EN Official Journal of the European Union C 37/73

STATE AID — GERMANY

State aid SA.33995 (2013/C) (ex 2013/NN) — Support for renewable electricity and reduced EEG-surcharge for energy-intensive users

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

(Text with EEA relevance)

(2014/C 37/07)

By means of the letter dated 18.12.2013 reproduced in the authentic language on the pages following this summary, the Commission notified the Federal Republic of 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 one month of the date of publication of this summary and the following letter, to:

European Commission Directorate-General for Competition Directorate for State Aid State Aid Greffe 1049 Bruxelles/Brussel BELGIQUE/BELGIË Fax No: +32 2 296 12 42

These comments will be communicated to the Federal Republic of Germany. Confidential treatment of the identity of the interested party submitting the comments may be requested in writing, stating the reasons for the request.

SUMMARY

1. PROCEDURE

In December 2011, the German Association of Energy Consumers (Bund der Energieverbraucher) filed a complaint with the Commission arguing that the amended Renewable Energy Act (1) entering into force on 1 January 2012 (‘EEG-Act 2012’) and in particular the cap on the EEG-surcharge in favour of energy-intensive users (‘EIU’) constitutes unlawful and incompatible State aid.

Under the EEG-Act 2012, Distribution System Operators (‘DSO’) are obliged to purchase electricity produced within their network area from renewable energy sources (‘RES electricity’) and from mining gas at feed-in tariffs established by law for different RES technologies. RES electricity producers and producers of electricity from mining gas also have the possibility to sell their electricity directly on the market (‘direct marketing’) and to apply for a market premium from the network operator.

DSOs transfer the EEG electricity to their respective Transmission System Operators (‘TSO’) which are under the obligation to purchase and to compensate the DSOs both in regard of the feed-in tariffs and of the market premiums. After having equalised payments between themselves, the four TSOs are obliged to sell the EEG electricity on the spot market. If the price obtained on the spot market is not sufficient to cover the financial burden resulting from the purchase obligation, TSOs can require electricity suppliers to pay a share of this burden through a charge, referred to as the ‘EEG-Umlage’ (‘EEG-surcharge’). The share has to be proportionate to the supplier’s quantity of electricity delivered to the final consumers. Implementing regulations (the Ausgleichsmechanismusverordnung and the Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung) determine how the TSOs have to calculate the EEG surcharge and how they have to proceed with the marketing of the EEG electricity, under the supervision of the BNetzA. All financial flows relating to the EEG-surcharge have to be kept on separate accounts. As a result, the TSOs jointly determine each year the EEG-surcharge for year X+1.

The EEG-surcharge that can be passed on by the supplier to EIU that are active in the manufacturing sector is capped if they have a consumption of at least 1 GWh and their electricity costs amount to at least 14% of their gross added value. §41 of the EEG-Act 2012 limits the EEG-surcharge for EIU to 10 % of the EEG-surcharge on their consumption between 1 GWh and 10 GWh; to 1 % of the EEG surcharge on their consumption between 10 GWh and 100 GWh and to 0.05 cent/kWh on their consumption above 100 GWh. If an EIU has a consumption above 100 GWh and its costs of electricity represent more than 20 % of gross added value, the EEG surcharge will be limited to 0.05 ct/kWh for the EIU’s whole electricity consumption. As a result of the cap, the EIU’s electricity supplier’s obligation to pay the EEG-surcharge to the TSO is reduced accordingly. This results in a higher EEG-surcharge for other consumers.

ASSESSMENT OF THE MEASURE

On 22 May 2002 (2), the Commission adopted a decision on the "Gesetz über den Vorrang erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz)" (an earlier version of the EEG-Act which came into force on 1 April 2000) in which it considered that the German renewable support system did not involve State aid. However, since the initial decision, the EEG-Act has been amended substantially. Given that the amendments introduced by the EEG-Act 2012 were not notified to the Commission, the aid has to be considered as unlawful new aid.

Producers of RES electricity are advantaged under the EEG-Act 2012 because the feed-in tariffs and premium guarantee them a price that is generally higher than the market price. Moreover, by capping the EEG-surcharge for EIU, the State has conferred a selective advantage to these undertakings. In view of the trade patterns in the manufacturing sector, the exemption is likely to have an impact on trade between Member States and to distort competition.

The Commission believes that the system at stake differs considerably from the PreussenElektra case: Contrary to what was the situation is PreussenElektra, an EEG-surcharge has been established by the State in order to finance the support to RES electricity and to relieve the network operators from the financial burden resulting from the RES support.

In addition, taking into account the Steinike (Case 76/78 Steinike & Weinlig v Germany [1977] ECR 595) and the Essent judgements (Case C-206/06 Essent [2008] ECR I-5497), the Commission believes that the EEG-surcharge administered by TSO constitutes a State resource. Like in Essent, the State has appointed undertakings to administer a surcharge established by the State. Indeed, the four TSOs have been designated to centrally administer the financial flows relating to the EEG and to calculate the EEG-surcharge. They have to collect the EEG-surcharge from electricity suppliers. They have (each) to keep all financial flows (expenditures and revenues) linked to the EEG in separate accounts. Like in Essent, the State has established rules governing the use and destination of the surcharge, in particular if the TSOs collect more surcharge than needed. The TSOs are thus not free to set and use the EEG-surcharge as they wish. Finally, the Commission notes that there are quite detailed control mechanisms in place that allow the State to monitor the financial flows linked to the EEG.

Based on the information available at this stage, the Commission comes to the preliminary conclusion that the State can control, direct and influence the administration of the funds at stake so that the EEG-surcharge constitutes a State resource. Hence, a reduced EEG-surcharge or capped surcharged implies a renouncement to State resources. The EEG-Act 2012 thus contains State aid within the meaning of Article 107(1) TFEU for the producers of RES electricity and electricity from mining gas and for EIU, and the Commission has to assess the possible compatibility of such a measure with State aid rules.

Regarding the support to RES electricity, the Commission concludes that the conditions established under the Environmental Aid Guidelines are fulfilled. In particular, the feed-in tariffs and premiums are designed to promote the development of electricity produced from renewable energy sources and compensate for the difference between the production costs of RES electricity and the market price of electricity in accordance with point 109 of the Environmental Aid Guidelines. Also, the Commission finds that the support to the production of electricity from mining gas can be allowed under Article 107(3)(c) TFEU as it helps achieving an objective of common interest (environmental protection) and is necessary and proportionate to that objective and does not distort competition in a way that is incompatible with the common interest.

However, while the support as such seems compatible with the internal market, the Commission has doubts as to whether its financing mechanism is compatible with Articles 30 and 110 TFEU. In particular, §39 EEG-Act 2012 provides for a reduced rate of the EEG surcharge in case of direct marketing that seems to be available only when the supplier has purchased 50% of his electricity portfolio from national RES electricity producers and seems therefore to constitute a discriminatory charge within the meaning of Article 110 TFEU.

As regards the reduced EEG-surcharge, Germany submits that the reduction is necessary to prevent that EIU relocate outside Germany, in particular in third countries having lower environmental standards. Germany has however not sufficiently demonstrated that relocation risk to third countries for the different sectors and undertakings concerned and has not demonstrated that the aid would be limited to what is necessary to prevent such relocations. Also, it is necessary to obtain more information on the possible distortion of competition resulting from the aid.

Therefore, the Commission has at this stage doubts as to the compatibility of the support mechanism for RES electricity and electricity from mining gas insofar as the financing mechanism concerns imports that could have been eligible for EEG support if produced in Germany, and of the reduced EEG-surcharge for energy-intensive users with the internal market. In accordance with Article 4(4) of Regulation (EC) No 659/1999 the Commission has thus decided to open the formal investigation procedure, thereby inviting Germany to submit its comments as well as additional information.

