STATE AID — GERMANY

State aid SA.53625 (2020/N) — 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)

(2021/C 177/03)

By means of the letter dated 2 March 2021 reproduced in the authentic language on the pages following this summary, the Commission notified Germany of its decision to initiate 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 1 month of the date of publication of this summary and the following letter, to:

European Commission Directorate-General Competition State aid Greffe 1049 Bruxelles/Brussel BELGIQUE/BELGIË Fax + 32 22961242 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 support to Lausitz Energie Kraftwerke AG (‘LEAG’) and RWE Power AG (‘RWE’) for the phase-out of lignite powered electricity generation. The Commission has also received a number of spontaneous third-party submissions.

The legal basis for the measure is the ‘Act on the reduction and termination of coal-fired power generation and on the amendment of other laws’ (hereafter, ‘the closure law’) of 8 August 2020, as amended by Articles 22 and 23 of the ‘Act amending the Renewable Energy Act and other energy acts’ (‘renewable energy law’) published on 21 December 2020.

The closure law authorises the German government to conclude a public law contract with the lignite operators in order to regulate the terms and conditions of the reduction and termination of the lignite-fired power generation.

On that basis, Germany and the lignite operators elaborated terms and conditions included in the ‘Public-law contract on the reduction and termination of lignite-fired electricity generation in Germany’ (hereafter, ‘the contract’). The contract was approved by the German Parliament on 13 January 2021.

The closure law stipulates final closure dates for 30 lignite installations belonging to RWE and LEAG between 2020 and 2038. For the closure of lignite installations by the end of 2029, the closure law foresees a compensation of EUR 2,6 billion to RWE for the closure of the lignite installations in Rhineland and EUR 1,75 billion to LEAG for the closure of the installations in Lusatia. The agreed compensation will be granted in 15 equal annual instalments on 31 December, starting from the year in which the first installation of the operator closes or is transferred to the deferred closure mechanism. In accordance with the contract, the compensation is to be used to cover the rehabilitation of the opencast mining sites in a timely manner.

Germany submitted that the compensation amounts cover part of the operators’ foregone profits, because the closure law requires them to close down earlier than they would have done otherwise. It is also of the view that the additional mine rehabilitation costs that RWE and LEAG face following the requirement to cease their activities earlier than envisaged warrant a compensation. In addition, Germany also intends to compensate three installations for their deferred closure.

To establish the foregone profits Germany compared a hypothetical situation without the closure law against the anticipated closure following the adoption of the closure law. It relied on a simulation of the European electricity system up to 2040, analysed the economic viability of lignite-fired power generation units and estimated the foregone profits due to the closure law by aggregating the hourly foregone profits. Based on the above modelling, Germany calculated that the net present value (‘NPV’) of the foregone profits of RWE and LEAG would exceed the NPV of the compensation amount.

Germany also carried out additional calculations regarding the potential foregone profits of the lignite installations in alternative scenarios. It explained that the NPV of the expected foregone profits would exceed the NPV of compensation amount in all alternative scenarios for RWE and all alternative scenarios for LEAG, except under the Vattenfall Verkaufsszenario.

In Germany’s view, also the additional mine rehabilitation costs that operators face due to the early closure of the lignite installations should be taken into account. This covers costs that would not have occurred if the closure law would not have been adopted and are therefore referred to as additional costs. Germany submitted a study quantifying these costs.

On a preliminary basis, the Commission concludes, at this stage of the procedure, that the cumulative criteria for the existence of State aid are likely to be met and that the measure constitutes State aid. In the present case, the Commission assesses the compatibility of the measure directly under Article 107(3)(c) TFEU, as no specific Guidelines apply.

At this stage of the procedure, the Commission expresses doubts about the compatibility of the measure with the internal market and in particular about the proportionality of the measure. What determines the proportionality of the aid is whether the foregone profits and any additional mine rehabilitation costs are calculated in a way that ensures that the compensation is kept to the minimum necessary and excludes overcompensation.

The Commission expresses the following doubts with regard to the justifications provided by Germany for the compensation amounts:

The Commission questions whether compensation amounts covering foregone profits that reach far into the future are limited to the minimum required. It also raises doubts with regard to the way in which the foregone profits were modelled, mainly regarding the lifespans taken into consideration for generation facilities in the absence of the closure law, how uncertainties have been taken into account, the fuel and CO2 prices, and the absence of data at plant level and of sensitivities. The Commission also notes that in the Vattenfall Verkaufsszenario the NPV of the compensation amount paid to LEAG is higher than the foregone profits.

The Commission notes that three installations will also receive compensation for deferred closure, which needs to be taken into account when assessing the proportionality of the measure.

Regarding the additional mine rehabilitation costs, the Commission notes that the study submitted by Germany is based on closure dates that do not correspond precisely to the dates of the closure law. The study is only based on publically available information and does not take elements such as current extraction levels into account. The results of the study may therefore not accurately reflect the additional mine rehabilitation costs. Regarding LEAG, the Commission expresses doubts as to whether a scenario in which it would have extended its mining activities to Mühlrose and Welzow-Süd TA II would be appropriate, also given that LEAG had not taken the final investment decision for the expansion to Welzow-Süd TA II.

