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Timestamp: 2016-10-24 10:52:48
Document Index: 66452429

Matched Legal Cases: ['Art. 108', 'Art. 107', 'Art. 107', 'Art. 110', 'Art. 30', 'Art. 107', 'Art. 107', 'Art. 107', 'Art. 107', 'EuG', 'Art. 107', 'EuG', 'EuG', 'Art. 107', 'Art. 110', 'Art. 30', 'Art. 110', 'Art. 7', 'Art. 8', 'Art. 108', 'EuG', 'Art. 106', 'Art. 107', 'Art. 194', 'Art. 194', 'EuG', 'EuG', 'Art. 194']

⭐Johannes Riewe* Einführung
Johannes Riewe* Einführung
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1 Aufsätze Riewe EU-Binnenmarkt, Beihilfenrecht, nationales Strommarktdesign und Versorgungssicherheit ResKV, die Einstufung als vorläufige Stilllegung und anschließende etwaige Ausweisung der Systemrelevanz einer Anlage allein den Übertragungsnetzbetreibern zu überlassen, wenig geglückt. Bleibt es bei den bisher bestehenden Regelungen, so ist zu erwarten, dass viele der nicht ausdrücklich geregelten Einzelfragen die Gerichte beschäftigen werden. EU-Binnenmarkt, Beihilfenrecht, nationales Strommarktdesign und Versorgungssicherheit: Die Europäische Kommission erteilt der Strommarktreform in Großbritannien ihre Freigabe Johannes Riewe* Einführung Der vermeintliche Modebegriff Design 1 ist derzeit in der energiewirtschaftlichen Diskussion en vogue : gesucht wird das passende Strommarktdesign der Zukunft. 2 Auf energiepolitischer Ebene müssen darin die zentralen Weichenstellungen der letzten zwei Dekaden, namentlich die Liberalisierung und der Strukturwandel hin zu einer erneuerbaren, klimafreundlichen Stromerzeugung abgebildet und mit der Forderung nach einer unveränderten Beibehaltung des hohen Versorgungssicherheitsniveaus in Einklang gebracht werden. Auf regulierungsrechtlicher Ebene gilt es die konfligierenden Zielvorgaben aus 1 EnWG (Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit, Effizienz und Preisgünstigkeit) zum Ausgleich zu bringen. Ökonomisch sind hinreichend robuste Investitionsanreize für den Umbau der Erzeugungs- und Netzinfrastrukturen in einem möglichst wettbewerbs- und binnenmarktkonformen Ordnungsrahmen sicherzustellen. Faktisch müssen erneuerbare Energien über verschiedenste Systemdienstleistungen und Flexibilitätsoptionen in das Gesamtsystem integriert werden. Die Bundesrepublik Deutschland befindet sich in Sachen Marktdesign noch in der Findungsphase. Mit der Netzreserve aus dem Jahr 2012 ist ein vorübergehender erster Schritt zur Gewährleistung von Versorgungs- und Systemsicherheit getan. 3 Die Reform des EEG 2014 stellt die Förderung erneuerbarer Energien verpflichtend auf eine Direktvermarktung um und ebnet wettbewerblichen Ausschreibungsmodellen den Weg. Gleichwohl sind wichtige Problemkreise ungelöst. Die Aussagen des BMWi über die Vorstellungen vom zukünftigen Strommarktdesign z.b. hinsichtlich der Erforderlichkeit von Kapazitätsmechanismen im Grünbuch werfen die richtigen Fragen auf. Konkrete Antworten wird aber erst das anschließende Weißbuch im Jahr 2015 liefern. 4 Demgegenüber hat das Vereinigte Königreich bereits mit dem Energy Act eine umfassende Reform des Elektrizitätsmarktes verabschiedet. 6 Das Reformpaket soll Investitionen in eine klimafreundliche, diversifizierte Stromerzeugung anreizen und damit die Versorgungssicherheit und die Erreichung der CO 2 -Reduktionsziel sicherstellen. Es umfasst im Wesentlichen folgende Fördermechanismen: Eine Umstellung der finanziellen Förderung erneuerbarer Energien auf ein Einspeisetarifsystem mit Differenzkontrakten (Contracts for Difference CfD) 7 Spezielle Investitionsverträge für 5 Windfarmen (Investment Contracts under the Final Investment Decision FID) Einen umfassenden Kapazitätsmarkt auf Auktionsbasis (Capacity Market) 8 Staatliche Kreditgarantien sowie gesicherte Zahlungsströme für 35 Jahre über CfD für das Atomkraftwerk Hinkley Point C in Somerset 9 Ausgleich für indirekte Kosten der CO2-Preisuntergrenze für energieintensive Unternehmen 10 Aufgrund der Beihilferelevanz dieser nationalen Fördermechanismen wurde das Reformpaket der Kommission gemäß Art. 108 Abs. 3 AEUV vorab zur Notifizierung vorgelegt. Die Kommission hat im Ergebnis alle Fördermaßnahmen für mit dem europäischen Beihilfenrecht vereinbar erklärt. Als Prü- * Wiss. Mitarbeiter am EWeRK. 1 Auf heißt es allgemein: Design (dt.: Gestaltung ) bedeutet meist Entwurf oder Formgebung.. 2 Zu den Anforderungen an ein solches Marktdesign vergleiche: eine Begriffsdefinition findet sich etwa bei: r2 b energy consulting, Endbericht Leitstudie Strommarkt Arbeitspaket Funktionsfähigkeit EOM & Impact-Analyse Kapazitätsmechanismen vom , S. 1 und 12 ff. 3 Vgl. dazu den obigen Beitrag von Fietze (in dieser EWeRK-Ausgabe). 