TEXT OF LETTER

‘die Kommission teilt der Bundesrepublik Deutschland hiermit mit, dass sie nach Prüfung der von der Bundesregierung übermittelten Angaben zu der vorgenannten Maßnahme beschlossen hat, das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union in Bezug auf die Förderung der Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen und aus Grubengas nach dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz) und die Begrenzung der EEG-Umlage für energieintensive Unternehmen einzuleiten. 1. VERFAHREN Im Dezember 2011 reichte der Bund der Energieverbraucher bei der Kommission eine Beschwerde ein, in der geltend gemacht wird, dass das Erneuerbare-Energien-Gesetz in der ab 1. Januar 2012 geltenden Novelle-Fassung (3) („EEG 2012“) und insbesondere die Begrenzung der EEG-Umlage für energieintensive Unternehmen („EIU“) eine rechtswidrige und mit dem Binnenmarkt unvereinbare staatliche Beihilfe darstellen. (1) Im Laufe des Jahres 2012 erhielt die Kommission außerdem noch Schreiben von Bürgern, die sich über die EEG-Umlage im Allgemeinen und die Begrenzung der Umlage für EIU im Besonderen beschwerten. Die Kommission leitete die Beschwerde mit der Bitte um Stellungnahme an Deutschland weiter. Zudem übersandte sie Deutschland ein Auskunftsersuchen. Die Bundesregierung legte die Stellungnahme und die Auskünfte am 29. Juni 2012 vor. (2) Die Bundesregierung ist der Auffassung, dass keine unmittelbare oder mittelbare Übertragung staatlicher Mittel vorliegt. Ihres Erachtens wird der gewährte Vorteil wie in der Rechtssache PreussenElektra (4) allein aus privaten Mitteln (der Stromnetzbetreiber und Elektrizitätsversorgungsunternehmen) finanziert. Sie unterstreicht zudem, dass das EEG 2012 die EEG-Umlage nicht dem Letztverbraucher aufbürdet, da es vielmehr den Elektrizitätsversorgungsunternehmen freisteht, ob sie die Kosten der EEG-Umlage auf die Letztverbraucher umlegen. (3) Ferner werden ihrer Auffassung nach durch das EEG 2012 auch keine zwischengeschalteten Einrichtungen mit der Wahrnehmung besonderer Aufgaben (Erhebung, Verwaltung und Verteilung der Fördermittel bzw. Fonds) betraut, sondern lediglich allen Netzbetreibern und Elektrizitätsversorgungsunternehmen verschiedene Verpflichtungen auferlegt. Sie macht insbesondere geltend, dass das BAFA (Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle, d. h. die staatliche Einrichtung, die auf der Grundlage einer Prüfung feststellt und bestätigt, dass ein EIU die gesetzlichen Voraussetzungen für die Begrenzung der EEG-Umlage erfüllt) keinerlei Kontrolle über die involvierten Finanzflüsse ausübt. Die Bundesregierung versichert auch, dass sich die Überwachungsaufgaben der BNetzA (Bundesnetzagentur), d. h. der Regulierungsbehörde für die Netzmärkte, so u. a. für die Energienetze, lediglich auf den Verbraucherschutz beziehen. (4) Die Bundesregierung stellt fest, dass die den Stromerzeugern aus erneuerbaren Energiequellen gewährte Förderung unabhängig davon, ob sie als Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV eingestuft wird, in jedem Fall mit dem Binnenmarkt vereinbar ist, da sie mit den einschlägigen Bestimmungen der Leitlinien der Gemeinschaft für staatliche Umweltschutzbeihilfen (Umweltschutzleitlinien) (5) im Einklang steht. Dazu hat sie am 17. Dezember 2012, 17. April 2013 und 28. Juni 2013 ausführliche Auskünfte vorgelegt. (5) Die Bundesregierung ist ferner der Auffassung, dass die den EIU gewährte Förderung unabhängig davon, ob sie als Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV eingestuft wird, gemäß Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe b AEUV oder alternativ gemäß Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV mit dem Binnenmarkt vereinbar ist. Dazu hat sie am 25. September 2013 Auskünfte vorgelegt. 2. AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER MASSNAHMEN 2.1. Überblick 2.1.1. Einspeisevergütung und Marktprämie für Strom aus erneuerbaren Energien und Grubengas (6) Die Netzbetreiber (6) (meistens handelt es sich um Verteilernetzbetreiber (7) – „VNB“) sind verpflichtet, den in ihrem Netzbereich aus folgenden erneuerbaren Energien erzeugten Strom („EE-Strom“) abzunehmen und zu vergüten: Wasserkraft einschließlich der Wellen-, Gezeiten-, Salzgradienten- und Strömungsenergie, Windenergie, solare Strahlungsenergie, Geothermie, Energie aus Biomasse einschließlich Biogas, Biomethan, Deponiegas und Klärgas sowie aus dem biologisch abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushalten und Industrie. Sie sind außerdem verpflichtet, Strom aus Grubengas abzunehmen und zu vergüten. (7) Die Vergütungssätze sind im Gesetz festgelegt (Einspeisetarife). Sie sind je nach Art des EE-Stroms unterschiedlich hoch und variieren je nach Bemessungsleistung bzw. installierter Leistung der Anlage. Im EEG 2012 sind auch gewisse Boni vorgesehen. Die Tarife verringern sich jährlich um einen bestimmten Prozentsatz für die Anlagen, die in dem im Gesetz genannten Jahr in Betrieb genommen werden. Der im Rahmen der Einspeisevergütung geförderte Strom wird im Folgenden als EEG-Strom bezeichnet. (8) Die Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Energien (EE-Strom) oder Grubengas können, anstatt Einspeisevergütungen in Anspruch zu nehmen, ihren Strom auch direkt auf dem Markt an Dritte veräußern („Direktvermarktung“). Dann können sie vom Netzbetreiber eine Marktprämie verlangen. Diese Prämie entspricht der Differenz zwischen dem durchschnittlichen Marktpreis und der Einspeisevergütung. Ein Wechsel zwischen Einspeisevergütung und Marktprämie kann jeweils zu Monatsbeginn erfolgen. 2.1.2. Die Übertragungsnetzbetreiber („ÜNB“) sind verpflichtet, den EEG-Strom von den Verteilernetzbetreibern (VNB) abzunehmen und diesen zu vergüten (9) Die VNB müssen den EEG-Strom unverzüglich an ihre vorgelagerten ÜNB (8) weitergeben, die ihrerseits verpflichtet sind, die VNB in ihrem Netzbereich zu Einspeisetarifen zu vergüten. Die ÜNB sind ferner verpflichtet, den VNB die Prämien zu vergüten, die diese im Falle der Direktvermarktung den Erzeugern von EE-Strom oder Strom aus Grubengas gezahlt haben. 2.1.3. Ausgleichsmechanismus zwischen den ÜNB (10) Das EEG 2012 schafft ferner einen Ausgleichsmechanismus, durch den die finanzielle Belastung, die sich aus der Vergütungsverpflichtung ergibt, anteilig unter den ÜNB verteilt wird, so dass letztendlich jeder ÜNB die Kosten einer Strommenge deckt, die dem durchschnittlichen Anteil von EEG-Strom und marktprämiertem Strom an der gesamten Strommenge entspricht, die Elektrizitätsversorgungsunternehmen im Bereich des jeweiligen ÜNB im vorangegangenen Kalenderjahr an Letztverbraucher geliefert haben (§ 36 EEG 2012). 2.1.4. Vermarktung des EEG-Stroms auf dem Spotmarkt und Erhebung der EEG-Umlage (11) Die ÜNB sind verpflichtet, den EEG-Strom auf dem Spotmarkt der Strombörse zu vermarkten. Sie können dies allein oder gemeinsam tun. (12) Reicht der auf dem Spotmarkt erzielte Preis zur Deckung der finanziellen Belastung, die sich aus der Einspeisevergütungsverpflichtung und der Prämienvergütungsverpflichtung ergibt, nicht aus, sind die ÜNB berechtigt, von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen (9) anteilig zu der jeweils von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen an ihre Letztverbraucher gelieferten Strommenge die Kosten für die erforderlichen Ausgaben zu verlangen. Der Anteil ist so zu bestimmen, dass jedes Elektrizitätsversorgungsunternehmen für jede von ihm an einen Letztverbraucher gelieferte Kilowattstunde Strom dieselben Kosten trägt. Auf die Zahlung dieser EEG-Umlage sind monatliche Abschläge in angemessenem Umfang zu entrichten. Das EEG bezeichnet diese Belastung, die ein ÜNB von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen ersetzt bekommt, ausdrücklich als „EEG-Umlage“ (siehe § 37 Absatz 2 EEG 2012). (13) Die Grundlagen und Methoden, welche die ÜNB bei der Bestimmung der EEG-Umlage zu beachten haben, sind im Einzelnen in der Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) und der Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung (AusglMechAV) geregelt. (14) So trifft insbesondere § 3 AusglMechV folgende Regelungen: „§ 3 EEG-Umlage (1) Die Übertragungsnetzbetreiber berechnen die EEG-Umlage nach § 37 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes [EEG] transparent aus 1. der Differenz zwischen den prognostizierten Einnahmen nach Absatz 3 Nummer 1 und 3 für das folgende Kalenderjahr und den prognostizierten Ausgaben nach Absatz 4 für das folgende Kalenderjahr und 2. dem Differenzbetrag zwischen den tatsächlichen Einnahmen nach Absatz 3 und den tatsächlichen Ausgaben nach Absatz 4 zum Zeitpunkt der Berechnung. (2) Die EEG-Umlage für das folgende Kalenderjahr ist bis zum 15. Oktober eines Kalenderjahres auf den Internetseiten der Übertragungsnetzbetreiber in nicht personenbezogener Form zu veröffentlichen und in Cent pro an Letztverbraucherinnen und Letztverbraucher gelieferter Kilowattstunde anzugeben; § 43 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetz gilt entsprechend. (3) Einnahmen sind 1. Einnahmen aus der vortägigen und untertägigen Vermarktung nach § 2, 2. Einnahmen aus Zahlungen der EEG-Umlage, 2a. Einnahmen aus Zahlungen nach § 35 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, soweit die Saldierung nach § 35 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes für den Übertragungsnetzbetreiber einen positiven Saldo ergeben hat, 3. Einnahmen aus Zinsen nach Absatz 5, 4. Einnahmen aus der Abrechnung der Ausgleichsenergie für den EEG-Bilanzkreis und 5. Einnahmen nach § 35 Absatz 4 oder § 38 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und Absatz 6. (4) Ausgaben sind 1. Vergütungszahlungen nach § 16 oder § 35 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, 1a. Zahlungen von Prämien nach § 33g oder § 33i oder § 35 Absatz 1a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, 1b. Zahlungen nach § 35 Absatz 1b des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, 2. Rückzahlungen nach Absatz 6, 3. Zahlungen für Zinsen nach Absatz 5, 4. notwendige Kosten für den untertägigen Ausgleich, 5. notwendige Kosten aus der Abrechnung der Ausgleichsenergie für den EEG-Bilanzkreis, 6. notwendige Kosten für die Erstellung von vortägigen und untertägigen Prognosen sowie 7. notwendige Kosten für die Einrichtung und den Betrieb eines Anlagenregisters, sofern die Übertragungsnetzbetreiber zum Betrieb dieses Anlagenregisters auf Grund einer Verordnung nach § 64e Nummer 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes verpflichtet worden sind. (5) Differenzbeträge zwischen Einnahmen und Ausgaben sind zu verzinsen. Der Zinssatz beträgt für den Kalendermonat 0,3 Prozentpunkte über dem Monatsdurchschnitt des Euro Interbank Offered Rate-Satzes für die Beschaffung von Einmonatsgeld von ersten Adressen in den Teilnehmerstaaten der Europäischen Währungsunion (EURIBOR) mit einer Laufzeit von einem Monat. (6) Entstehen in Folge von Abweichungen zwischen den monatlichen Abschlagszahlungen nach § 37 Absatz 2 Satz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und der Endabrechnung nach § 48 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes Zahlungsansprüche, müssen diese bis zum 30. September des auf die Einspeisung folgenden Jahres ausgeglichen werden. (7) Die Übertragungsnetzbetreiber können bei der Berechnung der EEG-Umlage hinsichtlich der Prognose der Einnahmen und Ausgaben nach Absatz 1 Nr. 1 zusätzlich eine Liquiditätsreserve vorsehen. Sie darf 10 Prozent des Differenzbetrages nach Absatz 1 Nr. 1 nicht überschreiten. “ (15) Nach diesen Durchführungsbestimmungen legen die ÜNB somit jedes Jahr die EEG-Umlage für das Jahr X+1 gemeinsam fest. Im Prinzip ermitteln sie die EEG-Umlage anhand des prognostizierten Finanzbedarfs für die Zahlung der Einspeisevergütungen und Prämien, der prognostizierten Einnahmen aus dem Verkauf von EE-Strom auf dem Spotmarkt der Strombörse und dem prognostizierten Stromverbrauch. Zusätzlich sind bei ihrer Berechnung eine Reihe von mit der Verwaltung der EEG-Umlage verbundene Einnahmen und Ausgaben zu berücksichtigen. Für 2012 belief sich die EEG-Umlage auf 3,592 Cent/kWh. Für 2013 beträgt sie 5,277 Cent/kWh. 2.1.5. Verringerung der EEG-Umlage für Elektrizitätsversorgungsunternehmen („Grünstromprivileg“) (16) Nach dem EEG 2012 (§ 39) verringert sich die EEG-Umlage für Elektrizitätsversorgungsunternehmen in einem Kalenderjahr um 2,0 Cent pro Kilowattstunde, wenn der EE-Strom, den sie an ihre gesamten Letztverbraucher liefern, bestimmte Anforderungen erfüllt. (17) Im Prinzip wird die Ermäßigung gewährt, wenn das Versorgungsunternehmen den EE-Strom unmittelbar bei inländischen EE-Stromerzeugern im Rahmen der Direktvermarktung im Sinne des § 33b Nr. 2 (d. h. zu Direktvermarktungsmodalitäten, nach denen der EE-Stromerzeuger keine Förderung nach dem EEG beantragt) eingekauft hat und die betreffende Strommenge die folgenden Schwellenwerte erreicht: a) mindestens 50 % des Stroms, den das Elektrizitätsversorgungsunternehmen an seine gesamten Letztverbraucher liefert, ist Strom aus erneuerbaren Energien (EE-Strom) oder Grubengas im Sinne der §§ 23 bis 33 und b) mindestens 20 % des Stroms ist Strom aus Windenergie oder aus solarer Strahlungsenergie im Sinne der §§ 29 bis 33. (18) Die Verringerung um 2,0 Cent pro Kilowattstunde gilt für das gesamte Stromportfolio. Dies bedeutet, dass ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen, das 50 % seines Stroms aus konventionellen Energiequellen und die andere Hälfte seines Stroms aus erneuerbaren Energiequellen bezieht, beim Kauf von EE-Strom bis zu 4 Cent pro Kilowattstunde über dem Marktpreis bieten kann. Der genaue Betrag bemisst sich nach Angebot und Nachfrage. (19) Referenzszenario: Bei Bezug des Stroms zu 100 % aus konventionellen Energiequellen zum Marktpreis (4,3 Cent/kWh, d. h. 43 EUR/MWh im Jahr 2012, siehe Abschnitt 2.3) ergibt sich mit EEG-Umlage folgender Preis: . (20) Zum Vergleich ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen mit „Grünstromprivileg“: Bei Bezug des Stroms zu 50 % aus konventionellen Energiequellen mit verringerter EEG-Umlage (33 EUR/MWh anstatt 53 EUR/MWh) und zu weiteren 50 % aus erneuerbaren Energiequellen mit verringerter EEG-Umlage ergibt sich folgende Kalkulation: , wobei ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen einen EE-Strompreis in Höhe von maximal 83 EUR/MWh (d. h. 43 EUR/MWh + einer Aufstockung von 40 EUR/MWh) bietet. 