TEXT OF LETTER

(1) Quelle: https://www.umweltbundesamt.de/galerie/entwicklung-der-treibhausgasemissionen-in-2019.

(2) Quelle: https://www.ag-energiebilanzen.de/. Für den Strommix 2019 wird die Stromerzeugung aus Braunkohle auf 114 TWh veranschlagt, was bei einer Gesamterzeugung (ohne Pumpspeicherenergie) von 605 TWh einem Anteil von 19 % entspricht.

(3) https://de.statista.com/statistik/daten/studie/1086407/umfrage/kohlendioxidemissionen-aller-braunkohlekraftwerke-in-deutschland/

(4) Die CO2-Emissionen des Energiesektors beliefen sich den Informationen auf der Website https://www.umweltbundesamt.de/galerie/entwicklung-der-treibhausgasemissionen-in-2019 zufolge im Jahr 2018 auf 305 Mio. Tonnen.

(5) Artikel 1 Teil 7 § 54 Kohleausstiegsgesetz.

(6) Der Beschluss betrifft nicht Braunkohleanlagen mit einer Nettonennleistung bis zu einschließlich 150 MW (Braunkohle-Kleinanlagen).

(7) Diese Instrumente für die Versorgungssicherheit wurden von Deutschland infolge zweier Beschlüsse der Kommission eingeführt: Beschluss von 2018, im Zusammenhang mit der Kapazitätsreserve für den Zeitraum bis zum 30. September 2025 keine Einwände zu erheben (Beschluss der Kommission vom 7. Februar 2018 über die Beihilferegelung SA.45852), und Beschluss von 2016, im Zusammenhang mit der Netzreserve im Umfang von 5,4 GW für den Zeitraum bis zum 30. Juni 2020 keine Einwände zu erheben (Beschluss der Kommission vom 20. Dezember 2016 in der Sache SA.42955).

(8) Beschluss der Kommission vom 25. November 2020 in der Sache SA.58181.

(9) Artikel 10 Kohleausstiegsgesetz.

(10) Artikel 1 Teil 5 § 49 Kohleausstiegsgesetz.

(11) § 25 des Vertrags.

(12) Anlage 2 Kohleausstiegsgesetz.

(13) Z. B. kann entweder Weisweiler G oder Weisweiler H zum 1. April 2028 stillgelegt werden und der jeweils andere Block dann zum 1. April 2029. Artikel 1 Teil 5 § 41 Kohleausstiegsgesetz.

(14) Gemäß Artikel 1 Teil 5 § 43 und Teil 4 § 38 können sie an den Ausschreibungen für den Steinkohleausstieg teilnehmen und sind erst ab 2030 Gegenstand der gesetzlichen Reduzierung.

(15) Die Kommission beschloss im Jahr 2016 im Zusammenhang mit der Netzreserve im Umfang von 5,4 GW, für den Zeitraum bis zum 30. Juni 2020 keine Einwände zu erheben (Beschluss in der Sache SA.42955).

(16) Artikel 1 Teil 5 § 42 Kohleausstiegsgesetz.

(17) Artikel 1 Teil 5 § 47 Kohleausstiegsgesetz.

(18) Artikel 1 Teil 5 § 44 Kohleausstiegsgesetz.

(19) § 22 Absatz 3 des Vertrags.

(20) Artikel 1 Teil 5 § 45 Kohleausstiegsgesetz.

(21) §§ 14-16 des Vertrags.

(22) Ab 1,5 EUR/MWh, allmählich sinkend auf 1 EUR/MWh.

(23) Geschätzt auf 2,5 EUR/MWh.

(24) Annahmen für die CO2-Preise: 25 USD (2017) im Jahr 2025 und 43 USD (2017) im Jahr 2040.

(25) Die einheitliche durchschnittliche CO2-Intensität von Braunkohle wird auf 0,401 Tonnen CO2 pro MWh geschätzt, bei einem Wirkungsgrad von 100 %. Anschließend wird diese Intensität angepasst an den tatsächlichen Wirkungsgrad der jeweiligen Anlagen (z. B. würde die CO2-Intensität einer Anlage mit einem Wirkungsgrad von 40 % auf 1,0025 Tonnen CO2 pro MWh geschätzt).

(26) Durchschnittliche jährliche Fixkosten von Braunkohleanlagen: 60 000 EUR pro MW für ältere Anlagen, 50 000 EUR pro MW für mittelalte Anlagen und 40 000 EUR pro MW für neuere Anlagen.

(27) Bei diesen vier Anlagen handelt es sich um Niederaußem G (geplanter Stilllegungszeitpunkt Ende 2033), Niederaußem K sowie BoA 2 Neurath F und G (geplanter Stilllegungszeitpunkt Ende 2038).

