2012/539/EU: Durchführungsbeschluss der Kommission vom 26. September 2012 zur Freistellung der Erzeugung von und des Großhandels mit Strom aus konventionellen Quellen in der Makrozone Nord und der Makrozone Süd in Italien von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste und zur Änderung des Beschlusses 2010/403/EU der Kommission (Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2012) 6665) Text von Bedeutung für den EWR

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5.10.2012 DE Amtsblatt der Europäischen Union L 271/4 DURCHFÜHRUNGSBESCHLUSS DER KOMMISSION vom 26. September 2012 zur Freistellung der Erzeugung von und des Großhandels mit Strom aus konventionellen Quellen in der Makrozone Nord und der Makrozone Süd in Italien von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste und zur Änderung des Beschlusses 2010/403/EU der Kommission (Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2012) 6665) (Nur der italienische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR) (2012/539/EU) DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION — gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, gestützt auf die Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 31. März 2004 zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (1), insbesondere auf Artikel 30 Absätze 5 und 6, gestützt auf den per E-Mail vom 29. März 2012 übermittelten Antrag von EniPower S.p.A. (im Folgenden „EniPower“), in Erwägung nachstehender Gründe: I. SACHVERHALT (1) Am 29. März 2012 übermittelte EniPower der Kommission per E-Mail einen Antrag gemäß Artikel 30 Absatz 5 der Richtlinie 2004/17/EG. Die Kommission unterrichtete die italienischen Behörden am 11. April 2012 über den Eingang des Antrags und ersuchte sie mit E-Mail vom 25. Mai und vom 25. Juli 2012 und EniPower per E-Mail vom 25. Mai 2012 um weitere Informationen. Zusätzliche Informationen wurden von den italienischen Behörden per E-Mail vom 20. Juni 2012, vom 21. Juni 2012 und vom 8. August 2012 sowie von EniPower per E-Mail vom 20. Juni 2012 übermittelt. (2) Der von EniPower gestellte Antrag betrifft Stromerzeugung und -großhandel innerhalb des italienischen Hoheitsgebiets mit Ausnahme Sardiniens und Siziliens. II. RECHTLICHER RAHMEN (3) Nach Maßgabe des Artikels 30 der Richtlinie 2004/17/EG fallen Aufträge, die die Ausübung einer der Tätigkeiten, auf die die Richtlinie Anwendung findet, ermöglichen sollen, nicht unter die Richtlinie, wenn die Tätigkeit in dem Mitgliedstaat, in dem sie ausgeübt wird, auf Märkten mit freiem Zugang unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist. Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, wird anhand objektiver Kriterien unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale des betreffenden Sektors ermittelt. Der Zugang zu einem Markt gilt als frei, wenn der betreffende Mitgliedstaat die einschlägigen EU-Rechtsvorschriften zur Öffnung eines bestimmten Sektors oder Teilsektors für den Wettbewerb umgesetzt hat und anwendet. Diese Rechtsvorschriften sind in Anhang XI der Richtlinie 2004/17/EG aufgeführt. Für den Stromsektor handelt es sich um die Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (2). Die Richtlinie 96/92/EG wurde von der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG (3) abgelöst, die wiederum durch die Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (4) ersetzt wurde. (4) Italien hat sowohl die Richtlinie 96/92/EG als auch die Richtlinie 2003/54/EG und die Richtlinie 2009/72/EG umgesetzt und wendet sie an. Daher sollte gemäß Artikel 30 Absatz 3 Unterabsatz 1 der Zugang zum Markt im gesamten Hoheitsgebiet Italiens als nicht