2.1.6. Weitergabe der EEG-Umlage an die Letztverbraucher und Begrenzung der EEG-Umlage für stromintensive Unternehmen (21) Das EEG verpflichtet die Elektrizitätsversorgungsunternehmen nicht zur Weitergabe der EEG-Umlage an die Kunden. Das EEG legt jedoch fest, wie das Versorgungsunternehmen die EEG-Umlage auf der Stromrechnung auszuweisen hat. (22) Auch kann nach § 40 EEG die Höhe der Umlage, die von einem energieintensiven Unternehmen (EIU) wiedererlangt werden kann, begrenzt werden: Auf Antrag begrenzt das BAFA die EEG-Umlage, die von Elektrizitätsversorgungsunternehmen an einen Letztverbraucher weitergegeben wird, wenn dieser ein stromintensives Unternehmen des produzierenden Gewerbes mit hohem Stromverbrauch ist. (10) (23) Nach § 40 EEG erfolgt die Begrenzung, um die Stromkosten dieser Unternehmen zu senken und so ihre internationale Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten, soweit hierdurch die Ziele des EEG nicht gefährdet werden und die betreffende Begrenzung mit den Interessen der Gesamtheit der Stromverbraucher vereinbar ist. (24) Nach § 41 EEG unterliegt eine Begrenzung der EEG-Umlage folgenden Voraussetzungen: a) Der von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen selbst verbrauchte Strom hat an einer Abnahmestelle im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr mindestens 1 Gigawattstunde (GWh) betragen; b) das Verhältnis der von dem Unternehmen zu tragenden Stromkosten zur Bruttowertschöpfung dieses Unternehmens hat im letzten abgeschlossenen Geschäftsjahr mindestens 14 % betragen; c) die EEG-Umlage wurde anteilig an das Unternehmen weitergereicht; d) das Unternehmen hat sich einer Zertifizierung unterzogen, mit der der Energieverbrauch und die Potenziale zu dessen Verminderung erhoben und bewertet worden sind (diese Voraussetzung gilt nicht für Unternehmen mit einem Stromverbrauch von unter 10 GWh). (25) Nach allgemeiner Regel wird die EEG-Umlage für ein EIU wie folgt graduell begrenzt: — Stromverbrauch bis einschließlich 1 GWh: keine Begrenzung – volle EEG-Umlage; — Stromverbrauch über 1 GWh bis einschließlich 10 GWh: 10 % der EEG-Umlage; — Stromverbrauch über 10 GWh bis einschließlich 100 GWh: 1 % der EEG-Umlage; — Stromverbrauch über 100 GWh: 0,05 Cent/kWh. (26) Hat ein EIU einen Stromverbrauch von über 100 GWh und machen die Stromkosten mehr als 20 % seiner Bruttowertschöpfung aus, so findet die unter Erwägungsgrund (26) beschriebene graduelle Begrenzung keine Anwendung; die EEG-Umlage wird für den gesamten Stromverbrauch des betreffenden EIU auf 0,05 Cent/kWh begrenzt. (27) Die Begrenzungsentscheidung des BAFA ist auch für den ÜNB bindend. Hat also das BAFA entschieden, dass ein EIU nur eine begrenzte EEG-Umlage an sein Elektrizitätsversorgungsunternehmen zahlen muss, so ist das Elektrizitätsversorgungsunternehmen des EIU seinerseits nur verpflichtet, dem ÜNB eine dementsprechend begrenzte EEG-Umlage zu vergüten. Dies ist bei der Ermittlung und Festlegung der EEG-Umlage durch die ÜNB zu berücksichtigen. 2.1.7. Schematische Darstellung des EEG-Wälzungsmechanismus ÜNB= Übertragungsnetzbetreiber; VNB= Verteilernetzbetreiber; EVU= Elektrizitätsversorgungsunternehmen. 2.1.8. Transparenz, EEG-Konto und staatliche Überwachung (28) Die Erzeuger von EE-Strom, VNB, ÜNB und Elektrizitätsversorgungsunternehmen sind verpflichtet, einander die für die korrekte Durchführung des EEG-Mechanismus jeweils erforderlichen Daten zur Verfügung zu stellen. Das EEG regelt recht ausführlich, welche Art von Angaben systematisch an andere Betreiber zu übermitteln ist und zu welchem Zeitpunkt im Jahr dies zu geschehen hat. Die VNB, ÜNB und Elektrizitätsversorgungsunternehmen können verlangen, dass die Daten durch einen Wirtschafts- bzw. vereidigten Buchprüfer geprüft werden. (29) Im Rahmen des EEG wurde eine Streitschlichtungsstelle geschaffen, die vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit mit der Klärung von Fragen und Streitbeilegung zwischen Stromerzeugern, Netzbetreibern und Elektrizitätsversorgungsunternehmen betraut wurde (Clearingstelle). (30) Ferner sind VNB und ÜNB nach dem EEG und den Durchführungsverordnungen verpflichtet, bestimmte Daten auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen (Angaben zu Menge und Preis des vergüteten EE-Stroms). (31) Die ÜNB sind verpflichtet, sämtliche mit dem EEG zusammenhängenden Geschäftsvorgänge eindeutig von ihren sonstigen Tätigkeitsbereichen abzugrenzen, für alle mit dem EEG zusammenhängenden Finanzflüsse eine gesonderte Buchführung und Rechnungslegung einzurichten und für die mit dem EEG zusammenhängenden Einnahmen und Ausgaben ein separates Bankkonto zu führen (§5 AusglMechAV). (32) Schließlich sind die ÜNB noch verpflichtet, unverzüglich auf einer als „EEG-Konto“ bezeichneten gemeinsamen Internetseite in einheitlichem Format folgende Angaben in nicht personenbezogener Form zu veröffentlichen: die aufgeschlüsselten monatlichen Einnahmen, die aus der Vermarktung des EEG-Stroms auf dem Spotmarkt und aus der EEG-Umlage resultieren sowie die aufgeschlüsselten Ausgaben (Vergütungszahlungen an die VNB und sonstige mit der Verwaltung des Ausgleichsmechanismus verbundene Kosten). Sie sind weiter verpflichtet, die für das folgende Kalenderjahr prognostizierte EEG-Umlage in nicht personenbezogener Form im Voraus zu veröffentlichen. (33) Nach dem EEG müssen Anlagen bei einer öffentlichen Einrichtung registriert sein. Diese Eintragung in das Anlagenregister ist Anspruchsvoraussetzung für die Einspeisevergütung. Das Anlagenregister ist zwar noch nicht eingerichtet, doch besteht für die Geltendmachung der Einspeisevergütung bereits eine eigenständige Registrierungspflicht für Solaranlagen und für (flüssige Biomasse einsetzende) Biomasseanlagen. Die BNetzA führt das Solaranlagen-Register und die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung das Flüssig-Biomasseanlagen-Register. (34) Die Netzbetreiber sind verpflichtet, der BNetzA folgende Einzelheiten zu übermitteln: die Angaben, die sie von den Anlagenbetreibern (zu Standort und installierter Leistung der Anlage usw.) erhalten; die Spannungsebene, an die die betreffende Anlage angeschlossen ist; die den Anlagenbetreibern tatsächlich sowohl für jede einzelne Anlage als auch zusammengefasst geleisteten Vergütungszahlungen; die an die Elektrizitätsversorgungsunternehmen versandten Endabrechnungen für das Vorjahr; alle Daten, die zur Überprüfung der Exaktheit der vorgelegten Zahlen erforderlich sind. Die Elektrizitätsversorgungsunternehmen sind verpflichtet, der BNetzA die an ihre Kunden gelieferte Strommengen und ihre Endabrechnungen für das Vorjahr mitzuteilen. Die BNetzA hat zur Überwachung, wie VNB und ÜNB ihren Verpflichtungen nachgekommen sind, auch bestimmte Überprüfungs- und Kontrollbefugnisse gegenüber den Inhabern von EE-Stromerzeugungsanlagen. (35) Die ÜNB müssen der BNetzA ferner detaillierte Daten in Bezug auf die Ermittlung und Festsetzung der EEG-Umlage übermitteln. Insbesondere müssen sie aufgeschlüsselte Buchungsdaten zu den verschiedenen Einnahmen und Ausgaben vorlegen, die bei der Berechnung der EEG-Umlage Berücksichtigung finden, § 7Absatz 2 AusglMechV. (36) Die Begünstigten einer begrenzten EEG-Umlage haben dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit auf Verlangen Auskunft über alle Tatsachen zu geben, die für die Beurteilung erforderlich sind, ob die Ziele des § 40 Absatz 1 EEG erreicht werden. (37) Der BNetzA wurden verschiedene Überwachungsaufgaben übertragen. So hat sie u. a. zu überwachen, dass — die ÜNB den zu Einspeisetarifen vergüteten Strom im Einklang mit den geltenden Bestimmungen (AusglMechV) auf dem Spotmarkt vermarkten, — die ÜNB die EEG-Umlage ordnungsgemäß ermitteln, festlegen und veröffentlichen, — die ÜNB die EEG-Umlage den Elektrizitätsversorgungsunternehmen ordnungsgemäß in Rechnung stellen, — die VNB die Einspeisetarife und die Prämien den ÜNB ordnungsgemäß in Rechnung stellen, — die EEG-Umlage nur für Elektrizitätsversorgungsunternehmen verringert wird, die die Voraussetzungen nach § 39 erfüllen. (38) Die BNetzA hat hinsichtlich der Festlegung der EEG-Umlage zahlreiche Überwachungsaufgaben und -befugnisse in Bezug auf die verschiedenen Ausgaben- und Einnahmenpositionen, die die ÜNB in die Berechnung der EEG-Umlage einfließen lassen dürfen. Zunächst ist die BNetzA ermächtigt, durch Rechtsverordnung im Einvernehmen mit dem Bundesumweltministerium die Bestimmung des anzuwendenden Zinssatzes und der Positionen zu regeln, die für die Festlegung der EEG-Umlage als Einnahmen und Ausgaben gelten. Auf dieser Grundlage hat die BNetzA in der AusglMechAV im Einzelnen weiter ausgeführt, welche Arten von Ausgaben berücksichtigt werden können. Zweitens sind der BNetzA alle relevanten Einzelheiten und Dokumente vorzulegen, die wesentlicher Bestandteil der Ermittlung der EEG-Umlage sind. Drittens kann die BNetzA zusätzliche Informationen selbst anfordern, so auch Kontoauszüge (§ 5 Absatz 3 AusgleichMechAV). Bevor bestimmte Ausgabenpositionen bei der Berechnung der EEG-Umlage angesetzt werden können, sind die ÜNB schließlich verpflichtet, der BNetzA rechtzeitig die Richtigkeit und Notwendigkeit dieser Positionen nachzuweisen (siehe z. B. § 6 Absatz 2 AusglMechAV). (39) Die BNetzA ist befugt, den ÜNB Weisungen zu erteilen und Standardformularvorlagen für die von den ÜNB ihr zu übermittelnden Daten zu erstellen. (40) Die BNetzA ist auch ermächtigt, im Einvernehmen mit dem Bundesumweltministerium die Anforderungen an die Vermarktung des EEG-Stroms auf dem Spotmarkt durch die ÜNB sowie die Anreize zur bestmöglichen Vermarktung des Stroms zu regeln. Dies ist im Rahmen der AusglMechAV erfolgt. (41) Die BNetzA hat Eingriffs- und Durchsetzungsbefugnisse. Sie kann beispielsweise Anordnungen erlassen, wenn die ÜNB die EEG-Umlage nicht im Einklang mit den geltenden Bestimmungen festlegen (siehe § 38 Nr. 5 EEG 2012; § 61 Absatz 2 EEG 2012). Wie es scheint, kann sie auch die Höhe der EEG-Umlage festsetzen. Denn nach § 6 Absatz 3 AusglMechAV (11) gelten als Einnahmen und Ausgaben im Sinne von § 3 Absatz 3 und 4 AusglMechV auch Differenzbeträge zwischen der EEG-Umlage in der vereinnahmten Höhe und der nach Maßgabe einer vollziehbaren Entscheidung der BNetzA nach § 61 Absatz 1 Nummer 3 und 4 EEG 2012 zulässigen Höhe. Die BNetzA kann auch Geldbußen verhängen (siehe § 62 Absätze 1 und 2 EEG 2012). (42) Die BNetzA unterliegt selbst bestimmten Berichtspflichten und muss dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie bestimmte Daten für statistische Zwecke und für die Evaluierung des Gesetzes übermitteln. 2.2. Einspeisevergütung, Stromerzeugungskosten, Überprüfungsmechanismus (43) Die Vergütungssätze (Einspeisetarife) sind jeweils für einen Zeitraum von 20 Kalenderjahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres der betreffenden Anlage festgelegt. Der 20-Jahreszeitraum entspricht sowohl der wirtschaftlichen Lebensdauer einer Anlage als auch ihrem Abschreibungszeitraum. Die Einspeisetarife sind je nach Art der eingesetzten Technologie unterschiedlich hoch und variieren je nach Größe und Bemessungsleistung bzw. installierter Leistung der Anlage sowie anderen Parametern, um die einzelnen Faktoren, die sich etwa auf die Stromerzeugungskosten auswirken, zu berücksichtigen. 