4 BMWi, Ein Strommarkt für die Energiewende, Diskussionspapier (Grünbuch) Stand Oktober 2014, S. 53 und BMWi, Zentrale Vorhaben Energiewende für die 18. Legislaturperiode (10-Punkte-Energie- Agenda des BMWi), S Energy Act 2013 vom , abrufbar unter: 6 Vgl. Rosenthal, ET 2014, S. 120 ff. 7 Vgl. Kapitel 2 des Energy Act Vgl. Kapitel 3 des Energy Act 2013, sowie die konkretisierenden Capacity Market Rules 2014 und Electricity Capacity Regulations Vgl. Schedule 2 (investment contracts) und Kapitel 2, Part 2 (CfDs) des Energy Act Vgl. Section 78 and Schedule 20 des Finance Act EWeRK 6/20142 EU-Binnenmarkt, Beihilfenrecht, nationales Strommarktdesign und Versorgungssicherheit Riewe Aufsätze fungsmaßstab wurden erstmals die neuen Leitlinien für staatliche Umwelt- und Energiebeihilfen (EEAG) herangezogen. Im Folgenden werden die Kommissionsentscheidungen in gebotener Kürze dargestellt und daran anschließend potentielle Konsequenzen für den deutschen Findungsprozess in puncto Strommarktdesign beleuchtet. Der Fokus liegt dabei auf den für die deutsche Diskussion relevanten Themen EE- Förderung, CO 2 -Reduktionsziele und Kapazitätsmechanismen. I. Kommissionsentscheidung Contracts for Difference (CfD) für Erneuerbare Energien 12 Im Zentrum der Strommarktreform steht die Umstellung der finanziellen Förderung für erneuerbare Energien auf sog. Differenzkontrakte (CfD). 1. Ausgestaltung der Förderung über CfD Zum besseren Verständnis ist zunächst auf die Funktionsweise der Differenzverträge einzugehen. 13 Die finanzielle Förderung erfolgt über ein wettbewerblich organisiertes Auktionsverfahren, das grundsätzlich allen Erzeugern von erneuerbaren Energien gemäß dem Grundsatz der Nichtdiskriminierung offensteht. Die Auktionsrunden finden erstmals für die Jahre 2015 und 2016 statt und differenzieren zwischen zwei Gruppen, einerseits den etablierten (Gruppe 1, z.b. Wind Onshore, Photovoltaik und Biomasse) 14 sowie andererseits den neuen, innovativen, d.h. nicht-etablierten Technologien (Gruppe 2, z.b. Wind Offshore, Gezeitenkraftwerke). In einem Bieterverfahren bewerben sich alle zugelassenen Erzeuger mit ihren Geboten (Basispreis) für den Zuschlag bzw. einen CfD. Zum Zuge kommen grundsätzlich die günstigsten Gebote, die das vorhandene Budget (festgelegt durch das Ministerium) ausreizen. Zudem wird administrativ ein technologiespezifischer Basispreis (price strike) festgelegt, der sicherstellt, dass Energieerzeuger einen garantierten Abnahmepreis erhalten. Die bezuschlagten Erzeuger veräußern den erzeugten Strom regulär am Strommarkt (Strombörse) und erhalten immer dann, wenn der erzielte Stromreferenzpreis (durchschnittlicher Großhandelspreis) unterhalb des Basispreises liegt, die Differenz als variable top-up-prämie von einer staatlichen Gegenpartei (CfD Counterparty) ausgezahlt. Insoweit ähnelt das CfD-Modell dem deutschen Marktprämienmodell i.r.d. EEG-Direktvermarktung. Liegt der Stromreferenzpreis oberhalb des Basispreises, muss diese Differenz zurückerstattet werden. Die Finanzierung erfolgt durch eine Umlage auf die Energieversorgungsunternehmen, die die Kosten an den Letztverbraucher weiterreichen. Die Förderung über Prämien auf den Auktionspreis wird für 15 Jahre gewährt. 2. Beihilferechtliche Prüfung der Kommission Die Kommission sieht die selektive, staatliche Bevorzugung erneuerbarer Stromerzeugung durch Prämien auf den Börsenpreis als eine Maßnahme an, die den Wettbewerb auf den Elektrizitätsmärkten und den zwischenstaatlichen Handel beeinträchtigt. Die Zahlungen durch die staatliche CfD-Counter- party stellen dementsprechend tatbestandliche Beihilfen i.s.d. Art. 107 Abs. 1 AEUV dar. Folglich prüft die Kommission die Vereinbarkeit der Beihilfen zur Förderung erneuerbarer Energien anhand der in den Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien (EEAG) genannten allgemeinen (Sektion 3.2.) und spezifischen Voraussetzungen (Sektion 3.3.). Die Verhältnismäßigkeit der CfD ist gegeben, wenn die zugesicherte Zahlung nicht über das Maß hinausgeht, welches zur Erreichung der Zubauziele erforderlich ist, d.h. eine Überkompensation effektiv verhindert wird. Als marktbasiertes, wettbewerbliches Verfahren, das Erzeuger zur Veräußerung der Strommengen am Strommarkt mit entsprechenden Risiken verpflichtet, erfüllen die CfD die in Ziffer 110 der EEAG genannten Voraussetzungen. Da der Basispreis in einem wettbewerblichen