitet (Art. 63.4 und 63.5 des Beschlusses Nr. 111/06) sowie veröffentlicht wird und bei Gericht angefochten werden kann.

65. Nach alledem bin ich der Ansicht, dass Art. 11 Abs. 6 der Richtlinie 2003/54 für sich betrachtet grundsätzlich eine Interventionsregelung für die Preise auf dem Markt für Dispatching-Dienste zulässt.

66. Allerdings könnte das zutreffende Verständnis dieser Bestimmung entkräftet werden, wenn festgestellt wird, dass Gegenstand und Zweck der hier untersuchten Regelung der wesentlichen Einrichtungen über den eigentlichen Bereich der sogenannten Dispatching-Dienste hinausgehen und Ziele mit sehr unterschiedlicher Reichweite verfolgt werden. Die Vereinbarkeit der untersuchten Regelung der wesentlichen Einrichtungen mit Art. 11 Abs. 6 steht mithin unter diesem Vorbehalt, und zwar unter den Voraussetzungen, die im folgenden Abschnitt geprüft werden.

2. Die neue Regelung der wesentlichen Einrichtungen könnte über den Anwendungsbereich der Dispatching-Dienste im technischen Sinne hinausgehen

67. Einleitend erinnere ich daran, dass die italienische Regierung Nachdruck darauf gelegt hat, dass es sich bei der Regelung der wesentlichen Anlagen um eine Maßnahme handele, die unbedingt erforderlich sei, um das Funktionieren der technischen Dispatching-Dienste zu ermöglichen, und die folglich auf der Grundlage von Art. 11 der Richtlinie ergangen sei.

68. Es ist allerdings so, dass, wie sich gezeigt hat, die Strommengen, die Terna interveniert – grundsätzlich im Hinblick auf das Dispatching –, seit 2009 einen jähen und auffälligen Anstieg erfahren haben, für den keine zufriedenstellende Erklärung gegeben wurde. So wurden, worauf bereits hingewiesen wurde, die Dispatching-Dienste im eigentlichen Sinne vor der Reform mit 500 MW sämtlicher Erzeuger bedient; nach der Reform wurden, nur soweit es Enel betrifft, mehr als 10 000 MW als „wesentlich“ eingestuft. Obwohl es in der Vergangenheit zu punktuellen und örtlich bestimmten Problemen im Hinblick auf die Sicherheit und das Gleichgewicht des Netzes gekommen war( ), ist nicht ersichtlich, welche Art von technischen Problemen im Zusammenhang mit den Dispatching-Diensten diese Vervielfachung der als wesentlich eingestuften Energiemenge erforderlich gemacht haben könnten. Terna und die italienische Regierung haben jedenfalls keine kohärente Rechtfertigung zur Erklärung dieser Änderung liefern können.

69. Auf der anderen Seite ist dieser Umstand zu der Tatsache in Bezug zu setzen, dass das Gesetz Nr. 2/09 ausdrücklich als Daseinsberechtigung der gesamten neuen Regelung eine allgemeine Kontrolle der Endpreise für elektrische Energie bezweckt.

70. Ausgehend von beiden Daten erscheint es legitim, sich die Frage zu stellen, ob mit der italienischen Reform nicht indirekt durch diesen Mechanismus eine gewisse allgemeine Kontrolle der von dem Endverbraucher zu zahlenden Endpreise angestrebt wird. Mit diesem Ziel hätte die Reform ermöglicht, dass unter den Begriff der „wesentlichen Einrichtungen“ einige fallen, die ersichtlich über die Bedürfnisse der Dispatching-Dienste hinausgehen. Und dies, obwohl sie es aus wirtschaftlicher Sicht sein könnten, soweit sie ihre Inhaber in eine marktbeherrschende Stellung versetzen, die es ihnen ermöglicht, die Strompreise einschließlich der Preise für die Dispatching-Dienste zu kontrollieren( ). Die unvermeidliche Folge all dessen bestünde darin, dass das Energievolumen, das Gegenstand der Intervention sein soll, weitgehend in die Hände des Netzbetreibers gelegt würde.

71. An diesem Punkt angelangt ist zu beachten, dass die Kommission, Terna und die italienische Regierung – möglicherweise angesichts der soeben dargestellten Umstände – die Debatte auf Art. 3 Abs. 2 der Richtlinie 2003/54 ausgedehnt haben mit der Begründung, die streitige Maßnahme sei von dieser Bestimmung gedeckt.

72. Tatsächlich erlaubt Art. 3 Abs. 2 der Richtlinie nach der vorgeschriebenen Mitteilung an die Kommission, „im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse“ gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen aufzuerlegen unter der Voraussetzung, dass diese Verpflichtungen klar festgelegt, transparent, nichtdiskriminierend und überprüfbar sind und den gleichberechtigten Zugang von Elektrizitätsunternehmen in der Europäischen Union zu den nationalen Verbrauchern sicherstellen und dass dies unter Beachtung der einschlägigen Bestimmungen des Vertrags, insbesondere Art. 106 AEUV, erfolgt.