2.2.1. Einspeisetarife (44) Für Anlagen, die 2012 in Betrieb genommen wurden, sind die Einspeisetarife wie folgt festgelegt: Wasserkraft (§ 23) Jahr der Inbetriebnahme bis 500 kW in ct/kWh bis 2 MW in ct/kWh bis 5 MW in ct/kWh bis 10 MW in ct/kWh bis 20 MW in ct/kWh bis 50 MW in ct/kWh ab 50 MW in ct/kWh 2012 12,70 8,30 6,30 5,50 5,30 4,20 3,40 Automatische Absenkung pro Jahr ab dem 1.1.2013 um 1 % Deponiegas (§ 24) bis 500 kWel in ct/kWh bis 5 MWel in ct/kWh 2012 8,60 5,89 Automatische Absenkung pro Jahr ab dem 1.1.2013 um 1,5 % Klärgas (§ 25) bis 500 kWel in ct/kWh bis 5 MWel in ct/kWh 2012 6,79 5,89 Automatische Absenkung pro Jahr ab dem 1.1.2013 um 1,5 % Biogas und Biomasse (§§ 27-27c) Vergütung Biogasanlagen (ohne Bioabfall) und Festbrennstoffanlagen Bioabfallvergärungs-anlagen (§ 27a) Kleine Gülle-Anlagen(§ 27b) Bemessungsleistung Grundvergütung Einsatzstoff-vergütungsklasse I (12) Einsatzstoff-vergütungsklasse II [kWel] [in ct/kWh] ≤ 75 14,3 6 8 16 25 ≤ 150 ≤ 500 12,3 ≤ 750 11 5 8 / 6 14 ≤ 5.000 11 4 ≤ 20.000 6 — Automatische Absenkung pro Jahr ab dem 1.1.2013 um 1,5 % für Biogas und um 2 % für Biomasse. (45) Nach dem EEG kann ein Gasaufbereitungs-Bonus gewährt werden, der die Kosten der Gasaufbereitung zur Erdgasqualität decken soll. Da diese Kosten von der Größe und Bemessungsleistung bzw. installierten Leistung der jeweiligen Anlage abhängen, wurden drei Kategorien festgelegt: Vergütung für Klärgas, Deponiegas und Biogas bei ihrer Aufbereitung zur Erdgasqualität (§ 27c Absatz 2) max. Nennleistung von 700 Nm3/Stunde 3,0 ct/kWh max. Nennleistung von 1 000 Nm3/Stunde 2,0 ct/kWh max. Nennleistung von 1 400 Nm3/Stunde 1,0 ct/kWh Grubengas (§ 26) bis 1 MWel in ct/kWh bis 5 MWel in ct/kWh über 5 MWel in ct/kWh 2012 6,84 4,93 3,98 Automatische Absenkung pro Jahr ab dem 1.1.2013 um 1,5 % Geothermie (§ 28) Grundvergütung: 25,00 ct/kWh Vergütung für die Nutzung petrothermaler Techniken: 5,00 ct/kWh Automatische Absenkung pro Jahr ab dem 1.1.2018 um 5 % Windenergie an Land (§ 29 und § 30): Jahr der Inbetriebnahme Grundvergütung in ct/kWh Anfangsvergütung in ct/kW (13) 2012 4,87 8,93 Windenergie auf See (§ 31): Jahr der Inbetriebnahme Grundvergütung in ct/kWh Erhöhte Anfangsvergütung in ct/kWh (14) Anfangsvergütung im Stauchungsmodell (15) 2012 3,5 15,0 19,0 Solare Strahlungsenergie (§ 32): Anlagen nach § 32 Abs. 2 EEG (Dachanlagen) Anlagen nach § 32 Abs. 1 EEG bis 10 KWp bis 40 kWp bis 1 MWp bis 10 MWp bis 10 MWp Inbetriebnahme ab 1.4.2012 19,50 18,50 16,50 13,50 13,50 Automatische Absenkung vom 1.5.2012 bis zum 31.10.2012 um 1 % monatlich Automatische Absenkung vom 1.11.2012 bis zum 31.1.2013 um 2,5 % monatlich Automatische Absenkung vom 1.2.2013 bis zum 30.4.2013 um 2,2 % monatlich Automatische Absenkung vom 1.5.2013 bis zum 31.7.2013 um 1,8 % monatlich (46) Die Einspeisetarife sind so festgelegt, dass eine zu einer spezifischen Kategorie von genutzter Technologie und Bemessungsleistung bzw. installierter Leistung gehörende Anlage ihre Stromgestehungskosten unter Durchschnittsbedingungen decken kann. 2.2.2. Stromerzeugungskosten (47) Die Bundesregierung hat darauf hingewiesen, dass vor einer Festlegung der angemessenen Höhe der Vergütungssätze Studien und Untersuchungen durchgeführt werden, um die Stromerzeugungskosten für bestimmte Technologieklassen und Anlagenkategorien zu ermitteln, die aufgrund der auf dem Markt beobachteten Praxis als repräsentativ gelten. Diese Ermittlung der Stromerzeugungskosten erfolgt anhand der bei Anlagenbetreibern, Anlagenherstellern, Installationsunternehmen, aus öffentlichen Quellen und den bisherigen Erfahrungen gesammelten Daten (16). (48) Die berücksichtigten Stromerzeugungskosten umfassen die Investitionskosten, eine normale Anlagenrendite, die betriebsgebundenen Kosten und gegebenenfalls die Erlöse. (49) In Bezug auf die normale Anlagenrendite (ROI) hat die Bundesregierung angegeben, dass für die Festlegung der Einspeisevergütungen im EEG 2012 die folgenden aufgrund von Marktanalysen (17) ermittelten Renditen herangezogen wurden: Windenergie an Land: 7,125 % (25 %*12 %) + (75 %*5,5 %) Windenergie auf See 9,45 % (25 %*14 %) + (75 %*7 %) (feste) Biomasse 7,6 % (20 %*6 %) + (80 %*8 %) Biogas 6,16 % (20 %*10 %) + (80 %*5,2 %) Solarenergie (Freiflächenanlagen) 5 % (30 %*7,3 %) + (70 %*4 %) Solarenergie (Fassadenanlagen) 5 % (10 %*14 %) + (90 %*4 %) Wasserkraft 7,2 % (20 %*6 %) + (80 %*12 %) Geothermie 9,3 % (41 %*13,1 %) + (59 %*6 %) Klärgas, Deponiegas und Grubengas 6,95 % (30 %*11,5 %) + (70 %*5 %) (50) Die betriebsgebundenen Kosten werden in drei Kategorien unterteilt: a) variable Kosten je nach Nutzung der Anlage, wie z. B. Brennstoffkosten, variable Unterhaltungskosten; b) laufende Kosten für die Funktionsfähigkeit der Anlagen, wie z. B. Lohnkosten, Unterhaltungsfixkosten; c) sonstige Kosten wie z. B. Versicherungen. (51) Bezüglich der Erlöse hat die Bundesregierung darauf hingewiesen, dass bei Anlagen, die für eine bestimmte Art von Energiequelle für gewöhnlich KWK-Anlagen nutzen, die mit dem Verkauf von Wärme erzielten Erlöse von den Stromerzeugungskosten abgezogen werden. Dies trifft typischerweise auf Biogas- und Biomasseanlagen zu. (52) Die Stromerzeugungskosten werden für jedes einzelne Jahr des gesamten Zeitraums von 20 Kalenderjahren unter Berücksichtigung der Inflation (2 %) ermittelt. Mithilfe des (nach VDI-Norm 6025/2067 berechneten) Annuitätenfaktors werden die Gesamtkosten für den gesamten Zeitraum in jährliche Durchschnittskosten umgerechnet. Dividiert man diese durch die durchschnittliche jährliche Stromerzeugung, erhält man als Ergebnis die durchschnittlichen Stromerzeugungskosten in Cent/kWh. (53) Diese Methode lässt sich wie folgt schematisieren und beruht auf der Richtlinie VDI 6025/2067: (54) Die Bundesregierung hat die Stromerzeugungskostenberechnung für folgende Anlagen vorgelegt, deren Inbetriebnahme 2012 erfolgte: Windenergie: Windenergie an Land Windenergie auf See Nennleistung 3,5 MW 3,6 MW 5 MW Standortqualität: 100 % (18) Wassertiefe 20 m 26 m Küstenentfernung 12 nm 38 nm Volllaststunden 3 850 h/a 3 850 h/a Spezifischer Energieertrag (kWh/a/m2 Rotorfläche) 1 040 1 541 1 544 Mittlere Stromerzeugungskosten (ct/kWh) 8,51 11,5 13,5 Vergütung (EEG 2012) Zeitraum der Anfangsvergütung (Jahre) 16 12 14 Zeitraum der Basisvergütung 4 8 6 Höhe der Anfangsvergütung 8,93 15 15 Systemdienstleistungsbonus (19) 0,48 Höhe der Basisvergütung 4,87 3,5 3,5 Durchschnittsvergütung (ct/kWh) 8,5 10,4 11,55 Wasserkraft Lebensdauer der Anlage baulicher Teil (70 %) 60 Lebensdauer der Anlage maschineller Teil (30 %) 30 Nennleistung 3,5 MW Bemessungsleistung 2 MW Volllaststunden 5 000 h/a Mittlere Stromerzeugungskosten 9,00 -11,10 ct/kWh Durchschnittsvergütung 9,4 ct/kWh Solare Strahlungsenergie: Nennleistung 10 MW 5 kW Technologie Aufständerung, optimale Südausrichtung und Winkelung ohne Nachführung Dachmontage Spezifischer Jahresertrag 950 kWh/kW 900 kWh/kW mittlere Stromerzeugungskosten 14,55 ct/kWh 21,75 ct/kWh Vergütung (gemäß Gesetz zur Änderung des Rechtsrahmens für Strom aus solarer Strahlungsenergie und weiteren Änderungen im Recht der erneuerbaren Energien) 13,5 ct/kWh (zum 1.4.2012) 19,5 ct/kWh Biomasse: Nennleistung 4 MWel Technologie Dampfkraftprozess mit KWK Wirkungsgrad elektrisch 20 % Wirkungsgrad thermisch 67 % Volllaststunden 6 000 h/a Wärmeauskopplung 80 % Brennstoffart Waldrestholz Brennstoffkosten 49 EUR/t Anlegbare Wärmevergütung 3,0 ct/kWh th mittlere Stromerzeugungskosten 15,8 ct/kWh Grundvergütung 11,24 ct/kWh Rohstoffabhängige Vergütung 2,5 ct/kWh für den Anteil an Waldrestholz Vergütung insgesamt 12,49 ct/kWh Biogas: Nennleistung 190 kWel Technologie Nassfermentation, Verbrennung inkl. Vor-Ort-Verstromung, KWK Wirkungsgrad elektrisch 38 % Wirkungsgrad thermisch 44 % Volllaststunden 7 700 h/a Wärmeauskopplung 80 % Brennstoffart Mischsubstrat (65 % Mais- u. Getreideganzpflanzensilagen, 35 % Gülle) Brennstoffkosten 35,00 EUR/t FM (Einkaufspreis für Nachwachsende Rohstoffe) 0 EUR/t für Gülle Anlegbare Wärmevergütung 3,0 ct/kWh th mittlere Stromerzeugungskosten 22,0 ct/kWh Grundvergütung 13,88 ct/kWh Rohstoffabhängige Vergütung 6,16 ct/kWh (20) Vergütung insgesamt 21,88 ct/kWh Geothermie: Nennleistung 4,0 MW Volllaststunden 8.000 h/a Mittlere Stromerzeugungskosten 17,6 - 27,9 ct/kWh Grundvergütung 25,00 ct/kWh Zusatzvergütung (Bonus bei Nutzung petrothermaler Techniken) 5,00 ct/kWh Klärgas, Deponiegas, Grubengas Klärgas Deponiegas (21) Grubengas Nennleistung 100 kWel 250 kWel 400 kWel Technologie Standard Gasmotor BHKW Volllaststunden 8 000 h/a 6 000 h/a 6 000 h/a Stromerzeugungskosten von - bis 10,5 ct/kWh – 13 ct/kWh 8,5 ct/kWh – 11,0 ct/kWh 6,5 ct/kWh – 9,0 ct/kWh Grundvergütung 6,79 ct/kWh 8,6 ct/kWh 6,84 ct/kWh 2.3. Marktpreis (55) Für den Marktpreis beziehen sich die deutschen Behörden auf den an der europäischen Strombörse EPEX notierten Grundlaststrompreis. 2012 wurden an der EPEX Spot SE die folgenden Durchschnittspreise für Grundlaststrom pro Quartal notiert: Durchschnittspreis für Grundlaststrom an der EPEX Spot pro Quartal Quartal Durchschnittspreis (in EUR/MWh) Q1 2013 42,27 Q4 2012 41,37 Q3 2012 43,52 Q2 2012 40,39 Q1 2012 45,10 2.4. Direktvermarktung, Marktprämie und Flexibilitätsprämie (56) Seit 1. Januar 2012 fördert das EEG den Ausbau von EE-Strom auch noch durch ein weiteres Instrument, die sogenannte Direktvermarktung. Anlagenbetreiber können für Strom aus erneuerbaren Energien oder Grubengas, den sie nach § 33b Nummer 1 EEG 2012 direkt vermarkten, von dem Netzbetreiber eine Marktprämie verlangen. Für Biogasanlagen mit einer Bemessungsleistung von über 750 kW ist die Marktprämie die einzige Art von Förderung, die sie im Rahmen des EEG 2012 erhalten können. Die Einspeisevergütung ist nicht mehr förderfähig. Das Instrument der Direktvermarktung soll Anreize für eine am Markt orientierte Erzeugung von EE-Strom schaffen und zu einer verstärkten Integration des EE-Stroms in den Strommarkt führen, da es darauf hinausläuft, dass die EE-Stromerzeuger wie alle anderen konventionellen Kraftwerke im In- und Ausland ihre Produktions- und Absatzprognosen vorausberechnen und dem Netzbetreiber mitteilen. Dies bedeutet auch, dass sie die Kosten für Abweichungen der tatsächlich erzeugten und eingespeisten Strommenge von der Prognose selbst zu tragen haben (Leistung von Ausgleichszahlungen oder Bereitstellung von Ausgleichsenergie). (57) Die Marktprämie wird nur für Strom gezahlt, der tatsächlich ins Netz eingespeist und von einem Dritten abgenommen worden ist. Ihre Höhe wird kalendermonatlich nach folgender Formel berechnet: , wobei „ MP “ für die Höhe der Marktprämie in Cent/kWh steht, „ EV “ für die Einspeisevergütung, die der Anlagenbetreiber hätte in Anspruch nehmen können, wenn er sich dafür entschieden hätte, und „ RW “ für den energieträgerspezifischen Marktwert des Stroms als Referenzwert („Referenzmarktwert“). Die Höhe der Marktprämie ist mindestens mit dem Wert Null anzusetzen. (58) Der energieträgerspezifische Referenzmarktwert wird unterschiedlich berechnet, je nachdem, ob die Stromerzeugung steuerbar (so bei Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Grubengas, Biomasse und Geothermie) oder intermittierend (so bei Windenergie und solarer Strahlungsenergie) ist. (59) Für steuerbare Energiequellen wird der Referenzmarktwert nach folgender Formel berechnet: , wobei „ MW EPEX “ für den tatsächlichen Monatsmittelwert der Stundenkontrakte am Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE in Leipzig in Cent/kWh steht. PM steuerbare steht für die Managementprämie für steuerbare Energiequellen. (60) Für intermittierende Energiequellen (Windenergie an Land (Onshore) und auf See (Offshore), solare Strahlungsenergie) wird der Referenzmarktwert nach folgender Formel berechnet: . PM intermittierende entspricht der Managementprämie für steuerbare Energiequellen. „ MW intermittierende “ wird wie folgt berechnet: — Für jede Stunde eines Kalendermonats wird der durchschnittliche Wert der Stundenkontrakte am Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE in Leipzig mit der Menge des in dieser Stunde tatsächlich erzeugten Stroms (aus Offshore- bzw. Onshore-Anlagen oder aus solarer Strahlungsenergie) multipliziert. — Die Ergebnisse für alle Stunden dieses Kalendermonats werden summiert. — Diese Summe wird dividiert durch die Menge des in dem gesamten Kalendermonat erzeugten Stroms (aus Offshore- bzw. Onshore-Anlagen oder aus solarer Strahlungsenergie). (61) Die Managementprämie dient als Ausgleich für die bei der Direktvermarktung anfallenden zusätzlichen Kosten. Diese Kosten fallen bei den Stromerzeugern, die die Einspeisevergütung in Anspruch nehmen, nicht an, da sie im Unterschied zu den Stromerzeugern, die sich für das Instrument der Direktvermarktung entscheiden, ihren Strom nicht selbst vermarkten müssen. Die Managementprämie besteht aus zwei Komponenten: den notwendigen Kosten für die Handelsanbindung (Börsenzulassung, Transaktionen, Personal und Dienstleistungen, IT-Infrastruktur usw.) und den Kosten für den Ausgleich von Prognosefehlern (d. h. den Kosten für die Beschaffung von Ausgleichsenergie). Diesbezüglich wird zwischen den steuerbaren und den intermittierenden erneuerbaren Energiequellen unterschieden. Im Fall der steuerbaren Energiequellen fallen für Abweichungen der tatsächlichen Erzeugung und Einspeisung von der Prognose in begrenzterem Umfang Kosten an; auch sind die Handelskosten etwas niedriger als bei den intermittierenden erneuerbaren Energiequellen (EE-Strom). Zur Berücksichtigung der Kosteneinsparungen aufgrund eines gewissen Lerneffekts verringert sich die Managementprämie mit der Zeit. (62) Folglich wird die PMintermittierende wie folgt ermittelt (22): Kosten für Prognose-fehlerausgleich Kosten für Handels-abwicklung Managementprämie (in Klammern für nicht fernsteuerbare Anlagen) 2012 9 EUR/MWh 3 EUR/MWh 12 EUR/MWh 2013 5,5 EUR/MWh 2 EUR/MWh 7,5 EUR/MWh (nicht fernsteuerbar: 6,5 EUR/MWh) 2014 5 EUR/MWh 1,5 EUR/MWh 6 EUR/MWh (nicht fernsteuerbar: 4,5 EUR/MWh) 2015 4 EUR/MWh 1 EUR/MWh 5 EUR/MWh (nicht fernsteuerbar:3 EUR/MWh) (63) Die PMsteuerbare beläuft sich 2012 auf 0,30 Cent/kWh, 2013 auf 0,275 Cent/kWh, 2014 auf 0,25 Cent/kWh und ab 2015 auf 0,225 Cent/kWh. (64) Die Bundesregierung hat ein Berechnungsbeispiel für eine Biogasanlage mit einer Bemessungsleistung von 2 500 kW (2 800 kW an installierter Leistung bei 7 821 Volllaststunden) vorgelegt. Darin wird Biogas aus Einsatzstoffen der Einsatzstoffvergütungsklasse I (z. B. Corn-Cob-Mix) erzeugt. Als Einspeisevergütung werden für 2012 158,8 EUR/MWh für eine solche Anlage genannt. Auf dieser Basis wird die Marktprämie wie folgt errechnet: 2012 EV MW PM EUR/MWh Januar 158,8 39,89 3 36,89 121,91 Februar 54,92 3 51,92 106,88 März 41,15 3 38,15 120,65 April 43,57 3 40,57 118,23 Mai 38,85 3 35,85 122,95 Juni 38,81 3 35,81 122,99 Juli 41,02 3 38,02 120,78 August 44,9 3 41,9 116,9 September 44,67 3 41,67 117,13 Oktober 43,92 3 40,92 117,88 November 44,79 3 41,79 117,01 Dezember 35,51 3 32,51 126,29 (65) Ergänzend zur Marktprämie können die Erzeuger von Strom aus Biogas auch noch eine Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen, wenn sie in eine flexible Anlage für die bedarfsorientierte Stromerzeugung investiert haben. Haben sie die dafür erforderliche Flexibilitätsausrüstung installiert, kann die Erzeugung von Strom aus Biogas in gewissem Umfang an den Nachfragebedarf angepasst werden. Im Allgemeinen werden Biogasanlagen zur Maximierung der Stromerzeugung betrieben, aus der eine konstante Produktionsmenge hervorgeht. Mit einer flexiblen Anlage ist es aber sogar möglich, bei gleichbleibender Menge der Stromerzeugung im Jahr den Löwenanteil dieses Stroms zu Spitzenbedarfszeiten zu erzeugen. Deutschland möchte diese Art von Technologie fördern, da es damit einen wertvollen Beitrag zur System- und Marktintegration der erneuerbaren Energien leisten kann. (66) Zwar haben die Stromerzeuger mit der Flexibilität der Anlagen die Möglichkeit, die Stromproduktion zu steuern, um den Strom vor allem dann zu erzeugen, wenn die Nachfrage und damit die Marktpreise hoch sind, doch reichen die zusätzlichen Erlöse, die auf dem Markt erzielt werden können, wenn der Strom in den Spitzenbedarfszeiten erzeugt wird, nicht aus, um die zusätzlichen Kosten für die Installation der Flexibilitätsausrüstung zu decken. Die Flexibilitätsprämie dient also der Deckung des Teils der zusätzlichen Kosten über einen 10-Jahreszeitraum, der trotz höherer Marktpreise nicht wieder einzubringen ist. (67) Die Höhe der Flexibilitätsprämie wird kalenderjährlich für jede einzelne Anlage individuell berechnet und hängt von den technischen Parametern der jeweiligen Flexibilitätsausrüstungen ab. Um Anreize für eine flexible und nachfrageorientierte Stromerzeugung zu schaffen, gilt: Je flexibler die Anlage desto höher die Prämie. Am höchsten fällt die Prämie aus, wenn sich mit der Anlage eine Stromerzeugung in 12-Stunden-Schichten (von niedrigem bis zu hohem Spitzenbedarf) fahren lässt. (68) Zur Entwicklung einer Methode für die Berechnung der Flexibilitätsprämie hat das Bundesumweltministerium eine Studie (23) über die zusätzlichen Kosten einer Investition in ein flexibles Biogaskraftwerk und dessen Betrieb in Auftrag gegeben. Diese Kosten wurden mit denen herkömmlicher Biogaskraftwerke, die nur Grundlaststrom erzeugen, verglichen. (69) Die Mehrkosten ergeben sich aus den Investitionskosten für zusätzliche Stromerzeugungskapazitäten (z. B. einen zusätzlichen KWK-Block), Wärme- oder Gasspeicher und Installationen für die Peripherie (Ausbau des Stromnetzanschlusses und gegebenenfalls des Gasanschlusses sowie der Systemsteuerung) und aus sonstigen Kosten wie z. B. für Genehmigungen, Versicherungen, Personal, Reparatur- und Instandhaltungsarbeiten sowie unter Umständen für zusätzliche oder erhöhte Gebühren für den Anschluss an das Gasnetz (Kapazitätskomponente). (70) Die Mehrkosten wurden im Hinblick auf unterschiedliche Anlagegrößen und auch auf unterschiedliche Flexibilitätsgrade untersucht. Von diesen zusätzlichen Kosten wurden die zusätzlichen Erlöse abgezogen, die von solchen Anlagen erwartet werden können und sich aus der Möglichkeit ergeben, den Strom dann zu verkaufen, wenn die Nachfrage besonders hoch ist. Aufgrund der Tatsache, dass die Direktvermarktung höhere Risiken mit sich bringt als die Einspeisevergütung, wurden schließlich die Investitionskosten unter Berücksichtigung einer Rendite von 8 % geschätzt. (71) Auf der Grundlage dieser Komponenten wird die Höhe der Flexibilitätsprämie („FP“) nach folgender Formel berechnet: (72) Die Kapazitätskomponente (KK) beträgt derzeit 130 EUR/kW. PBem ist die Bemessungsleistung und PZusatz die zusätzlich bereitgestellte installierte Leistung für die bedarfsorientierte Erzeugung von Strom in Kilowatt im jeweiligen Kalenderjahr. 3. BEIHILFERECHTLICHE WÜRDIGUNG DER MASSNAHMEN 3.1. Vorliegen einer Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV (73) 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. 3.1.1. Vorliegen eines selektiven Vorteils und Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel (74) Der derzeit geltende EEG-Mechanismus bietet auf zwei unterschiedlichen Ebenen Vorteile: (a) Vorteil für die Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Energien (EE-Strom) oder Grubengas (75) Die Erzeuger von EE-Strom und von Strom aus Grubengas werden bevorteilt, weil sie im Rahmen der Einspeisevergütungen und der Prämien mehr erhalten als sie auf dem Markt erzielen würden. Denn die Einspeisevergütungen und die Prämien garantieren den EE-Stromerzeugern, dass sie für ihren Strom einen Preis erhalten, der im Allgemeinen über dem Marktpreis liegt. Dies trifft auch auf die Direktvermarktung von EE-Strom zu, die zu einer Verringerung der EEG-Umlage gemäß § 39 EEG 2012 berechtigt, da diese Vorschrift den Erzeugern von EE-Strom und von Strom aus Grubengas die Möglichkeit gibt, für ihren Strom einen höheren Preis als den Marktpreis zu erzielen. Somit erhalten sie durch den EEG-Mechanismus einen Vorteil. 2012 wurden etwa 19,5 Mrd. EUR in Form von Einspeisevergütungen und Prämien ausbezahlt, während die ÜNB den vergüteten Strom aus erneuerbaren Energien auf dem Großhandelsmarkt nur für etwa 3 Mrd. EUR verkaufen konnten. Die Aufstockung gegenüber dem Marktpreis betrug also 16,5 Mrd. EUR. Die Einspeisevergütungen und Prämien sind selektiv, da sie nur die Erzeuger von EE-Strom und von Strom aus Grubengas begünstigen. Außerdem ist der Strommarkt liberalisiert, und die Stromerzeuger betätigen sich im Handel zwischen den Mitgliedstaaten. b) Vorteil für stromintensive Unternehmen (EIU) des produzierenden Gewerbes (76) EIU des produzierenden Gewerbes werden bevorteilt, weil die EEG-Umlage, die von ihnen verlangt werden kann, begrenzt wird. §§ 40-41 EEG 2012 befreien sie von einer Last, die sie normalerweise zu tragen hätten. Denn das Gesetz verhindert, dass die ÜNB und die Elektrizitätsversorgungsunternehmen die zusätzlichen Kosten für die Förderung von EE-Strom und von Strom aus Grubengas von den energieintensiven Unternehmen zurückerhalten. (77) Nach Schätzungen der BNetzA für 2011 zahlen die betroffenen EIU infolge der Begrenzung nur 0,3 % der EEG-Umlage, während 18 % des Netzstroms auf sie entfallen. Der Vorteil für EIU infolge der Begrenzung wird für 2011, als die Zahl der für eine verringerte EEG-Umlage in Frage kommenden Unternehmen noch kleiner war, auf insgesamt 2,5 Mrd. EUR veranschlagt (24). (78) Die Maßnahme ist selektiv, weil nur stromintensive Unternehmen von ihr profitieren können. Ferner sind nur die Unternehmen des produzierenden Gewerbes förderfähig. (79) Zudem sind die potenziellen Begünstigten noch Hersteller von stromintensiven Erzeugnissen (z. B. Eisenmetall- und Nichteisenmetallproduzenten, Papierindustrie, chemische Industrie, Zementhersteller (25)) und in Branchen tätig, in denen Handel zwischen Mitgliedstaaten stattfindet. Die Maßnahme ist daher imstande, den Wettbewerb zu verfälschen und den Handel zu beeinträchtigen. 3.1.3. Zurechenbarkeit (80) Sowohl die Vorteile für die Erzeuger von EE-Strom als auch die Begrenzung der EEG-Umlage für EIU als auch die Einspeisevergütung sind dem Staat zuzurechnen, da sie durch Gesetz und Durchführungsverordnungen geschaffen wurden. Außerdem gewährt das BAFA die Berechtigungen zur Begrenzung der EEG-Umlage für EIU. 3.1.4. Einsatz staatlicher Mittel (81) Vorteile sind nur dann als Beihilfen im Sinne des Artikels 107 AEUV einzustufen, wenn sie unmittelbar oder mittelbar aus staatlichen Mitteln gewährt werden. Das bedeutet, dass sowohl Vorteile, die unmittelbar vom Staat gewährt werden, als auch Vorteile, die über eine vom Staat benannte oder errichtete öffentliche oder private Einrichtung gewährt werden, unter den Beihilfebegriff nach Artikel 107 Absatz 1 AEUV fallen (26). In diesem Sinne erfasst Artikel 107 Absatz 1 AEUV alle Geldmittel, auf die die öffentliche Hand zur Unterstützung von Unternehmen tatsächlich zurückgreifen kann, ohne dass es dafür eine Rolle spielt, ob diese Mittel auf Dauer zum Vermögen des Staates gehören (27). (82) Infolgedessen und entgegen dem, was Deutschland anscheinend voraussetzt, reicht die Tatsache, dass der Vorteil nicht unmittelbar aus dem Staatshaushalt finanziert wird, allein nicht aus, um auszuschließen, dass staatliche Mittel zum Einsatz kommen. Aus der Rechtsprechung des Gerichtshofs geht indessen auch hervor, dass nicht in jedem Fall festgestellt werden muss, dass eine Übertragung staatlicher Mittel stattgefunden hat, damit der einem oder mehreren Unternehmen gewährte Vorteil als eine staatliche Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV angesehen werden kann (28). (83) Ferner schließt eine zunächst private Herkunft der Mittel deren Einstufung als staatliche Mittel im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV nicht aus (29). Damit genügt der Umstand allein, dass eine Subventionsregelung, die einigen Wirtschaftsteilnehmern eines bestimmten Sektors zugutekommt, ganz oder teilweise durch Beiträge finanziert wird, die von Staats wegen von bestimmten Unternehmen erhoben werden, nicht, um dieser Regelung den Charakter einer staatlichen Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV zu nehmen (30). Auch die Tatsache, dass die Mittel zu keinem Zeitpunkt zum Vermögen des Staates gehören, schließt nicht aus, dass die Mittel unter Umständen staatliche Mittel darstellen, wenn sie ständig unter staatlicher Kontrolle stehen (31). (84) In diesem Zusammenhang hat der Gerichtshof in der Rechtssache Steinike, die einen zur Absatzförderung von Erzeugnissen der deutschen Land-, Forst- und Ernährungswirtschaft eingerichteten Fonds betraf, der unter anderem durch Beiträge von Unternehmen der Land-, Forst- und Ernährungswirtschaft finanziert wurde, Folgendes festgestellt: (32): „Das in Artikel 92 Absatz 1 enthaltene Verbot erfasst sämtliche staatlichen oder aus staatlichen Mitteln gewährten Beihilfen, ohne dass danach zu unterscheiden ist, ob die Beihilfe unmittelbar durch den Staat oder durch von ihm zur Durchführung der Beihilferegelung errichtete oder beauftragte öffentliche oder private Einrichtungen gewährt wird.“ (85) Dieselbe Linie wurde in der Rechtssache Italien/Kommission verfolgt. Diese betraf Beiträge, die von den Arbeitgebern der Textil- und Bekleidungsindustrie in Fonds für Arbeitslosengelder und Familienzulagen eingezahlt wurden. Italien hatte argumentiert, dass keine staatlichen Mittel zum Einsatz kommen, weil die Beiträge nicht von der Gesamtheit getragen würden. Der Gerichtshof entschied wie folgt (33): „Da die fraglichen Fonds nach innerstaatlichen Rechtsvorschriften durch Zwangsbeiträge gespeist werden, und, wie der vorliegende Fall zeigt, gemäß diesen Rechtsvorschriften verwaltet und verteilt werden, sind sie als staatliche Mittel im Sinne des Artikels 92 zu betrachten, selbst wenn ihre Verwaltung nichtstaatlichen Organen anvertraut wäre.