Verfahren ermittelt wird und nicht über den administrativen Höchstpreis hinausgehen kann, ist eine Überkompensation ausgeschlossen. Zudem ist ab dem Jahre 2016 sichergestellt, dass im Falle negativer Preise für mehr als 6 Stuna) Beitrag zu einem Ziel von gemeinsamem Interesse, Erforderlichkeit staatlicher Maßnahmen sowie Geeignetheit der Maßnahme Die Erreichung der 2020-Klimaziele sieht die Kommission als ein Ziel von gemeinsamen Interesse i.s.d. Art. 107 Abs. 3 AEUV an, das angesichts des Marktversagens (negative Externalitäten konventioneller Erzeugung und positive Externalitäten klimafreundlicher, innovativer EE-Erzeugung) im Bereich der Erzeugung aus erneuerbaren Energien ohne die staatliche Hilfe nicht mit Sicherheit erreicht werden kann. Um es den Mitgliedstaaten zu ermöglichen, ihre Ziele im Einklang mit den Europa-2020-Zielen zu verwirklichen, geht die Kommission gemäß Ziffer 116 der EEAG davon aus, dass die Beihilfe geeignet ist und die beihilfebedingten Wettbewerbsverfälschungen begrenzt sind, sofern alle anderen Voraussetzungen erfüllt sind. b) Anreizeffekt und Verhältnismäßigkeit der Maßnahme Ein Anreizeffekt liegt vor, wenn die Beihilfe den Empfänger veranlasst, sein Verhalten dahin gehend zu ändern, dass der Umweltschutz nachhaltigen Energien verbessert wird, und diese Verhaltensänderung ohne Beihilfe nicht eingetreten wäre. Ohne die zugesicherte Beihilfe würden Investoren nicht im erforderlichen Umfang in den Zubau erneuerbarer Energien investieren, sodass die CfD einen Anreizeffekt entfalten. 11 Kommission, Mitteilung C 200/01 vom , Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen Kommission, C(2014) 5079 final, vom : Case SA (2014/N) United Kingdom Electricity Market Reform Contract for Difference for Renewables. 13 Vgl. S. 5 ff. der Kommissionsentscheidung sowie für die erste Runde im Jahr die detaillierten Vorgaben des Ministerium für Energie und Umwelt: Contract for Difference: Final Allocation Framework for the October 2014 Allocation Round, vom , abrufbar unter: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/ attachment_data/file/349370/final_allocation_framework.pdf. 14 Bis zum Jahr 2017 ist Biomasse noch Gegenstand eines speziellen Auktionsverfahren. EWeRK 6/3 Aufsätze Riewe EU-Binnenmarkt, Beihilfenrecht, nationales Strommarktdesign und Versorgungssicherheit den die Preise für den gesamten Zeitraum auf Null fallen (Ziffer 124 der EEAG). Die gesonderte Ausschreibung für nicht-etablierte Technologien ist vereinbar mit Ziffer 126 Abs. 5 EEAG. Die Begrenzung auf 15 Jahre stellt sicher, dass die Beihilfen nur bis zur vollständigen Abschreibung der Anlage nach den üblichen Rechnungslegungsstandards gewährt werden (vgl. Ziffer 129 EEAG). Folglich sieht die Kommission die Verhältnismäßigkeit als gegeben an. Mit der Kapazitätsmarkt-Regelung soll sichergestellt werden, dass auch in Zeiten besonders hoher Stromnachfrage der Bedarf gedeckt werden kann, d.h. die Stromversorgungssicherheit als eine der zentralen energiepolitischen Ziele gewährleisc) Vermeidung übermäßiger negativer Auswirkungen auf Wettbewerb/Handel und Transparenz Sofern die Förderung der erneuerbaren Energien zur Erreichung der 2020-Klimaziele mit den Vorgaben der EEAG vereinbar ist, sind Wettbewerbsverfälschungen und Beeinträchtigungen des Handels zwischen Mitgliedstaaten nicht zu erwarten (vgl. Ziffer 116 der EEAG). Durch Veröffentlichungs- und Kalkulationspflichten genügt das Vereinigte Königreich bei den CfD auch den Transparenzerfordernissen. Schließlich kann die Kommission auch keinen Verstoß gegen Art. 110 und Art. 30 AEUV feststellen. Sie kommt somit zu dem Ergebnis, dass die notifizierten Maßnahmen mit Art. 107 Abs. 3 c) AEUV vereinbar sind. II. Kommissionsentscheidung Unterstützung für Offshore-Windfarmen 15 Das vereinigte Königreich hat in engem Zusammenhang mit der generellen Einführung der CfD die spezifische Förderung von 5 Windparks beschlossen. Die Windparks Walney, Didgeon, Hornsea, Burbo Bank und Beatrice stellen 3,3 % der Stromerzeugungskapazitäten des Vereinigten Königreichs. Die spezifische finanzielle Förderung stellt nur eine Übergangsmaßnahme dar, um die Finanzierung und Realisation bei den ausgewählten Großprojekten im Bereich Wind-Offshore sicherzustellen, welche bei einer ausschließlichen Förderung über die CfD (dazu I.) nicht in dem erforderlichen Maße gewährleistet gewesen wäre. Zu der Förderung im Weg der CfD treten zusätzlich Investitionsverträge (Investment Contracts), die den einzelnen Windparkbetreibern