73. Darüber hinaus ist unbeschadet dieser strikten Voraussetzungen der Gegenstand der gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen relativ weit gefasst. Sie können sich „auf Sicherheit, einschließlich Versorgungssicherheit, Regelmäßigkeit, Qualität und Preis der Versorgung sowie Umweltschutz, einschließlich Energieeffizienz und Klimaschutz“ beziehen. Eine Direktintervention im Bereich der Stromerzeugungspreise, wie sie im vorliegenden Fall offenbar erfolgt ist, könnte auf eine Kontrolle der vom Endkunden zu zahlenden Strompreise abzielen und unmittelbar oder mittelbar die Netzsicherheit gewährleisten; beide Ziele werden in Art. 3 Abs. 2 der Richtlinie 2003/54 ausdrücklich genannt( ).

74. Schließlich steht grundsätzlich nichts der Annahme entgegen, dass mit der von der italienischen Regierung getroffenen Maßnahme ein „im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse“ liegendes Ziel verfolgt wird, wie es Art. 3 Abs. 2 verlangt. Tatsächlich kann auf einem Markt mit einer extrem unflexiblen Nachfrage wie dem Strommarkt, auf dem die Ware zudem nicht lagerfähig ist, nicht ausgeschlossen werden, dass bestimmte Anbieter ihre Marktposition missbrauchen. Infolgedessen könnte die Intervention im Bereich des Stromverkaufs durch die Erzeuger, bei denen eine marktbeherrschende Stellung angenommen wird, eine unerlässliche Voraussetzung für die Gewährleistung der Netzsicherheit darstellen und letztlich als Maßnahme „im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse“ betrachtet werden.

75. Das Vorstehende mag erklären, warum sich die italienische Regierung für die Anwendbarkeit des Art. 3 Abs. 2 ausgesprochen hat, in diesem Fall unter Berufung auf einen bedeutenden Präzedenzfall: das Urteil Federutility, in dem der Gerichtshof festgestellt hat, dass die Festlegung von „Referenzpreisen“ für die Lieferung von Erdgas unter bestimmten Voraussetzungen eine von Art. 3 Abs. 2 der Richtlinie 2003/55 (einer Parallelnorm zu der hier geprüften zweiten Stromrichtlinie für den Gassektor) gedeckte gemeinwirtschaftliche Verpflichtung sein kann. Wenn diese Art von Interventionen auf einem für den Wettbewerb völlig offenen Markt wie dem Energiemarkt (Gas bei Federutility, Strom im vorliegenden Fall) wirksam ist, muss dies, wie die italienische Regierung ausführt, umso mehr im Hinblick auf die Dispatching-Dienste der Fall sein, die eine Tätigkeit im öffentlichen Interesse darstellen.

76. Ungeachtet der vorstehenden Ausführungen bin ich aus den Gründen, die ich sogleich darlegen werde, der Auffassung, dass die Regelung, die aus den streitigen nationalen Bestimmungen gebildet wird, nicht zu einem allgemeinen Mechanismus zur Regelung der Strompreise werden darf.

77. Vorauszuschicken ist, dass das Urteil Federutility nicht ohne Weiteres auf den vorliegenden Fall anwendbar ist. In dem Urteil wurden die „Referenzpreise“ für Erdgaslieferungen unmittelbar von der nationalen Regulierungsbehörde, der AEEG, festgesetzt( ), die ständig erklärte, mit der Maßnahme werde das Ziel einer Verringerung der Lieferpreise bezweckt. Im vorliegenden Fall ergreift Terna, die Gesellschaft, die die Funktionen des Netzbetreibers wahrnimmt, unmittelbar Maßnahmen zur Intervention im Bereich der Strompreise aufgrund einer nationalen Rechtsnorm, die es ihr gestattet, im Rahmen der sogenannten Dispatching-Dienste tätig zu werden.

78. Es ist diese „zusätzliche Funktionalität“ der streitigen Maßnahme, die meiner Meinung nach nicht von Art. 3 Abs. 2 der Richtlinie 2003/54 gedeckt ist.

79. Wie bereits dargelegt, regelt die Richtlinie nur die unmittelbare Intervention des Netzbetreibers (im Sinne einer marktbeschränkenden Intervention) im genau umgrenzten Bereich der Dispatching-Dienste (Art. 11). Infolgedessen würde die Übertragung anderer Arten von Regulierungs- oder Interventionsbefugnissen auf dem Strommarkt, die über diesen Bereich hinausgehen, prima facie zu einer „Verfälschung“ der Funktionen der Inanspruchnahme und des Ausgleichs von Kapazitäten führen und innerhalb dieser Maßnahme die innere Ordnung der Richtlinie umkehren. Es ist offensichtlich, dass bereits aufgrund seiner Konfiguration der Betreiber der Dispatching-Dienste normalerweise nicht in der Lage ist, mit der in diesem Fall erforderlichen Unabhängigkeit und Unvoreingenommenheit den Grad der allgemeinen Intervention im Bereich der Lieferpreise zu bestimmen, abgesehen davon, dass seine Entscheidungen vor Gericht angefochten werden können.