eingeschränkt gelten. (5) Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, sollte anhand verschiedener Indikatoren beurteilt werden, von denen keiner für sich genommen notwendigerweise den Ausschlag gibt. Hinsichtlich der Märkte, die dieser Beschluss betrifft, ist der kumulierte Marktanteil der Hauptakteure auf einem bestimmten Markt ein Kriterium, das berücksichtigt werden sollte. Ein weiteres Kriterium ist der Konzentrationsgrad auf diesen Märkten. Angesichts der Merkmale der betrachteten Märkte sollten zusätzliche Kriterien berücksichtigt werden, z. B. das Funktionieren des Ausgleichsmarktes, der Preiswettbewerb und das Ausmaß, in dem Kunden den Versorger wechseln. (6) Dieser Beschluss lässt die Anwendung der Wettbewerbsvorschriften unberührt. III. WÜRDIGUNG (7) Der Stromgroßhandel in Italien findet an der Börse — im Wege von Spot- oder Terminkontrakten — oder bilateral statt. (8) Der Spotmarkt setzt sich zusammen aus dem Day-Ahead-Markt (Mercato del Giorno Prima — MGP), auf dem Strom für den folgenden Tag gehandelt wird, und dem Intra-Day-Markt (Mercato Infragiornaliero), auf dem Betreiber eine Anpassung ihrer Verkäufe und Einkäufe für den Handel auf dem Day-Ahead-Markt und dem Markt für Systemdienstleistungen (Mercato dei Servizi di Dispacciamento) vornehmen können. Auf letzterem beschafft Terna — der italienische Übertragungsnetzbetreiber — die für die Verwaltung und Überwachung des Systems erforderlichen Ressourcen, um Engpässe innerhalb einer Zone bewältigen, Energiereserven aufbauen und das System in Echtzeit ins Gleichgewicht bringen zu können. (9) Terminkontrakte werden auf regulierten Märkten ausgehandelt: auf dem Stromterminmarkt (Mercato a Termine — MTE), an der italienischen Energiederivate-Börse (IDEX) und/oder auf außerbörslichen Plattformen (OTC). Die italienische Energiederivate-Börse ist eine Plattform für den Handel mit Instrumenten auf der Grundlage des durchschnittlichen Kaufpreises (nationaler Einheitspreis). (10) Nach den neuesten verfügbaren Informationen ist Erdgas mit einem Anteil von mehr als der Hälfte an der Stromerzeugung der wichtigste Brennstoff in Italiens Strommix. An zweiter Stelle folgen mit einem Anteil von 28 % an der Stromerzeugung im Jahr 2011 die erneuerbaren Energieträger, wobei 55 % auf Wasserkraft, 12 % auf Windkraft, 13 % auf Solarenergie, 13 % auf Bioenergie und 7 % auf Geothermie entfallen (5). Marktabgrenzung Abgrenzung des Produktmarktes (11) Gemäß früheren Kommissionsentscheidungen (6) können im Stromsektor die folgenden einschlägigen Produktmärkte unterschieden werden: i) Erzeugung und Großhandel, ii) Übertragung, iii) Verteilung und iv) Einzelhandel. Während einige dieser Märkte weiter unterteilt werden können, wurde in der bisherigen Entscheidungspraxis der Kommission (7) keine Unterscheidung zwischen einem Stromerzeugungsmarkt und einem Großhandelsmarkt vorgenommen, da die Erzeugung als solche nur eine erste Stufe der Wertschöpfungskette ist, wobei die erzeugten Strommengen über den Großhandelsmarkt vermarktet werden. (12) Der Antrag von EniPower betrifft Stromerzeugung und Stromgroßhandel. Aufgrund der Bewertung durch die italienische Wettbewerbsbehörde (Autorita Garante della Concorenza e del mercato) und die italienische Behörde für Strom und Gas (Autorita per l’energia elettrica e il gas) wird der Großhandelsmarkt definiert als „die von Betreibern, die im Besitz primärer Energiequellen (im Inland erzeugte und importierte Energie) sind, einerseits und industriellen Großkunden (Acquirente Unico und Großhändler) andererseits eingegangenen Kontrakte über den Kauf und Verkauf von Strom“. (13) Der Antragsteller macht geltend, dass