zwischen 800 Mio. und 3,4 Mrd. pro Projekt als Investitionsbudget garantieren. Die Prüfung 16 der Kommission fällt ähnlich wie bei den CfD aus. Der Beihilfetatbestand aus Art. 107 Abs. 1 AEUV ist erfüllt. Aber die Förderung der Windparks wird angesichts der relativ geringen Marktanteile der 5 Projekte sowie den dahinterstehenden Betreiberfirmen als mit den Beihilfeleitlinien vereinbar angesehen. Eine unverhältnismäßige Überkompensation oder eine erhebliche Beeinträchtigung von Handel und Wettbewerb im Strombinnenmarkt sei angesichts des Tatsachenvortrages des Vereinigten Königreichs ausgeschlossen. III. Kommissionsentscheidung Capacity Market 17 tet ist. Die britische Regulierungsbehörde OFGEM rechnete erstmalig für den Winter 2015/2016 mit der Gefahr einer Versorgungslücke im Strombereich. 18 Die gesetzliche Grundlagen des zentralen Kapazitätsmarktes sind in Kapitel 3 des Energy Act 2013 zu finden, die durch die Capacity Market Rules sowie Electricity Capacity Regulations konkretisiert werden. 1. Funktionsweise des Kapazitätsmechanismus Die Funktionsweise 21 kann wie folgt charakterisiert werden: Die Netzbetreiber ermitteln in einem jährlichen Kapazitäts- Bericht den Bedarf für mögliche Zusatzkapazitäten und legen den Bericht dem Energieminister vor, um die Freigabe für diesbezügliche Kapazitätsauktionen zu erhalten. 22 Bei Freigabe werden jährlich landesweite Auktionen auf einer Descendingclock- bzw. Pay-as-clear-Basis 23 durchgeführt, um die zur Bedarfsdeckung erforderlichen Kapazitäten zu beschaffen. D.h. über mehrere Auktionsrunden wird ein degressiver Preisfindungsprozess in Gang gesetzt. Es setzen sich die Gebote der letzten Auktionsrunde durch, mit der die Erfüllung der Volumenvorgabe noch sichergestellt ist. Die Bieter erhalten dann einen einheitlichen Preis, nämlich den Preis des zuletzt zum Zuge gekommenen Gebotes. An den Auktionen dürfen sowohl existierende als auch neue Stromerzeuger, Laststeuerungs- Betreiber und Stromspeicher-Betreiber teilnehmen (technologieneutral). Zudem hat sich das Vereinigte Königreich verpflichtet, ab 2015 auch Betreiber von Verbindungsleitungen (d.h. eine Öffnung für ausländische Stromerzeugungskapazitäten) zuzulassen. Für das erste Lieferjahr 2018/19 sollen Kapazitäten von insgesamt 53,3 GW ersteigert werden, davon 50,8 GW in einer Auktion im Dezember Der Restbedarf soll in einer Auktion ein Jahr vor Lieferfrist, d. h. 2017, beschafft werden. Künftige Auktionsmengen werden von der Regierung nach Rücksprache mit dem Netzbetreiber beschlossen. Im Gegenzug für eine regelmäßige Vergütung über die gesamte Laufzeit des Kapazitätsvertrags (sog. capacity agreements) Kommission, vom C(2014) 5074 final, Cases SA (2014/N), SA (2014/N), SA (2014/N), SA (2014/N) & SA (2014/N) United Kingdom Support for five Offshore Wind Farms: Walney, Dudgeon, Hornsea, Burbo Bank and Beatrice. 16 Kommission, vom C(2014) 5074 final, S. 12 ff. 17 Kommission, vom C (2014) 5083 final, Case SA (2014/N) United Kingdom Electricity market reform Capacity market. 18 Rosenthal, ET 2014, S. 120 m.w.n.. 19 Abrufbar unter: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/340046/capacity_market_rules.pdf. 20 Abrufbar unter: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/249564/electricity_capacity_regulations_2014_si.pdf. 21 Vgl. Kommission, vom C (2014) 5083 final, S. 8 ff. 22 Vgl. Teil 3 der Electricity Capacity Regulations 2014, S. 10 f. Electricity Capacity Reports. 23 Abschnitt der Capacity Market Rules 2014.; zu diesem Typus der Auktionsverfahren vgl. Maurer/Barroso, Electricity auctions: An overview of efficient practice (2011), S. 9 ff.; sowie Matthes/Schlemmermeier et al., Fokussierte Kapazitätsmärkte (2012), S. 69 ff., die ebenfalls das Verfahren einer Descending-Clock-Auktion erläutern. 24 Vgl. dazu Teil 5 der Electricity Capacity Regulations 2014, S. 18 ff. 360 EWeRK 6/20144 EU-Binnenmarkt, Beihilfenrecht, nationales Strommarktdesign und Versorgungssicherheit Riewe Aufsätze hinweg, müssen die in den Auktionen erfolgreichen Bieter bei hohem Nachfragedruck (Engpasssituationen) die kontrahierten Kapazitäten zur Verfügung stellen. Bei Schlechterfüllung drohen Vertragsstrafen. Neue Erzeuger können einen Kapazitätsvertrag mit einer Laufzeit von 15 Jahren schließen. Bei anderen Kapazitätsanbietern beträgt die Regellaufzeit grundsätzlich ein Jahr. Insofern wird zwischen Neu- und Bestandsanlagen sinnvoll differenziert, um für längerfristige Investitionen hinreichend Planungssicherheit geben zu können. Die Zahlung wird über eine staatliche Einrichtung (Capacity Market Settlement Body) koordiniert und von den Energieversorgungsunternehmen erhoben, welche die Kosten ihrerseits an die Letztverbraucher weiterreichen. 