“ (86) Auch in der Rechtssache Frankreich/Kommission von 1985 stellte der Gerichtshof fest, (34) „(…) dass der Umstand, dass eine Subventionsregelung zugunsten gewisser Wirtschaftsteilnehmer eines bestimmten Sektors durch eine parafiskalische Abgabe finanziert wird, die auf alle Lieferungen einheimischer Erzeugnisse dieses Sektors erhoben wird, allein nicht genügt, dieser Regelung den Charakter einer staatlichen Beihilfe im Sinne von Artikel 92 EWG-Vertrag zu nehmen.“ (87) Dieser Argumentation wurde auch in der Rechtssache Essent (35) gefolgt. Der Gerichtshof hatte eine nationale Regelung zu bewerten, der zufolge die Betreiber des niederländischen Stromnetzes bei den privaten Stromkunden einen Tarifaufschlag erheben und die mit dieser Abgabe erzielten Einnahmen an die Stromerzeugungsgesellschaft SEP, eine gemeinsame Tochtergesellschaft der vier regionalen Stromerzeugungsunternehmen, weiterleiten, um Letzterer die sogenannten „verlorenen Kosten“ (‚stranded costs‘) zu vergüten. Der Gerichtshof entschied, dass bei dieser nationalen Regelung staatliche Mittel zum Einsatz kommen (36). (88) In dieser Rechtssache stellte der Gerichtshof zunächst fest, dass mit dem Tarifaufschlag staatliche Mittel zum Einsatz kommen: „45 Dieser Tarifaufschlag, der auf die übertragene Elektrizität erhoben wird, wird durch Art. 9 OEPS vorgeschrieben. In diesem Zusammenhang ist unerheblich, dass diese Bestimmung der Erfüllung eines zuvor zwischen verschiedenen Wirtschaftsteilnehmern geschlossenen Vertrags dient, da die Elektrizitätsverbraucher nach dem Gesetz zur Zahlung des Tarifaufschlags verpflichtet sind. Es handelt sich um eine einseitig auferlegte Belastung. 46 Ebenso ist es für die Anwendung der Art. 25 EG und 90 EG unerheblich, dass die finanzielle Belastung nicht vom Staat erhoben wird (Urteil vom17. Mai 1983, Kommission/Belgien, 132/82, Slg. 1983, 1649, Randnr. 8). Dass der Tarifaufschlag von den Netzbetreibern erhoben wird, ist daher unerheblich. 47 Nach allem ist der in Rede stehende Tarifaufschlag eine Abgabe, die Elektrizität unabhängig davon, ob sie eingeführt oder im Inland erzeugt wird, nach einem objektiven Kriterium, der Zahl der übertragenen Kilowattstunden, belastet. […] 66 Art. 9 OEPS sieht die Zuweisung eines Betrags von 400 Millionen NLG an die bezeichnete Gesellschaft, SEP, vor, und für den übersteigenden Betrag der erhobenen Abgabe die Zahlung an den Minister, der den empfangenen Betrag für die Finanzierung der Kosten im Sinne von Art. 7 OEPS – der indessen nicht in Kraft treten wird -, d. h. nicht marktkonformer Kosten für die Fernheizung und die Kohlevergasungsanlage Demkolec, verwenden musste. In diesem Zusammenhang ist daran zu erinnern, dass diese Beträge auf dem den Elektrizitätskunden gemäß Artikel 9 OEPS vom Staat auferlegten Tarifaufschlag beruhen, in Bezug auf den in Randnr. 47 des vorliegenden Urteils festgestellt worden ist, dass es sich um eine Abgabe handelt. Diese Beträge gehen somit auf staatliche Mittel zurück. ‘ (89) Der Tarifaufschlag musste von den Netzbetreibern an die SEP weitergeleitet werden, die dieses Aufkommen einzunehmen und bis zu einem bestimmten im Gesetz festgelegten Betrag zur Deckung verlorener Kosten zu verwenden hatte. (90) In diesem Zusammenhang stellte der Gerichtshof fest, dass die SEP aufgrund des Gesetzes mit der Verwaltung staatlicher Mittel beauftragt worden ist (37): „Ebenso unterscheidet sich die in Rede stehende Maßnahme von derjenigen, um die es im Urteil vom13. März 2001, PreussenElektra (C-379/98, Slg. 2001, I-2099), ging, in dem der Gerichtshof in Randnr. 59 entschieden hat, dass die Verpflichtung privater Elektrizitätsversorgungsunternehmen zur Abnahme von Strom aus erneuerbaren Energiequellen zu festgelegten Mindestpreisen nicht zu einer unmittelbaren oder mittelbaren Übertragung staatlicher Mittel auf die Unternehmen, die diesen Strom erzeugen, führt. In diesem Fall waren die Unternehmen nicht vom Staat mit der Verwaltung staatlicher Mittel beauftragt worden, sondern zur Abnahme unter Einsatz ihrer eigenen finanziellen Mittel verpflichtet.“ (91) Auf der Grundlage dieser Rechtsprechung lässt sich somit schlussfolgern, dass Subventionen, die durch staatlich auferlegte parafiskalische Abgaben oder Beiträge finanziert und gemäß den Bestimmungen des geltenden Rechts verwaltet und verteilt werden, auch dann auf die Übertragung staatlicher Mittel schließen lassen, wenn ihre Verwaltung nicht durch öffentliche Stellen erfolgt. Wie das Gericht in der Rechtssache Frankreich/Kommission (38) in Erinnerung rief, kommt es für die Beurteilung der Frage des Vorliegens öffentlicher Mittel unabhängig von deren ursprünglicher Herkunft auf den Umfang der Beteiligung der öffentlichen Stellen bei der Festlegung der betreffenden Maßnahmen und ihrer Finanzierungsmodalitäten an. (92) Der Gerichtshof hat die Übertragung staatlicher Mittel nur unter sehr speziellen Umständen ausgeschlossen: Beispielsweise befand der Gerichtshof in der Rechtssache PreussenElektra, dass das Stromeinspeisungsgesetz in seiner Fassung von 1998 keine vom Staat benannte oder errichtete öffentliche oder private Einrichtung zur Verwaltung der Beihilfe einbezogen hat (39). Diese Schlussfolgerung stützte sich auf die Feststellung, dass mit dem Stromeinspeisungsgesetz ein Mechanismus geschaffen wurde, der sich darauf beschränkte, die Elektrizitätsversorgungsunternehmen und die vorgelagerten Stromnetzbetreiber unmittelbar zur Abnahme von Strom aus erneuerbaren Energien zu einem festgelegten Preis zu verpflichten, ohne dass es einer die Zahlungsflüsse verwaltenden Einrichtung bedurfte. (40) Im Rahmen des Stromeinspeisungsgesetzes war die Situation durch die Vielzahl von bilateralen Beziehungen zwischen Erzeugern von Strom aus erneuerbaren Energien und Elektrizitätsversorgungsunternehmen gekennzeichnet. Es gab keine staatlich auferlegte Umlage, um die Elektrizitätsversorgungsunternehmen für die mit ihrer Versorgungsverpflichtung verbundene finanzielle Last zu vergüten, und daher musste auch niemand ernannt werden, um eine solche Umlage und die dementsprechenden Finanzflüsse zu verwalten. (93) Auch war der Gerichtshof (41) der Auffassung, dass die Entscheidung einer nationalen Behörde, durch die eine Vereinbarung, mit der ein Beitrag im Rahmen einer von der nationalen Behörde anerkannten Branchenorganisation eingeführt und damit für verbindlich erklärt wird, auf alle Angehörigen einer bestimmten Branche ausgedehnt wird, um die Umsetzung von Maßnahmen der Öffentlichkeitsarbeit und Verkaufsförderung zu ermöglichen, kein Element der staatlichen Beihilfe darstellt. Der Gerichtshof stellte diesbezüglich fest, dass die Maßnahme nicht mit staatlichen Mitteln finanziert wurde, da es nicht der Staat, sondern die Branchenorganisation war, die darüber entschieden hat, wie die aus dem Beitrag stammenden Mittel verwendet werden sollen. Diese Mittel waren ausschließlich der Verfolgung der durch diese Organisation bestimmten Ziele gewidmet. Somit standen diese Mittel nicht ständig unter der Kontrolle der öffentlichen Hand und den staatlichen Behörden tatsächlich auch nicht zur Verfügung. (94) Die Kommission hat im Lichte dieser Grundsätze untersucht, ob bei der Finanzierung der Einspeisevergütung und der Begrenzung der EEG-Umlage aufgrund des EEG 2012 staatliche Mittel zum Einsatz kommen. (95) Wie weiter unten noch näher ausgeführt wird, stellt die Kommission fest, dass der Staat zur Finanzierung des Differenzbetrags zwischen den Einnahmen aus der Vermarktung von EEG-Strom und den Einspeisevergütungen bzw. den Prämien eine spezielle Umlage eingeführt hat: die EEG-Umlage. Mit anderen Worten dient die EEG-Umlage dazu, die Förderung von EE-Strom im Rahmen des EEG zu finanzieren. Ferner stellt die Kommission fest, dass der Staat den ÜNB die Aufgabe übertragen hat, alle mit der Einspeisevergütung und der EEG-Umlage zusammenhängenden Finanzflüsse zu zentralisieren und zu verwalten. Auch hat der Staat sehr detaillierte Regeln für die Ermittlung der EEG-Umlage und ihre Verwendung und Zweckbestimmung aufgestellt. Schließlich stellt die Kommission fest, dass umfangreiche Kontrollmechanismen vorhanden sind, mit denen der Staat die Finanzflüsse überwachen kann. 3.1.4.1. Der sogenannte„bundesweite Ausgleichmechanismus“ und die EEG-Umlage (96) In einem ersten Schritt hat der Staat bestimmt, dass die VNB verpflichtet sind, den gesamten EEG-Strom an die ÜNB weiterzugeben. Die VNB erhalten dann für diesen Strom die Einspeisevergütung (§ 34, § 35 Absatz 1 EEG). Die ÜNB müssen den VNB auch die Prämien vergüten, die die VNB gemäß §§ 33g bis 33i EEG 2012 gezahlt haben (§ 35 Absatz 1a EEG 2012). Im Ergebnis wurde die Vergütungsverpflichtung vollständig auf die vier ÜNB übertragen. (97) Die ÜNB müssen jedoch die finanzielle Last, die sich aus der Vergütungsverpflichtung ergibt, nicht tragen. Denn der Staat hat eine spezielle Umlage zuwege gebracht, die im EEG 2012 ausdrücklich als „EEG-Umlage“ bezeichnet wird. (98) Der Zweck dieser Umlage ist im Gesetz definiert: Sie dient der Finanzierung des Differenzbetrags zwischen den Einnahmen aus der Vermarktung von EEG-Strom durch die ÜNB und den Kosten, die bei ihnen infolge der Vergütungsverpflichtung gemäß §§ 16 bis 33 sowie gemäß § 33g und § 33i, § 34 und § 35 Absätze 1 und 1a EEG anfallen. Mit anderen Worten, diese Umlage dient der Finanzierung des wirtschaftlichen Vorteils, den Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Energien im Rahmen des EEG 2012 erzielen können (d. h. einen Preis über dem Marktpreis). Dies ist von der deutschen Bundesregierung ausdrücklich bestätigt worden, die erklärt hat: „Die in der EEG-Umlage berücksichtigten Gelder werden direkt für den vergüteten Strom aus den EEG-Anlagen verwendet“ (42). (99) Diese Umlage muss von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen für jede kWh, die sie dem Letztverbraucher bereitstellen, entrichtet werden. Die Elektrizitätsversorgungsunternehmen können sie dann auf den Letztverbraucher umlegen. (100) Das EEG 2012 und die unter Randnummern 13-14 dieses Beschlusses aufgeführten Durchführungsverordnungen definieren die Berechnungsmethode für die Umlage in allen Einzelheiten. Die Kommission stellt fest, dass die ÜNB infolge dieser Bestimmungen nicht frei sind, die Höhe der Umlage festzulegen. (101) Da die EEG-Umlage im Jahr x anhand von Prognosen berechnet wird, ist im Gesetz auch ein Korrekturmechanismus vorgesehen, nach dem Defizite oder Überschüsse im folgenden Jahr zu korrigieren sind. Dies stellt sicher, dass die ÜNB einerseits keinerlei finanzielle Last für die Vergütungsverpflichtung tragen müssen, aber andererseits mit der Umlage auch keine Gelder ansammeln können, die anderen Zwecken als der vom Staat beschlossenen Förderung erneuerbarer Energien dienen könnten. (102) Aufgrund dieser Feststellungen kommt die Kommission zu dem Schluss, dass anders als es in der Rechtssache PreussenElektra der Fall war, die Unternehmen, auf denen die Vergütungsverpflichtung lastet, vom Staat mit einer Umlage ausgestattet wurden, die sie mit den finanziellen Mitteln versorgt, die zur Finanzierung der Förderung von EE-Strom benötigt werden. 3.1.4.2. Die ÜNB wurden zur Verwaltung der EEG-Umlage bestimmt (103) Die ÜNB sind Dreh- und Angelpunkt des ganzen Mechanismus, der so konzipiert wurde, dass sich damit die Förderung der Erzeuger von EE-Strom finanzieren lässt. Angesichts der zahlreichen Aufgaben, die ihnen durch das EEG 2012 und seine Durchführungsverordnungen übertragen wurden, kann die Kommission nur zu dem Schluss kommen, dass die ÜNB vom Staat mit der Verwaltung der EEG-Umlage beauftragt wurden. (104) Sie müssen — den in ihrem Netzbereich erzeugten EEG-Strom entweder direkt vom Erzeuger, wenn er direkt an die Übertragungsleitung angeschlossen ist, oder von den VNB zu Einspeisetarifen abnehmen und diesen vergüten oder die Marktprämie bezahlen. Im Ergebnis ist der EEG-Strom wie auch die finanzielle Last der Förderung nach dem EEG 2012 auf der Ebene von jedem der vier ÜNB zentralisiert; — die EEG-Strommenge untereinander ausgleichen, so dass jeder von ihnen denselben durchschnittlichen Anteil an EEG-Strom erwirbt; — den EEG-Strom auf dem Spotmarkt nach den im Gesetz festgelegten Regeln vermarkten; dies können sie gemeinsam tun; — gemeinsam die EEG-Umlage berechnen als dem Differenzbetrag zwischen den tatsächlichen Einnahmen aus der Vermarktung des EEG-Stroms und den tatsächlichen Ausgaben im Zusammenhang mit der Vergütung des EEG-Stroms; die Umlage muss für jede in Deutschland verbrauchte kWh gleich sein; — gemeinsam die EEG-Umlage in einem speziellen Format auf einer gemeinsamen Internetseite veröffentlichen; — zusammengefasste Informationen über den geförderten Strom aus erneuerbaren Energien veröffentlichen; — die für ein bestimmtes Jahr prognostizierte EEG-Umlage mit der eigentlich zutreffenden Umlage vergleichen und die Umlage für das Folgejahr anpassen; — Prognosen für mehrere Jahre im Voraus veröffentlichen; — die EEG-Umlage bei den Elektrizitätsversorgungsunternehmen erheben; — (jeder für sich) für alle mit dem EEG zusammenhängenden Finanzflüsse (Ausgaben und Einnahmen) gesonderte Bücher und Bankkonten führen. (105) Sie sind berechtigt, die mit der Verwaltung der EEG-Umlage und der Vermarktung des EEG-Stroms verbundenen Kosten anzurechnen und in die Berechnung der EEG-Umlage mit einfließen zu lassen. (106) Im Ergebnis zentralisieren die vier deutschen ÜNB jeder für seinen Netzbereich allen EEG-Strom und sämtliche beim Erwerb von EEG-Strom und der Zahlung von Marktprämien anfallenden Kosten sowie die mit der Verwaltung der EEG-Umlage verbundenen Kosten. Auch zentralisieren sie jeder für seinen Netzbereich die Erlöse der EEG-Umlage. Faktisch handelt es sich bei jedem von ihnen um eine Einrichtung, die vom Staat dazu bestimmt wurde, die mit dem EEG zusammenhängenden Finanzflüsse zu verwalten. In diesem Zusammenhang stellt die Kommission fest, dass sie für alle mit dem EEG zusammenhängenden Einnahmen und Ausgaben (Zahlung von Einspeisevergütungen und Marktprämien) sowie Erlöse (Vermarktung von EEG-Strom, EEG-Umlage) gesonderte Bücher und Bankkonten führen müssen. (107) Ferner müssen die ÜNB eine bestimmte Anzahl von Aufgaben koordinieren: einheitliche Ermittlung und Anwendung der EEG-Umlage; gemeinsame Internetseite, auf der alle mit der EEG-Umlage zusammenhängenden Finanzflüsse veröffentlicht werden müssen; gemeinsame Prognose der EEG-Umlage für die Folgejahre. (108) Aufgrund dieser Faktoren gelangt die Kommission an diesem Punkt zu der Auffassung, dass die ÜNB die EEG-Umlage verwalten, und dass sie mit dieser speziellen Aufgabe und allen damit zusammenhängenden Tätigkeiten vom Staat betraut wurden. 