80. Insbesondere führt meiner Ansicht nach diese Vorgehensweise zu einer erheblichen Unklarheit, die mit dem Transparenzerfordernis des Art. 3 Abs. 2 der Richtlinie und letztlich der Rechtssicherheit unvereinbar ist.

81. Meines Erachtens stellt der Wortlaut des Art. 3 Abs. 2 bei diesen gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen ein zweifaches Transparenzerfordernis auf. Einerseits bezieht er sich mit der Aussage, dass sie „klar festgelegt“ sein müssen, auf die Transparenz im klassischen verfahrensrechtlichen Sinne: Aus dieser Sicht kann, wie bereits festgestellt worden ist, kein Einwand gegen das italienische System erhoben werden. Die Vorschrift ergänzt aber sodann, dass die gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen „transparent“ sein müssen, ein Begriff, der sich auf den Imperativ der Rechtssicherheit zurückführen lässt. Die gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen müssen letztlich nicht nur klar und zugänglich sein, sondern auch in einer Art und Weise festgelegt sein und auferlegt werden, die nicht verwirrend oder irreführend ist. Von diesem Standpunkt aus könnte die Transparenz der streitigen Maßnahme problematisch sein, wenn tatsächlich nachgewiesen würde, dass sie, wenngleich sie formell Art. 11 der Richtlinie 2003/54 entspricht (und letztlich dem, was für die Erbringung der Dispatching-Dienste wesentlich ist), in der Praxis funktionieren soll, als ob der nationale Gesetzgeber sie im Bereich der außerordentlichen Möglichkeiten des Art. 3 Abs. 2 der Richtlinie 2003/54 angesiedelt hätte.

82. Es ist zweifellos Sache des nationalen Gerichts, im Einzelfall zu beurteilen, welcher Anteil an der gesamten als „wesentlich“ eingestuften Erzeugungskapazität tatsächlich technisch in der Netzsicherheit begründet sein kann. Letztlich muss das nationale Gericht gegebenenfalls beurteilen, ob die Regelung der wesentlichen Einheiten mit einer Zielsetzung angewendet wird, die ihrer Ausgestaltung eindeutig zuwiderläuft, und dabei beispielsweise von den Angaben zu der für die Erbringung dieser Dienste in der Vergangenheit tatsächlich eingesetzten Menge ausgehen.

83. Aufgrund der vorstehenden Ausführungen komme ich zu dem Ergebnis, dass Art. 11 Abs. 6 der Richtlinie 2003/54 einer Regelung „wesentlicher Einrichtungen“ wie der des Ausgangsverfahrens nicht entgegensteht und dass es Sache des nationalen Gerichts ist, gegebenenfalls festzustellen, ob ihre Anwendung ihrem Zweck zuwiderläuft und insbesondere ein Ziel verfolgt wird, das über die Bedürfnisse einer angemessenen Erbringung der auf die „Inanspruchnahme und den Ausgleich von Kapazitäten“ gerichteten Dienstleistungen hinausgeht.

VI – Ergebnis

84. Ich schlage dem Gerichtshof daher vor, auf die vom Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia (Italien) vorgelegte Frage wie folgt zu antworten:

Die Art. 49 und 56 AEUV sowie Art. 11 Abs. 2 und 6 der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG stehen einer nationalen Regelung nicht entgegen, die bestimmten Stromerzeugern, die unter bestimmten Umständen zur Deckung des nachfragebedingten Bedarfs für die Dispatching-Dienste wesentlich sind, vorschreibt, Angebote auf den Märkten der Strombörse nach fremdbestimmten Vorgaben des Netzbetreibers abzugeben, und die Vergütung für diese Angebote der freien Festsetzung des Erzeugers entzieht, sofern folgende Voraussetzungen erfüllt sind:

1. Die Vergütung für die als wesentlich eingestufte Energie muss an Kriterien gekoppelt sein, die im Voraus nach transparenten, nichtdiskriminierenden und marktorientierten Verfahren festgelegt worden sind. Eine nationale Regelung, die den Preis für die vom Netzbetreiber erworbene Energie am durchschnittlichen Strompreis auf dem Day-Ahead-Markt ausrichtet und sicherstellt, dass die variablen Kosten gedeckt sind, erfüllt die Voraussetzung, dass diese Vergütung marktorientiert sein muss.

2. Auf jeden Fall muss diese zwingende Regelung im Verhältnis zu der Energie stehen, die für die Erbringung der Dispatching-Dienste (Deckung der Energieverluste und der Reservekapazitäten) unerlässlich ist. Gegebenenfalls ist es Sache des nationalen Gerichts, festzustellen, ob oder inwieweit die als wesentlich eingestufte Erzeugungskapazität tatsächlich diesen Gründen geschuldet ist.