2. Beihilferechtliche Prüfung durch die Kommission Zunächst widmet sich die Kommission der Frage, ob eine tatbestandliche Beihilfe i.s.d. Art. 107 Abs. 1 AEUV vorliegt. a) Vorliegen einer Beihilfe i.s.d. Art. 107 Abs. 1 AEUV In Einklang mit der Rechtsprechung des EuGH 25 zum Tatbestandsmerkmal Staatlichkeit der Mittel 26 führt die Kommission aus, dass dem Beihilfebegriff alle unmittelbar vom Staat gewährten Vorteile sowie diejenigen, die über eine vom Staat benannte oder errichtete öffentliche oder private Einrichtung gewährt werden, unterfallen. Die Finanzierung der Kapazitätszahlungen wird durch den staatlich eingerichteten Capacity Market Settlement Body koordiniert, sodass der Staat die Mittel, die von den Energieversorgungsunternehmen über eine Umlage erhoben werden unter seiner Kontrolle hat. Die an die Erzeuger ausgekehrten Mittel werden dementsprechend von einer staatlich eingerichteten Einrichtung des Privatrechts gewährt. Das Kriterium der Staatlichkeit stellt mithin kein wirkliches Problem dar. Über Kapazitätszahlungen erhalten die begünstigten Unternehmen ökonomische Vorteile, die sie unter den normalen Bedingungen des Strommarktes (Energy-Only) nicht erhalten würden. Die Kapazitätszahlungen erfüllen damit auch das Merkmal der Selektivität. Soweit die Unternehmen auf den Erzeugungsmärkten in einem europaweiten Wettbewerb zueinander stehen, sind nationale Kapazitätszahlungen geeignet, den Wettbewerb und zwischenstaatlichen Handel zu beeinträchtigen. Konsequent bewertet die Kommission den Kapazitätsmarkt in dieser Ausgestaltung als eine tatbestandliche Beihilfe i.s.d. Art. 107 Abs. 1 AEUV. b) Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt Folglich prüft die Kommission die Vereinbarkeit der Kapazitätsmarkt-Beihilfen anhand der in den Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien (EEAG) genannten allgemeinen (Sektion 3.2.) und hinsichtlich angemessener Erzeugungskapazitäten spezifischen Voraussetzungen (Sektion 3.9.). aa) Beitrag zu einem Ziel von gemeinsamem Interesse und Erforderlichkeit staatlicher Maßnahmen Die Gewährleistung einer angemessenen Stromerzeugung durch Kapazitätsmechanismen kann unter engen Vorausset- zungen als ein Ziel von gemeinsamen Interesse angesehen werden. Allerdings fordert die Kommission in Einklang mit den EEAG, dass Kapazitätsprobleme genau quantifiziert, mit den Analysen von ENTSO-E in Einklang stehen müssen. Ferner ist das zugrundeliegende Marktversagen präzise zu analysieren und die ergriffenen Maßnahmen müssen auf das Beheben des festgestellten Marktversagens abzielen. 27 In diesen Punkten habe das Vereinigte Königreich dezidiert und in Einklang mit dem jüngsten System Adequacy Report 28 von ENTSO-E nachgewiesen, dass die Versorgungssicherheit durch die Gewährleistung ausreichender Erzeugungskapazitäten in den Jahren 2018/2019 konkret gefährdet sei, da die Reservekapazitäten ab diesem Zeitpunkt auf ein kritisches Niveau absinken würden. Die beabsichtigten Maßnahmen Kapazitätsauktionen adressieren diese Kapazitätslücke und verfolgen ein Ziel von gemeinsamen Interesse. Zudem habe das Vereinigte Königreich konkret dargelegt, dass aufgrund von Marktversagen im bestehenden Strommarkt diese Kapazitäten nicht zugebaut würden. Die Kommission geht vorläufig davon aus, dass Versorgungssicherheit i.s. angemessener Stromerzeugungskapazitäten ein öffentliches Gut darstellt und Investoren im Erzeugungssegment dem Phänomen des sog. Missing-Money ausgesetzt werden. Der Kapazitätsmarkt sei geeignet, die erforderlichen Kapazitäten in das Versorgungssystem zu bringen und den Investoren gesicherte Zahlungsströme zu eröffnen, um die entsprechenden Investitionen zu tätigen. Gleichwohl weist die Kommission darauf hin, dass über eine Flexibilisierung der Nachfrage, den Stromaustausch durch Interkonnektoren und eine konsequente Weiterentwicklung des Strommarktes diese Marktversagensgründe ebenfalls adressiert werden können und müssen. Folglich könne die Einführung des Kapazitätsmarktes nur als erforderlich gebilligt werden, weil das Vereinigte Königreich diese ergänzenden Maßnahmen ebenfalls in Angriff nehme. bb) Geeignetheit und Anreizeffekt Die Geeignetheitsprüfung berücksichtigt, ob (1) die Maßnahme mit anderen Maßnahmen zur Behebung des Marktversagens vereinbar ist, ob (2) der Ausgleich ausschließlich für die Bereitstellung der Erzeugungskapazität gewährt wird, ob sich (3) die Maßnahme sowohl an etablierte als auch künftige Erzeuger sowie an Betreiber, die substituierbare Technologien (z. B. Laststeuerung oder Speicherlösungen) einsetzen, richtet und ob (4) ausreichend berücksichtigt worden ist, in welchem Umfang Verbindungskapazitäten genutzt werden könnten, um ein etwaiges Kapazitätsproblem zu beheben U.a. EuGH, Urteil vom , Rs. C-78/76, Rn. 21 Steinike & Weinling; EuGH, Urteil v , Rs. C-379/98, Slg. 2001, I 2099, Rn. 58. PreussenElektra. 