für die Zwecke seines Antrags die Analyse des Großhandelsmarktes auf eine Analyse des Day-Ahead-Marktes beschränkt werden könne, da dieser Markt auch die Terminkontrakte umfasse, die in jedem Fall auf dem Day-Ahead-Markt programmiert werden müssten, sobald der Zeitpunkt der physischen Lieferung erreicht sei. Somit gingen die im Rahmen von Terminkontrakten gehandelten Mengen, die physisch ausgeliefert würden, in die Preisbildung auf dem Day-Ahead-Markt ein. Der Antragsteller argumentiert, dass der Intra-Day-Markt eine Fortsetzung des Day-Ahead-Marktes sei und dass die auf dem Intra-Day-Markt gehandelten Mengen im Vergleich zu den auf dem Day-Ahead-Markt gehandelten Mengen lediglich marginal seien. Der Markt für Systemdienstleistungen ist völlig anders organisiert als der Day-Ahead-Markt und der Intra-Day-Markt, da auf diesem Markt Terna die zentrale Gegenpartei ist und die für ein sicheres Management und eine ordnungsgemäße Überwachung des nationalen Systems erforderlichen Ressourcen beschafft. Die italienische Wettbewerbsbehörde (8) und die italienische Behörde für Strom und Gas (9) stimmen der Einschätzung des Antragstellers zu. (14) Im jüngsten Kommissionsbeschluss gemäß Artikel 30 der Richtlinie 2004/17/EG, nämlich im Durchführungsbeschluss 2012/218/EU der Kommission vom 24. April 2012 zur Freistellung der Erzeugung und des Großhandels von Strom aus konventionellen Quellen in Deutschland von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (10), wurde in Bezug auf Stromerzeugung und -großhandel zwischen zwei Produktmärkten unterschieden, und zwar zwischen dem Markt für Strom aus konventionellen Quellen und dem Markt für Strom aus erneuerbaren Quellen (11). Diese Unterscheidung wurde aufgrund der in Deutschland für Energie aus erneuerbaren Quellen geltenden Sonderregelung (12) getroffen. (15) Im Einklang mit dem Durchführungsbeschluss 2012/218/EU wäre zu prüfen, ob der italienische Stromerzeugungs- und -großhandelsmarkt in zwei getrennte Produktmärkte unterteilt werden sollte. Daher wurden der Antragsteller und die italienischen Behörden aufgefordert, sich zu dieser Frage zu äußern. (16) In Italien gelten für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen besondere Bedingungen (13) wie: a) vereinfachtes Verfahren zur Erteilung behördlicher Genehmigungen auf regionaler und lokaler Ebene für mit Strom aus erneuerbaren Quellen betriebene Anlagen; b) festes Netzzugangsentgelt und vorrangige Behandlung; c) Vergütungsanreizsysteme; d) vorrangige Abnahme im Falle gleichwertiger Angebote auf dem Day-Ahead-Markt. (17) Im Rahmen der in Erwägungsgrund 16 Buchstabe c genannten Anreizsysteme kann eines der folgenden Instrumente zur Anwendung gelangen: der CIP6-Mechanismus (14) (Meccanismo CIP6), ein Pauschaltarif (Tariffe Omnicomprensive — FIT), Grüne Zertifikate (Certificati Verdi — CV) oder Energiekonten (Conto Energia — CE). a) Beim CIP6-Mechanismus handelt es sich um einen gesetzlich festgelegten Einspeisetarif für Strom aus erneuerbaren Quellen sowie aus Quellen, „die erneuerbaren Quellen vergleichbar sind“, insbesondere Strom, der in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen erzeugt wird. Von 3,5 GWh, für die der CIP6-Mechanismus im Jahr 2011 in Anspruch genommen wurde, entfiel 1 GWh auf Strom aus erneuerbaren Quellen (15). Der Mechanismus dient zur Deckung von Betriebskosten, Investitionskosten und Brennstoffkosten und sieht darüber hinaus für die ersten 8 Jahre der Lebensdauer eine Anreizkomponente vor. Das System läuft demnächst aus (16). b) Der Pauschaltarif (im Folgenden „FIT-Mechanismus“) gilt für Anlagen mit einer installierten Kapazität von weniger als 200 kW