3.1.4.3. Die ÜNB werden bei der Verwaltung der EEG-Umlage streng überwacht (109) Die Kommission stellt zusätzlich fest, dass die ÜNB bei der Verwaltung der EEG-Umlage vom Staat überwacht werden. (110) Wie unter Randnummer 38 dieses Beschlusses angeführt wurde, überwacht die BNetzA, dass — die ÜNB den zu Einspeisetarifen vergüteten Strom im Einklang mit den geltenden Bestimmungen (AusglMechV) auf dem Spotmarkt vermarkten; — die ÜNB die EEG-Umlage ordnungsgemäß ermitteln, festlegen und veröffentlichen; — die ÜNB die EEG-Umlage den Elektrizitätsversorgungsunternehmen ordnungsgemäß in Rechnung stellen; — die Einspeisetarife und die Prämien den ÜNB ordnungsgemäß in Rechnung gestellt werden; — die EEG-Umlage nur für Elektrizitätsversorgungsunternehmen verringert wird, die die Voraussetzungen nach § 39 erfüllen. (111) Die Netzbetreiber sind verpflichtet, der BNetzA folgende Einzelheiten zu übermitteln: die Angaben, die sie von den Anlagenbetreibern (zu Standort und installierter Leistung der Anlage usw.) erhalten; die Spannungsebene, an die die betreffende Anlage angeschlossen ist; die den Anlagenbetreibern tatsächlich sowohl für jede einzelne Anlage als auch zusammengefasst geleisteten Vergütungszahlungen; die an die Elektrizitätsversorgungsunternehmen versandten Endabrechnungen für das Vorjahr; alle Daten, die zur Überprüfung der Exaktheit der vorgelegten Zahlen erforderlich sind. (112) Schließlich kann die BNetzA auch Beschlüsse fassen und Geldbußen verhängen oder die Höhe der EEG-Umlage festsetzen. 3.1.4.4. Der Standpunkt Deutschlands (113) Deutschland ist der Auffassung, dass der Vorteil im Rahmen privater Mittel finanziert wird, weil die Umlage nicht durch ein staatlich kontrolliertes Unternehmen läuft. Jedoch kann auch eine private Einrichtung mit der Verwaltung von staatlichen Mitteln beauftragt werden (43). (114) Deutschland behauptet, dass anders als es in der Rechtssache Essent oder bei der Staatlichen Beihilfe SA.26036 (44) der Fall war, hier kein Unternehmen zu der Verwaltung der Umlage bestimmt oder damit beauftragt wurde. Es argumentiert, dass kein Unternehmen mit der Zentralisierung der Finanzflüsse betraut wurde, sondern, dass das Gesetz nur unterschiedlichen Akteuren verschiedene Verpflichtungen auferlegt hat. (115) Deutschland scheint der Auffassung zu sein, dass es nicht möglich ist, mehrere Unternehmen mit der Verwaltung der Mittel zu betrauen. Es ist nicht klar, aus welchem rechtlichen Grund es nötig wäre, nur ein Unternehmen allein dazu zu bestimmen, die Umlage bundesweit zu verwalten, um sie als staatliches Mittel einzustufen. (116) Die Kommission stellt diesbezüglich fest, dass sogar in der Rechtssache Essent die Stromerzeugungsgesellschaft SEP nicht das einzige mit der Verwaltung des Tarifaufschlags befasste Unternehmen war: denn der Aufschlag wurde zuerst von der DSO erhoben, bevor er an die SEP weitergegeben wurde. Ferner kann, wie die Rechtsprechung bestätigt, mehr als ein Unternehmen in einem bestimmten Sektor mit Dienstleistungen von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse betraut werden, ohne dass deren Firmennamen in der Betrauungsakte erwähnt werden muss (45). (117) Im vorliegenden Fall kann die Kommission Deutschland nicht darin zustimmen, dass der Staat kein Unternehmen mit der Verwaltung des Fonds betraut oder es dazu bestimmt hat, und dass es kein Unternehmen gibt, das die Zahlungsflüsse zentralisiert. Ganz im Gegenteil: Zwar sind die ÜNB unter Umständen nicht die einzigen Unternehmen, die in den Fördermechanismus nach dem EEG involviert sind, doch spielen sie dabei eine zentrale Rolle und wurden mit speziellen Aufgaben betraut, die der Verwaltung der EEG-Umlage entsprechen. Jeder der vier ÜNB zentralisiert für seinen jeweiligen Netzbereich alle mit der Förderung von EE-Strom zusammenhängenden Ausgaben und Einnahmen. Ferner müssen sie bestimmte Aufgaben koordinieren, wozu auch die einheitliche Berechnung der EEG-Umlage gehört. Die Kommission stellt weiter fest, dass die ÜNB ihre Aufgaben nicht auf Dritte übertragen können. § 64c Nr. 5 EEG 2012 stellt klar, dass eine Übertragung nur möglich ist, wenn die Regierung sie dazu nach Maßgabe der Bedingungen autorisiert hat, die die Regierung für diese Übertragung aufstellt. Dies ist ein weiterer Faktor, der bestätigt, dass die ÜNB vom Staat mit der Verwaltung der mit der Förderung von EE-Strom zusammenhängenden Finanzflüsse betraut wurden. (118) Deutschland trägt auch vor, dass die ÜNB – die ja private Unternehmen sind – die Höhe der Umlage selbst bestimmen, und dass der Staat an der Festlegung der Umlage nicht beteiligt ist. Es unterstreicht ferner, dass entgegen dem, was in der Rechtssache Essent der Fall war, jeder Überschuss aus der EEG-Umlage dazu herangezogen wird, die Umlage im Folgejahr zu verringern, dass der Überschuss aber nicht in den staatlichen Haushalt übertragen wird, und dass die Umlage für den EE-Strom verwendet wird, während in der Rechtssache Essent keine Wechselbeziehung zwischen dem Tarifaufschlag und einer Dienstleistung oder einer Sache vorhanden war. (119) Insbesondere aufgrund der in Abschnitt 3.1.4.1 dieses Beschlusses beschriebenen Faktoren kann die Kommission jedoch an diesem Punkt der Auffassung Deutschlands nicht zustimmen, dass die EEG-Umlage nicht vom Staat, sondern von den ÜNB festgelegt wird. Der Staat hat eine sehr detaillierte Methode dazu entwickelt, wie die EEG-Umlage berechnet werden muss. Die ÜNB haben zwar die Aufgabe, die EEG-Umlage zu berechnen, sie sind aber nicht frei, ihre Höhe zu bestimmen. Die Höhe der Umlage ergibt sich nämlich automatisch aus der im EEG und in seinen Durchführungsbestimmungen festgelegten Methode. Außerdem werden die ÜNB bei dieser Aufgabe streng durch die BNetzA überwacht. (120) Auch steht es den ÜNB nicht frei, die Erlöse aus der EEG-Umlage nach eigenem Ermessen zu verwenden. Sie können diese Erlöse nur für die im Gesetz vorgesehenen Zwecke verwenden, nämlich zur Finanzierung der Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas (§ 3 AusglMechV). Dies wird noch verstärkt durch die Verpflichtung der ÜNB, die Verwaltung der EEG-Finanzflüsse von ihren sonstigen Tätigkeiten zu trennen und gesonderte Bücher und Bankkonten darüber zu führen. Ferner dürfen die ÜNB nicht nach Neigung über die Überschüsse verfügen, da das Gesetz eigens vorschreibt, dass die Überschüsse Einnahmen darstellen, die in die Ermittlung der Umlage für das folgende Jahr mit einfließen und somit der Finanzierung der Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas im Folgejahr dienen. (121) Die Kommission stellt diesbezüglich fest, dass die Tatsache, dass der Staat die Entscheidung getroffen hat, die Überschüsse sollten eher dazu dienen, die Umlage im folgenden Jahr zu verringern als auf den Staatshaushalt übertragen zu werden, nach ihrer derzeitigen Auffassung nicht der Schlussfolgerung entgegensteht, dass staatliche Mittel zum Einsatz kommen. (122) In der Rechtssache Essent wurde die Abgabe nur für ein Jahr auferlegt, um der SEP verlorene Kosten von bis zu 400 000 000 NLG zu erstatten; daher erscheint es normal, dass der Staat vorschrieb, dass über diesen Betrag hinausgehende Mittel in den Staatshaushalt übertragen werden. Da die Förderung in der hier behandelten Sache von Jahr zu Jahr fortgeführt werden soll und (im Jahr x) auf Prognosen basiert, erscheint es nur natürlich, dass der Staat verlangt, dass erstens ein Korrekturmechanismus vorgesehen wird und zweitens die Korrekturen die Form einer reduzierten Umlage für das Jahr x+1 annehmen. Bei dem Mechanismus, nach dem Überschüsse für die Förderung im Jahr x+1 berücksichtigt werden, handelt es sich tatsächlich um ein sehr verbreitetes System für Förderinstrumente, die einen Fonds einsetzen. (123) Entscheidend ist nach Auffassung der Kommission, dass der Staat die Verwendung und den Zweck der Umlage bestimmt und festgelegt hat, wofür etwaige Umlagenbeträge verwendet werden sollen, die über den Betrag hinausgehen, der benötigt wird, um den ÜNB die finanzielle Belastung, die sie bei der Förderung von EE-Strom tragen, zu erstatten. Damit behält der Staat die Kontrolle über die Umlage. Dies trifft hier umso mehr zu, da sogar die durch etwaige Überschüsse erwirtschafteten Zinsen Einnahmen im Sinne des von § 3 Absatz 3 AusglMechV sind und bei der Ermittlung der EEG-Umlage berücksichtigt werden. (124) Die Kommission stellt ferner fest, dass entgegen dem, was in der Rechtssache Doux Elevage der Fall war, die EEG-Umlage nicht auf eine Initiative der ÜNB zurückgeht, sondern einen Mechanismus darstellt, den der Staat auf den Weg gebracht hat, um seine Förderpolitik für den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen und Grubengas zu finanzieren. Auch die Förderpolitik für EE-Strom stammt nicht aus einer Initiative der ÜNB, sondern stellt staatliche Politik dar. (125) Auch Deutschland weist darauf hin, dass die Elektrizitätsversorgungsunternehmen nicht verpflichtet sind, die EEG-Umlage auf den Letztverbraucher umzulegen. (126) In diesem Zusammenhang stellt die Kommission zunächst fest, dass es an den Umständen nichts ändert, dass der Staat die EEG-Umlage festgelegt hat und das EEG und seine Durchführungsbestimmungen den Staat in die Lage versetzen, „die Zuweisung der Gelder zu lenken oder zu beeinflussen“ (46). (127) Wie das Gericht klargestellt hat, können auch fakultative Zahlungen öffentliche Mittel darstellen (47). (128) Die Kommission stellt jedenfalls fest, dass die EEG-Umlage für alle Elektrizitätsversorgungsunternehmen obligatorisch ist. Sie müssen diese Umlage ihrem jeweiligen ÜNB für jede kWh Strom, die sie ihren Letztverbrauchern bereitgestellt haben, zahlen (vorbehaltlich der verringerten EEG-Umlage gemäß § 41 EEG 2012). Diese Verpflichtung ergibt sich aus dem Gesetz. (129) In diesem Zusammenhang stellt eine Umlage, die den Unternehmen und eben nicht den Verbrauchern auferlegt wird, ebenfalls staatliche Mittel dar (48). (130) Der Vollständigkeit halber stellt die Kommission fest, dass der ganze Mechanismus vom Staat als eine Umlage konzipiert wurde, die zwangsläufig auf die Letztverbraucher umgelegt wird. Dies ergibt sich aus folgenden Indizien: der Struktur der Umlage (die sich pro kWh berechnet, die dem Letztverbraucher bereitgestellt wurde); der Tatsache, dass der Letztverbraucher die Umlage auch dann bezahlen muss, wenn er den Strom nicht von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen, sondern von einem Dritten bezieht; der Tatsache, dass der Staat eine Begrenzung der Umlage für bestimmte Unternehmen für erforderlich hielt (siehe § 40 EEG 2012); den Bestimmungen dafür, wie die EEG-Umlage auf der Stromrechnung ausgewiesen werden kann. Schließlich ist schon die Tatsache, dass Deutschland die Überwachungsbefugnisse der BNetzA auf den Verbraucherschutz ausgedehnt hat, eine deutliche Bestätigung dafür, dass das ganze System als eine Umlage konzipiert ist, die vom Letztverbraucher bezahlt wird. (131) Deutschland hat auch darauf hingewiesen, dass es sich bei den vorhandenen Überwachungsmechanismen um reine Verbraucherschutzvorschriften handelt, die es dem Staat nicht möglich machen, die Finanzflüsse zu kontrollieren. (132) Die Kommission stellt zunächst fest, dass selbst wenn die Überwachungsmechanismen ausschließlich Zwecken des Verbraucherschutzes