26 Grundlegend dazu Soltèsz, MünchKommBeih/VgR (2011), Art. 107 AEUV, Rn. 239 ff.; aktuell Säcker/Schmitz, Die Staatlichkeit der Mittel im Beihilfenrecht, NZKarT 6/2014, S Vgl. die EEAG 2014 unter Ziffer und sowie die Kommissionsentscheidung auf S. 31, Rz ENTSO-E, "SCENARIO OUTLOOK AND ADEQUACY FORECAST ", vom Abschnitt der EEAG. EWeRK 6/5 Aufsätze Riewe EU-Binnenmarkt, Beihilfenrecht, nationales Strommarktdesign und Versorgungssicherheit Die Kommission sieht alle Punkte als erfüllt an. Die laufende Reform der sog. Electricity Cash-Out Arrangements, welche auf Ebene der Ausgleichsenergie in den Bilanzkreisen für mehr Knappheitssignale sorgen sollen, werde nicht behindert. Bestandteil der Kapazitätszahlung sei nur der reine Leistungspreis für die Kapazitätsbereitstellung ( /MW). Der Kapazitätsmarkt sei technologieoffen ausgestaltet, fördere explizit das Nachfragemanagement und lasse auch moderne Speichertechnologien zu. Schließlich würden für die Zukunft auch ausländische Stromerzeugungskapazitäten über Interkonnektoren Berücksichtigung finden. Der Anreizeffekt liege darin, dass das Funktionieren des Strommarktes auf der Basis ausreichender Kapazitätsreserven sichergestellt werde. cc) Angemessenheit Gemäß Abschnitt der EEAG sind angemessene Renditen immer dann zu erwarten, wenn eine klar auf das definierte Ziel zugeschnittene Ausschreibung mit eindeutigen, transparenten und diskriminierungsfreien Kriterien erfolgt und sichergestellt ist, dass keine Zufallsgewinne (Windfall- Profits) anfallen können. Der geplante Kapazitätsmarkt ist umfassend, technologieneutral und basiert auf einem wettbewerblichen Auktionsverfahren kann mithin als transparent und nicht-diskriminierend angesehen werden. Die wettbewerbliche Ausrichtung sorgt dafür, dass eine Überkompensation, die über das erforderliche Maß hinaus ginge, vermieden wird. dd) Vereinbarkeit mit Art. 110 und Art. 30 AEUV Der Umlagemechanismus stellt keine zollgleiche Abgabe i.s.d. Art. 110 AEUV dar. Ein Verstoß gegen die Warenverkehrsfreiheit wird knapp abgelehnt, da die derzeitige Situation auf dem Strommarkt die vorrangige Berücksichtigung nationaler Erzeugungskapazitäten zunächst noch erforderlich mache, das Vereinigte Königreich aber für die Zukunft den Kapazitätsmarkt auch ausländischen Kapazitäten öffnen werde. IV. Kommissionsentscheidung Atomreaktor Hinkley Point C 30 Mit etwas Verzögerung hat die Kommission am auch die höchst umstrittene 31 Betriebsbeihilfe für Bau und Betrieb des Atomkraftwerks Hinkley Point C in Somerset genehmigt. Die Beihilfe wird mittels eines privatrechtlichen Vertrags zwischen der Regierung des Vereinigten Königreichs und dem Investor NNBG, einer 100%igen Tochtergesellschaft von Electricité de France (EDF) gewährt und zwar in zweierlei Form. Einerseits wird über den Differenzkontrakt (CfD) mit einer Laufzeit von 35 Jahren ab Inbetriebnahme des Kernkraftwerksein ein Mindestpreis (strike price) i.h.v. 92,50 /MWh zugesichert. 32 Der zugesicherte Mindestpreis liegt damit zweifach über dem aktuellen Börsenpreis für Strom. Zudem kommt der Betreiber NNBG in den Genuss einer staatlichen Bürgschaft für sämtliche Darlehen, die er auf den Finanzmärkten für den Bau des Kraftwerks aufnimmt. Die Kommission hat ihre Freigabe insbesondere auf die seitens Großbritanniens überarbeitete Beihilfemaßnahme gestützt. Ab einer gewissen Mindestkapitalrendite werden nun die über die gesamte Betriebsdauer erwirtschafteten Gewinne des Investors mit der Behörde geteilt, die die Unterstützung gewährt. Daneben sei die ursprünglich zu niedrig bemessene Bürgschaftsgebühr um 1, 3 Mrd. angehoben worden. Mit diesen Änderungen werde die staatliche Beihilfe in einem angemessenen Verhältnis zum angestrebten Ziel stehen, und übermäßige Wettbewerbsverzerrungen im Binnenmarkt würden vermieden. Außerdem verringere sich dadurch auch der finanzielle Beitrag der britischen Bürger zu diesem Projekt. 33 Ihre ursprünglichen Bedenken 34 hat die Kommission vor diesem Hintergrund fallen lassen. 