bei Windparks und weniger als 1 MW bei anderen Arten erneuerbarer Quellen. Der Bestand dieses Systems, das eine Alternative zum System der Grünen Zertifikate darstellt, ist für 15 Jahre gesichert, die Teilnahme ist freiwillig. Der Pauschaltarif umfasst den Energiepreis und eine Anreizvergütung. c) Der Mechanismus der Grünen Zertifikate (im Folgenden „CV-Mechanismus“) basiert auf der Vorgabe verbindlicher Quoten für Erzeuger und Importeure von Strom aus konventionellen Quellen, die jährlich eine bestimmte Anzahl Grüner Zertifikate vorlegen müssen. Die Grünen Zertifikate werden dann — in Abhängigkeit von der Quelle der produzierten Energie — Anlagen zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen zugeteilt und können auf einem vom Energiemarkt getrennten Markt gehandelt werden. Die Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Quellen erzielen Einnahmen aus dem Verkauf erneuerbarer Energie sowie — als Anreiz — aus dem Verkauf der Grünen Zertifikate. Der Wert der Grünen Zertifikate bestimmt sich nach dem Verhältnis zwischen Nachfrage (seitens der Erzeuger und Importeure von Strom aus konventionellen Quellen) und Angebot (seitens der Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Quellen). Das System der Grünen Zertifikate findet Anwendung auf Anlagen mit einer Leistung von mehr als 1 MW (ausgenommen Fotovoltaik-Anlagen) und auf Windanlagen mit einer Leistung von mehr als 200 kW. d) Mit dem System der Energiekonten (im Folgenden „CE-Mechanismus“) werden Anreize für die Erzeugung von Fotovoltaikstrom geschaffen, und zwar in Form einer Einspeiseprämie, so dass die Erzeuger zusätzlich zu dem Marktpreis auf dem Day-Ahead-Markt eine Anreizvergütung erhalten. Der Bestand dieses Anreizsystems ist für 20 Jahre gesichert. (18) Den jüngsten vorliegenden Informationen (17) zufolge gilt für 45 % des aus erneuerbaren Quellen erzeugten Stroms (was etwa 12,6 % des im Jahr 2011 insgesamt auf dem Day-Ahead-Markt gehandelten Stroms entspricht) ein regulierter Preis, so dass eine Unabhängigkeit von Stromangebot und -nachfrage gegeben ist. Die übrigen 55 % des aus erneuerbaren Quellen erzeugten Stroms werden direkt auf der Grundlage bilateraler Kontrakte oder an der Börse zum Marktpreis gehandelt. Dennoch können auch hier Anreizsysteme in Form von Grünen Zertifikaten oder von Energiekonten in Anspruch genommen werden. (19) Es ist jedoch festzustellen, dass — wie die italienischen Behörden anmerken (18) — für einen Teil des Stroms aus erneuerbaren Quellen weder Vergütungsanreize gewährt werden noch eine vorrangige Abnahme vorgesehen ist (19). Der entsprechende Strom wird ähnlich wie der konventionelle Strom auf dem Day-Ahead-Markt zu Marktpreisen verkauft. (20) Da Strom aus sämtlichen erneuerbaren Quellen generell bei der Einspeisung Vorrang genießt, kann die Erzeugung solchen Stroms als nachfrageunabhängig angesehen werden (20). (21) Was den unter den IP6-Mechanismus und den FIT-Mechanismus fallenden Strom anbelangt, erfolgen Erzeugung und Einspeisung ebenfalls unabhängig von den Preisen, da die Betreiber Anspruch auf eine gesetzlich festgelegte Zahlung haben. Nach dem CV-Mechanismus oder dem CE-Mechanismus geförderter Strom wird zwar auf dem Großhandelsmarkt zu einem Preis verkauft, der vom Day-Ahead-Markt abhängt, doch wird über den am Markt erzielten Preis hinaus eine Anreizvergütung gezahlt. (22) Im Übrigen erfolgt der Verkauf von Strom aus erneuerbaren Quellen, die unter den CIP6-Mechanismus oder den FIT-Mechanismus fallen, meist über den Energiedienstebetreiber (21) (Gestore dei Servizi Energetici — im Folgenden „GSE“), der den Strom abruft und anschließend auf dem Großhandelsmarkt