(28) Bei diesen sechs Anlagen handelt es sich um: Schwarze Pumpe A, Schwarze Pumpe B, Lippendorf S, Lippendorf R, Boxberg Q und Boxberg R.

(29) Plausibilisierung der Unternehmensplanung der RWE Power AG hinsichtlich der Nutzung von Braunkohle, EY und BET, Juni 2020.

(30) Leitentscheidung NRW „Rheinisches Revier“.

(31) Diese Zahl von Kapazitätsjahren ist die Summe der Kapazitätsjahre der einzelnen Kraftwerke, die sich aus der Multiplikation der Nettoleistung jedes Kraftwerks mit der Summe der Jahre, um die es vorzeitig stillgelegt wird, ergeben.

(32) Plausibilisierung der Unternehmensplanung der LEAG hinsichtlich der Nutzung von Braunkohle, EY und BET, Juni 2020.

(33) Diese Zahl von Kapazitätsjahren ist die Summe der Kapazitätsjahre der einzelnen Kraftwerke, die sich aus der Multiplikation der Nettoleistung jedes Kraftwerks mit der Summe der Jahre, um die es vorzeitig stillgelegt wird, ergeben.

(34) Wie im Folgenden beschrieben, verursacht der Erhalt des Hambacher Forstes nach Schätzungen Deutschlands die höchsten Zusatzkosten (schätzungsweise 1,5 bis 1,6 Mrd. EUR). Selbst bei geringerer Auskohlung sind für standfeste Böschungen sehr hohe Massenbewegungen (geschätzte Kosten: 1-1,1 Mrd. EUR) und aufwendige wasserwirtschaftliche Maßnahmen (geschätzte Kosten: 550 Mio. EUR) erforderlich.

(35) Gutachten. Ermittlung von Folgekosten des Braunkohletagebaus bei einem gegenüber aktuellen Braunkohle- bzw. Revierplänen veränderten Abbau und Bestimmung der entsprechenden Rückstellungen. Autoren: BET, EY, ahu, FUMINCO, ZAI, EMCP. 15. April 2020.

(36) Bei der Kostensimulation wurden Inflationsraten von 1,5 %, 2 % und 2,5 % herangezogen.

(37) Betreiber des Mitteldeutschen Reviers ist MIBRAG.

(38) Artikel 22 § 50 Erneuerbare-Energien-Gesetz.

(39) Entweder Niederaußem G oder Niederaußem H.

(40) Anlage 3.

(41) Entweder Niederaußem G oder Niederaußem H.

(42) Artikel 1 Teil 5 § 47 Kohleausstiegsgesetz.

(43) Dieser Artikel ändert § 8 Absatz 1 des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes.

(44) ClientEarth, Kein Geld für alte Braunkohlekraftwerke, Oktober 2019: https://www.documents.clientearth.org/wp-content/uploads/library/2019-10-28-kein-geld-fuer-alte-braunkohlekraftwerke-ce-de.pdf.

(45) ClientEarth, „Coal phase-out compensation for LEAG“, Mai 2020: https://www.documents.clientearth.org/wp-content/uploads/library/2020-06-16-legality-of-compensation-for-leag-under-german-coal-phase-out-ce-en.pdf.

(46) Genehmigungsbeschluss der Kommission vom 27. Mai 2016: Stilllegung deutscher Braunkohlekraftwerksblöcke (SA.42536).

(47) Öko-Institut: Einordnung der geplanten Entschädigungszahlungen für die Stilllegungen deutscher Braunkohlekraftwerke im Kontext aktueller Entwicklungen, 29. Juni 2020.

(48) Öko-Institut: Analyse von Kraftwerks-Stilllegungspfaden für das Lausitzer Revier, 22. Januar 2020.

(49) Urteil des Gerichtshofs vom 11. Juli 1996, SFEI u. a., C-39/94, ECLI:EU:C:1996:285, Rn. 60. Urteil des Gerichtshofs vom 29. April 1999, Spanien/Kommission, C-342/96, ECLI:EU:C:1999:210, Rn. 41.

(50) Urteil des Gerichtshofs vom 27. September 1988, Astéris AE u. a./Republik Griechenland und Europäische Wirtschaftsgemeinschaft, C-106 bis 120/87, Slg. 19881988, S. 5515, Rn. 23 und 24.

(51) Im deutschen Recht wird dieser Grundsatz als „ausgleichspflichtige Inhalts- und Schrankenbestimmung“ bezeichnet.

(52) BVerwG NVwZ 2009, S. 1443.

(53) BVerfGE 74, 129 (148).

(54) „Stilllegung von Kohlekraftwerken“, Ausarbeitung, Wissenschaftliche Dienste, Deutscher Bundestag (WD 3 — 3000 — 360/18).

(55) Urteil des Gerichts vom 30. April 1998, Het Vlaamse Gewest/Kommission, T-214/95, Slg. 1998, II-717.

(56) Mitteilung der Kommission „Investitionsplan für ein zukunftsfähiges Europa“ vom 14. Januar 2020, COM(2020) 21 final, Abschnitt 4.3.4, S. 14.