35 Aus wettbewerbsrechtlicher Perspektive stößt die Entscheidung auf Skepsis. Eine voll entwickelte, streng genommen nicht mehr marktfähige Technologie wird durch einen staatlicherseits garantierten Mindestpreis auf Kosten der Stromverbraucher subventioniert. V. Kommissionsentscheidung Kostenausgleich für CO2-Preisuntergrenze (Carbon Price Floor) 36 In Ergänzung zum Europäischen Emissionshandelssystem (EU-ETS) hat das Vereinigte Königreich eine Steuer (Carbon Price Support rates CPS) auf CO 2 -intensive Brennstoffe eingeführt, um eine Preisuntergrenze (Carbon Price Floor CPF) für CO 2 zu installieren. Die Preisuntergrenze soll Anreize für eine CO 2 -arme Stromerzeugung schaffen und das mit den CO 2 - Emissionszertifikaten im Rahmen des EU-ETS gesetzte Preissignal verstärken. Die CPS unterstützen den ETS-Zertifikatspreis und sind direkt an diesen geknüpft. Die Steuer wird auf die Endkunden abgewälzt, wirkt sich damit strompreiserhöhend aus. Deshalb wird ab dem 1. April 2014 besonders energieintensiven Unternehmen einen Ausgleich für diese indirekten Kosten gewährt. 30 Case SA Im Zentrum der Kritik stand, dass der privatrechtliche Vertrag unter Außerachtlassung anderer Technologien gegen die sekundärrechtlichen Vorgaben aus Art. 7 und Art. 8 der Strombinnenmarkt-Richtlinie 2009/72/EG verstoße, vgl. dazu Greenpeace, Memorandum vom ; daneben wurde das Vorliegen eines Gemeinschaftszieles, die Erforderlichkeit und die Verhältnismäßigkeit der Beihilfe verneint vgl. dazu BEE, Stellungnahme nach Art. 108 Abs. 2 AEUV zum Investitionsvertrag (Vorform des Contract for Difference ) für das neue Kernkraftwerk Hinkley Point C vom , S. 9 ff.; sowie Fouquet, Gutachten i.a. des Bundesministeriums für Land und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft des Landes Österreich vom , S. 12 ff. 32 Vgl. section 10 of the Energy Act Vgl. die Pressemitteilung (IP ) der Kommission vom Im Brief an Großbritannien hatte die Kommission sowohl die Tatbestandlösung der Altmark-Trans-Rspr. des EuGH als auch die Rechtfertigung der tatbestandlichen Beihilfe über Art. 106 Abs. 2 AEUV (Dienstleistung im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse DAWI) in Zweifel gezogen, vgl. Kommission, vom C(2013) 9073 final, Rn. 95 ff. und Rn. 197 ff. 35 Die genauen Entscheidungsgründe waren zum Zeitpunkt der Niederschrift noch nicht veröffentlicht. 36 Kommission, Entscheidung vom C (2014) 3136 final, Case SA (2014/N) United Kingdom Aid for indirect Carbon Price Floor costs. 362 EWeRK 6/20146 EU-Binnenmarkt, Beihilfenrecht, nationales Strommarktdesign und Versorgungssicherheit Riewe Aufsätze Die Kommission hat diese Ausgleichszahlungen aus dem britischen Staatsbudget ebenfalls unter Beihilfegesichtspunkten geprüft. Im Ergebnis jedoch festgestellt, dass die Maßnahme voll und ganz mit den Grundsätzen der EEAG 2014 (Abschnitt Rdn. 179 und 180) im Einklang steht. 37 Die Beihilfe komme ausschließlich Sektoren und Teilsektoren zugute, die im Anhang II der Leitlinien genannt würden. Die Beihilfeintensität und die Beihilfehöchstintensitäten werden im Einklang mit den Randnummern 27 bis 30 der ETS-Beihilfeleitlinien 38 errechnet und eine Überkompensation werde wirksam verhindert. VI. Konsequenzen für die deutsche Suche nach einem zukunftsfähigen Strommarktdesign Der Umstand, dass nahezu alle tragenden Säulen der Energiemarktreform des Vereinigten Königreichs bei der Kommission in Brüssel gelandet sind, zeigt eines sehr deutlich: Regulatorische Eingriffe, die zur Bewältigung der Energiewende für notwendig erachtet werden, müssen sehr kritisch auf ihre beihilferechtliche Zulässigkeit überprüft und zwingend der Kommission zur Notifizierung vorgelegt werden. Das beihilferechtliche Regime der Art. 107 ff. AEUV und flankierend die neuen EEAG 2014 erweisen sich somit als das zentrale Instrumentarium der EU, um Einfluss auf die nationalen Fördersysteme im Energiesektor nehmen zu können. Der beihilferechtliche Maßstab räumt der Kommission dabei ein weites Gestaltungs- und Beurteilungsermessen ein und erlaubt flexible Lösungen. 