dienten, so würde dies nichts an der Tatsache ändern, dass der Staat die mit der EEG-Umlage zusammenhängenden Finanzflüsse eng und spezifisch überwacht. (133) Die Kommission stellt weiter fest, dass die Überwachungsbefugnisse der BNetzA umfassend sind und zumindest den Überwachungsbefugnissen entsprechen, die der Staat in Bezug auf die Abgabe hatte, um die es in der Rechtssache Essent ging. Auch hat die BNetzA, anders als Deutschland es anscheinend glauben machen möchte, Eingriffs- und Durchsetzungsbefugnisse: Sie kann Anordnungen erlassen und Geldbußen verhängen. Sie kann sogar die Höhe der EEG-Umlage festsetzen (siehe § 6 Absatz 3 AusglMechAV, der sich auf die Höhe der von der BNetzA auf der Grundlage von § 61 Absatz 1 Nummern 3 und 4 EEG 2012 festgesetzten EEG-Umlage bezieht). (134) Schließlich hat Deutschland behauptet, dass, anders als es in der Rechtssache Essent der Fall war, wo die Abgabe nicht als Gegenleistung für eine Leistung diente, die EEG-Umlage hier als Vergütung für ein Produkt anzusehen ist. (135) In diesem Zusammenhang stellt die Kommission fest, dass in der Rechtssache Essent letztlich auch eine Leistung erbracht wurde, nämlich die im Rahmen der verlorenen Investitionen beschafften Güter und Dienstleistungen, für die die Abgabe einen Ausgleich schaffen sollte. Ferner stellt die Kommission fest, dass die EEG-Umlage zwar auf die Finanzierung der Förderung von EE-Strom abzielt, aber eben nicht dem Preis für ein bestimmtes Produkt entspricht. Denn da die ÜNB den EEG-Strom auf dem Spotmarkt vermarkten, entspricht die von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen gezahlte Umlage nicht dem Preis für den EE-Strom, den sie beim ÜNB kaufen würden. In diesem Sinne entspricht die EEG-Umlage einer Umlage in gleicher Weise wie die Abgabe, um die es in der Rechtssache Essent ging. 3.1.4.5. Vorläufige Schlussfolgerung (136) Aus allen oben dargestellten Gründen zieht die Kommission den Schluss, dass aufgrund der zur Verfügung stehenden Informationen nicht davon auszugehen ist, dass die Förderung von EE-Strom aus privaten Mitteln finanziert wird und dass der Staat keine Kontrolle über die finanziellen Mittel ausübt, die dabei zum Einsatz kommen. Die Kommission stellt im Gegenteil fest, dass der Staat die Verwaltung der betreffenden Mittel kontrollieren, steuern und beeinflussen kann: Der Staat interveniert sowohl auf der Ebene des Vorteils (Einspeisevergütung) als auch auf der Ebene seiner Finanzierung (des gesamten Mechanismus der EEG-Umlage). Der Staat hat nicht nur definiert, wem der Vorteil gewährt werden soll, welche Förderkriterien gelten und wie hoch die Förderung ausfällt, sondern er hat auch die finanziellen Mittel zur Deckung der Kosten der Förderung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen und Grubengas bereitgestellt. Anders als es in der Rechtssache Doux Elevage der Fall war, stammt die EEG-Umlage vom Staat und ist keine private Initiative der ÜNB. Der Staat hat Ziel und Zweck der Umlage definiert: Sie dient der Finanzierung einer vom Staat ausgearbeiteten Förderpolitik und nicht einer von den ÜNB beschlossenen Aktion. Den ÜNB steht es nicht frei, die Umlage nach ihrem Ermessen festzulegen, sie werden vielmehr streng dabei überwacht, wie sie die Umlage berechnen, erheben und verwalten. Auch die Vermarktung des EEG-Stroms ist Gegenstand der Überwachung durch den Staat. Die Bestimmungen über die Festsetzung der EEG-Umlage stellen sicher, dass die Umlage für genügend finanzielle Deckung sorgt, um die Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien und Grubengas sowie die Kosten für die Verwaltung des Systems bezahlen zu können. Mehr ist nicht möglich. Die ÜNB können die EEG-Umlage nicht zur Finanzierung anderweitiger Tätigkeiten nutzen; die Finanzflüsse sind über separate Bankkonten abzuwickeln. (137) Die Kommission kommt anhand der derzeit verfügbaren Informationen daher zu dem Schluss, dass die ÜNB seitens des Staates mit der Aufgabe betraut wurden, die EEG-Umlage zu verwalten, und dass die Erlöse aus der EEG-Umlage staatliche Mittel darstellen. 3.1.5. Auch bei der verringerten EEG-Umlage für EIU kommen staatliche Mittel zum Einsatz (138) Auf der Grundlage der zu diesem Zeitpunkt vorliegenden Informationen gelangt die Kommission zu der vorläufigen Schlussfolgerung, dass bei der EEG-Umlage staatliche Mittel zum Einsatz kommen. Folglich bedeutet eine Verringerung bzw. eine Begrenzung der EEG-Umlage einen Verzicht auf staatliche Mittel. (139) In diesem Zusammenhang stellt die Kommission fest, dass der deutsche Staat den vorliegenden Informationen zufolge auf der Ebene der Begrenzung nach wie vor Beteiligter bleibt. Zunächst stellen nämlich die potenziellen Begünstigten der Begrenzung einen Antrag beim BAFA, das eine staatliche Behörde ist, die den Antrag prüft und dem EIU schließlich die Begrenzung gewährt. (140) Diese Entscheidung kann dann den Elektrizitätsversorgungsunternehmen entgegengehalten werden, die damit dem EIU nicht mehr die volle EEG-Umlage, sondern nur noch die begrenzte Umlage in Rechnung stellen können (§ 43 EEG). Die Entscheidung kann auch den ÜNB entgegengehalten werden (§ 43 Absatz 1 EEG), so dass nach § 43 Absatz 3 EEG die Umlage, die die ÜNB den Elektrizitätsversorgungsunternehmen in Rechnung stellen können, ebenfalls nach Maßgabe der Entscheidung des BAFA begrenzt wird. (141) In Bezug auf die Übertragung von Mitteln dürfte die dem EIU gewährte Begrenzung dazu führen, dass die ÜNB im Rahmen der EEG-Umlage einen dementsprechend verminderten Betrag erheben. Die Begrenzung bedeutet daher einen Verzicht auf staatliche Mittel. (142) In einem zweiten Schritt wird die Begrenzung und die dementsprechende Verringerung an EEG-Mitteln für die ÜNB zu einem späteren Zeitpunkt im Rahmen eines Mechanismus verrechnet, der die im Voraus angenommenen Einnahmen durch die Erhöhung der Beträge ausgleicht, die im Rahmen der EEG-Umlage von den übrigen (nicht begrenzten) Abnehmern erhoben werden. Wie Deutschland angemerkt hat, führt die Begrenzung zugunsten von EIU dazu, dass die Höhe der Umlage für die übrigen Stromabnehmer steigt. Der durch die Begrenzung hervorgerufene Einnahmeverlust wird letztendlich aus der EEG-Umlage finanziert, die – wie oben festgestellt – zum jetzigen Stand der Dinge als staatliches Mittel anzusehen ist. 3.1.6. Verringerung der EEG-Umlage für Elektrizitätsversorgungsunternehmen, die mindestens 50 % des Stroms aus erneuerbaren Energien bezogen haben (§ 39 EEG) (143) Auf der Grundlage der zu diesem Zeitpunkt vorliegenden Informationen gelangt die Kommission zu der vorläufigen Schlussfolgerung, dass bei der EEG-Umlage staatliche Mittel zum Einsatz kommen. Folglich bedeutet eine Verringerung der EEG-Umlage einen Verzicht auf staatliche Mittel. (144) In diesem Zusammenhang stellt die Kommission fest, dass der deutsche Staat den vorliegenden Informationen zufolge auf der Ebene der Begrenzung nach wie vor Beteiligter bleibt. Denn die BNetzA muss konkret sicherstellen, dass nur Elektrizitätsversorgungsunternehmen, die sämtliche Voraussetzungen des § 39 EEG erfüllen, von der Verringerung der EEG-Umlage um 2 Cent/kWh profitieren. (145) In Bezug auf die Übertragung von Mitteln dürfte die dem EIU gewährte Verringerung der EEG-Umlage um 2 Cent/kWh dazu führen, dass die ÜNB im Rahmen der EEG-Umlage einen dementsprechend verminderten Betrag erheben. Die Verringerung bedeutet daher einen Verzicht auf staatliche Mittel. (146) In einem zweiten Schritt wird die Verringerung der EEG-Umlage und die dementsprechende Verringerung an EEG-Mitteln für die ÜNB zu einem späteren Zeitpunkt im Rahmen eines Mechanismus verrechnet, der die im Voraus angenommenen Einnahmen durch die Erhöhung der Beträge ausgleicht, die im Rahmen der EEG-Umlage für den übrigen (nicht begrenzten) Verbrauch erhoben werden. Der Mechanismus des § 39 EEG führt dazu, dass die Höhe der Umlage für die übrigen Stromabnehmer steigt (49). Der durch die Verringerung hervorgerufene Einnahmeverlust wird letztendlich aus der EEG-Umlage finanziert, die – wie oben festgestellt – zum jetzigen Stand der Dinge als staatliches Mittel anzusehen ist. 3.1.7. Vorläufige Schlussfolgerung zum Vorliegen von Beihilfen (147) Auf der Grundlage der vorstehend genannten Faktoren und der zu diesem Zeitpunkt vorliegenden Informationen zieht die Kommission den vorläufigen Schluss, dass das EEG 2012 staatliche Beihilfen zugunsten von Erzeugern von Strom aus erneuerbaren Energien und Grubengas begründet und die Verringerung der EEG-Umlage Beihilfen zugunsten von EIU bewirkt. 3.2. Rechtmäßigkeit der Beihilfe (148) Am 22. Mai 2002 (50) nahm die Kommission einen Beschluss an, in dem sie die Auffassung vertrat, dass das deutsche System zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen keine staatlichen Beihilfen beinhaltet. Gegenstand dieses Beschlusses ist das „Gesetz über den Vorrang erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz)“, das am 1. April 2000 in Kraft trat. Es entspricht der früheren Fassung des EEG. (149) Seit Annahme dieses Beschlusses wurde das EEG jedoch geändert. Die Novelle EEG 2012 enthält jetzt eine große Anzahl von Merkmalen, die im Fördersystem von 2000 noch nicht enthalten waren. Dies betrifft vor allem alle Bestimmungen im Zusammenhang mit der Einführung der EEG-Umlage, die Unterscheidung zwischen Letztverbrauchern, die die EEG-Umlage bezahlen müssen, und „privilegierten“ Verbrauchern, die von einer begrenzten Umlage profitieren, die Aufgaben der BNetzA und alle Bestimmungen betreffend die Überwachung. Während das Fördersystem von 2000 als System konzipiert war, das auf sukzessiven Kaufverpflichtungen für EE-Strom beruhte, ist die EEG-Umlage nach dem EEG 2012 nicht an den Kauf von Strom aus erneuerbaren Energien geknüpft. Außer für die ÜNB gibt es keine Verpflichtung zum Kauf von Strom aus erneuerbaren Energien mehr. (150) Nach Auffassung der Kommission handelt es sich dabei um wesentliche Änderungen. Auch lassen sich diese Änderungen nicht vom übrigen Regelungsmechanismus trennen. Folglich stellen die nach dem EEG 2012 gewährten Fördermaßnahmen ab dem 1. Januar 2012 eine neue Beihilfe dar. Da die mit dem EEG 2012 eingeführten Änderungen der Kommission nicht mitgeteilt wurden, ist die Beihilfe ab dem 1. Januar 2012 als rechtswidrige neue Beihilfe anzusehen. 3.3. Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt 3.3.1. Einspeisevergütung für Erzeuger von EE-Strom (151) Die Kommission hat die Vereinbarkeit des mitgeteilten Fördermechanismus nach Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV und nach den Leitlinien der Gemeinschaft für staatliche Umweltschutzbeihilfen (Umweltschutzleitlinien) geprüft. (152) Da die Einspeisevergütung eine Betriebsbeihilfe für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen darstellt, finden bezogen auf die Differenz zwischen den Kosten für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren und aus konventionellen Energiequellen die in Randnummer 109 (Option 1 für Betriebsbeihilfen für Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern) der Umweltschutzleitlinien festgelegten Vereinbarkeitsvoraussetzungen Anwendung. (153) Zunächst stellt die Kommission fest, dass die geförderten Energiequellen mit Ausnahme von Grubengas mit der Definition der erneuerbaren Energiequellen und der Biomasse gemäß Randnummer 70 Nummer 5 und Randnummer 70 Nummer 6 der Umweltschutzleitlinien in Einklang stehen. (154) Nach Randnummer 109 Buchstabe a der Umweltschutzleitlinien wird die Betriebsbeihilfe als Ausgleich für die Differenz zwischen den Kosten für die Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Energieträgern und dem Marktpreis des betreffenden Energieerzeugnisses gewährt. (155) Der Anforderung nach Randnummer 109 Buchstabe b der Umweltschutzleitlinien entsprechend hat die Bundesregierung eine detaillierte Berechnungsmethode für die Ermittlung der Stromerzeugungskosten vorgelegt und mit mehreren Berechnungsbeispielen für verschiedene Kategorien von Wind-, Solar-, Geothermie-, Wasserkraft-, Biomasse- und Biogasanlagen veranschaulicht (siehe Abschnitt 2.2.2 dieses Beschlusses). (156) Außerdem haben die deutschen Behörden ausführlich die in die Berechnungen der Produktionskosten miteinbezogenen Elemente beschrieben, die mit Randnummer 109 Buchstaben a und b im Einklang stehen. Sie haben diesbezüglich dargelegt, dass die Betriebsbeihilfe nur so lange gewährt wird, bis die Anlage vollständig abgeschrieben ist (Beihilfen werden für einen Zeitraum von höchstens 20 Jahren gewährt, was der normalen Abschreibungsperiode entspricht). In Bezug auf die Kumulation mit Investitionsbeihilfen haben die deutschen Behörden angegeben, dass die Förderung im Rahmen des EEG anderen Förderarten vorgehe und den lokalen Behörden gut bekannt sei und daher berücksichtigt und von etwaigen Anträgen auf Investitionsbeihilfe abgezogen werde. In Bezug auf die Kapitalrendite betrachtet die Kommission aufgrund der unter Randnummer 50 oben beschrie