39 Gerade mit Blick auf die Rechtsqualität der EEAG muss aber kritisch hinterfragt werden, ob diese Kommissionspraxis mit rechtsstaatlichen Gepflogenheiten und der Kompetenzaufteilung aus Art. 194 Abs. 1 und 2 AEUV zu vereinbaren ist. 40 Streng genommen können Beihilfeverfahren und Mitteilungen zum Beihilfebegriff bzw. Leitlinien für Umwelt- und Energiebeihilfen kein adäquater Ersatz für eine notwendige EU-Energiepolitik sein. 41 Die Beihilfeaufsicht wird zum Hebel zur Verwirklichung regulatorischer Politik und greift de facto in die Zuständigkeit des Normgebers ein. 42 So kritisch man die exekutive Allzuständigkeit 43 der Kommission auch sehen mag. Im Ergebnis führt für die Bundesregierung bei der Entwicklung des zukünftigen Marktdesigns kein Weg daran vorbei, in enger Kooperation mit Brüssel voranzuschreiten und europäisch zu denken. Die Kommissionsentscheidungen verdeutlichen aber auch, dass die EEAG den Mitgliedstaaten mitunter hinreichende Handlungsspielräume bei der Ausgestaltung ihrer nationalen Energiepolitik belassen. Selbst die überdimensionierten und vermeintlich aus der Zeit gefallenen Beihilfen für Bau und Betrieb des Atomkraftwerks Hinkley Point C wurden unter Klima- und Versorgungssicherheitsaspekten von der Kommission gebilligt. Der Souveränitätsvorbehalt aus Art. 194 Abs. 2 UAbs. 2 AEUV betreffend die Wahl zwischen verschiedenen Energiequellen und die Bestimmung der allgemeinen Struktur der Energieversorgung findet (über dogmatisch wenig nachvollziehbare Umwege) auch Eingang in die beihilferechtliche Würdigung der Kommission. Bei der Förderung der erneuerbaren Energien hat der Gesetzgeber mit dem EEG 2014 die richtigen Weichenstellungen getroffen. Die Pilotausschreibungen für PV-Freiflächenanlagen ( 55 und 88 EEG 2014) ebnen wettbewerblichen Ausschreibungsverfahren für alle anderen Technologien den Weg. Dabei gilt es das Spannungsverhältnis von technologiespezifischen (hohe Realisierungswahrscheinlichkeit aber geringer Preiswettbewerb) und technologieneutralen (hoher Preiswettbewerb und Selektion zum Nachteil der Akteurs- und Technologievielfalt) Ausschreibungen gegeneinander abzuwägen. Das britische Modell, das zwischen etablierten und nicht-etablierten Technologien unterscheidet, kann als ein mögliches Vorbild herhalten. Die Frage, wie mit der geringen Steuerungsfunktion des europäischen Emissionshandelssystem umzugehen ist, beantwortet Großbritannien auf nationaler Ebene über einen steuerbasierten Mindestpreis (Carbon Price Floor). Auch in Deutschland wird die Erforderlichkeit weiterer Maßnahmen zur Erfüllung der CO 2- Reduktionsziele gesehen. In diesem Zusammenhang sind die jüngsten Ankündigungen aus dem Eckpunktepapier des BMWi zu beachten, wonach die EVU bis 2020 mindestens 22 Millionen Tonnen Kohlendioxid (CO 2 ) einsparen sollen. 44 Zudem setzt sich die Bundesregierung auf europäischer Ebene für eine vorgezogene Einführung der Marktstabilitätsreserve ein, die Überschüsse aus dem Markt herausnimmt und gemäß Kommissionsvorschlag ab dem Jahre 2021 eingerichtet werden soll. 45 Dieses Engagement istsehr zu begrüßen. Denn angesichts der zentralen und effizienten Steuerungsfunktion des europäischen Emissionshandelssystems sollte eine Stabilisierung auf europäischer Ebene grundsätzlich Vorrang vor nationalen Zusatzmaßnahmen haben. Bei der Gewährleistung von Versorgungssicherheit scheint die Politik dagegen noch unentschlossen. Im von der Brache mit Spannung erwarteten Grünbuch zum Strommarktdesign hat 37 Vgl. dazu ausführlich die Kommissionsentscheidung C(2014) 3136 final, Case SA.35449, S. 6 ff. 38 Kommission, Mitteilung vom C 158/04, Leitlinien für bestimmte Beihilfemaßnahmen im Zusammenhang mit dem System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten nach Gundel, Anmerkung zu EuGH Rs. Alands Vindkraft, RdE 2014, S. 390 (387); Vgl. auch EuGH, Urteil vom Rs. C-J028/96, Slg 2000, I Jadekost (Rz. 62 nach juris). 40 Der Vorwurf einer Kompetenzerweiterung durch die Hintertür steht im Raume, vgl. dazu ausführlich Fuchs/Peters, RdE 2014, S. 414 f. m.w.n. 41 So Burgi/Wolff, EuZW 2014, S. 653, die das Exekutivhandeln kritisch sehen und auf die Kompetenznorm des Art. 194 Abs. 2 AEUV verweisen. 42 Nettesheim NJW 2014, S (1852); ähnlich auch Soltész, NJW 2014, S ff. 43 Vgl. Soltész, NJW 2014, S (3132). 44 Das Eckpunktepapier "Entscheidungsbedarf Energie- und Klimakabinett am 3. Dezember 2014" sieht ein gesetzliches Einsparziel vor. Vgl. Spiegel-online.de vom : Klimaschutz: Regierung will Energiekonzerne zu CO2-Einsparung zwingen. 45 Vgl. Kommission, COM(2014) 20 final vom , Vorschlag für einen BESCHLUSS DES EUROPAÏSCHEN PARLAMENTS UND DES RATES über die Einrichtung und Anwendung einer Marktstabilitätsreserve für das EU-System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten und zur Änderung der Richtlinie 2003/87/EG und die Angaben des BMWi unter: Industrie/Industrie-und-Umwelt/klimaschutz,did= html. EWeRK 6/ Mehr anzeigen
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