absetzt. Der Markt unterscheidet sich daher offensichtlich auch von der Nachfrageseite her betrachtet vom Großhandelsmarkt für konventionellen Strom. (23) Die italienische Wettbewerbsbehörde macht geltend, dass der Markt für voll subventionierten Strom aus erneuerbaren Quellen (im Rahmen des CIP6- und des FIT- Mechanismus), der lediglich rund 12 % von Italiens Stromerzeugung ausmacht, kleiner sei als der deutsche Markt für Strom aus erneuerbaren Quellen (14 % des gesamten Strommarktes) und dass man es für nicht angemessen halte, den italienischen Produktmarkt für Strom zu unterteilen, wie dies im Falle Deutschlands geschehen sei. Die Kommission ist jedoch der Auffassung, dass man sich hier nicht auf das De-minimis-Prinzip berufen kann. Auch wenn für 12 % des gesamten Marktes ein garantierter Preis gilt, genießt der auf dem Markt verkaufte Strom aus erneuerbaren Quellen generell Vorrang beim Netzanschluss und bei der Einspeisung; zudem erhält ein Teil der Energieerzeuger auch eine Unterstützung in anderer Form als in Form von garantierten Preisen (z. B. im Rahmen des CE- und/oder des CV-Mechanimus). (24) Die italienische Behörde für Strom und Gas ist der Ansicht, dass der aus erneuerbaren Quellen erzeugte Strom Teil desselben Marktes sei wie der Markt für Strom aus konventionellen Quellen, da der Strom aus erneuerbaren Quellen einen Wettbewerbsdruck auf den Strom aus konventionellen Quellen ausübe. (25) Die Kommission räumt ein, dass von dem aus erneuerbaren Quellen erzeugten Strom ein Wettbewerbsdruck auf die konventionelle Erzeugung ausgeht. Umgekehrt gilt dies jedoch nicht, wie aus den weiter oben, insbesondere in den Erwägungsgründen 19 bis 22, dargelegten Fakten hervorgeht. Außerdem haben weder der Antragsteller noch die italienischen Behörden überzeugende Nachweise beigebracht, die die Annahme untermauern würden, dass der konventionelle Strom einen Wettbewerbsdruck auf den Strom aus erneuerbaren Quellen ausübe. Letzterer kann daher nicht demselben Markt zugeordnet werden wie konventioneller Strom. (26) In Anbetracht der Faktoren, die in den Erwägungsgründen 11 bis 25 geprüft wurden, um zu beurteilen, ob die in Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG festgelegten Bedingungen erfüllt sind, und unbeschadet der Wettbewerbsvorschriften werden hiermit zwei relevante Produktmärkte definiert. Der erste dieser Produktmärkte ist der Markt für die Erzeugung von und den Großhandel mit konventionellem Strom. Für die Zwecke dieses Beschlusses wird der in Erwägungsgrund 19 erwähnte Strom, für den keine Vergütung im Rahmen eines der geltenden Anreizsysteme gezahlt wird und der nicht vorrangig abgenommen wird, obwohl er aus erneuerbaren Quellen stammt, als Teil des Produktmarktes für die Erzeugung von und den Großhandel mit Strom aus konventionellen Quellen betrachtet. Der zweite Produktmarkt wird definiert als der Markt für die Erzeugung von und den Großhandel mit Strom aus erneuerbaren Quellen. Für die Zwecke dieses Beschlusses wird Strom, der aus „erneuerbaren Quellen vergleichbaren“ Quellen stammt und dem in Erwägungsgrund 17 Buchstabe a genannten CIP6-Mechanismus unterliegt, als Teil des Produktsmarktes für die Erzeugung von und den Großhandel mit Strom aus erneuerbaren Quellen betrachtet. Geografische Abgrenzung des Marktes Erzeugung von und Großhandel mit konventionellem Strom (27) In der bisherigen Entscheidungspraxis der Kommission wurden Strommärkte meistens als nationale Märkte (22) oder sogar als Märkte von noch geringerem Umfang (23) definiert. Gelegentlich wurde offen gelassen, ob größere Märkte als nationale Märkte möglich sind (24). (28) Der Strommarkt in Italien war bereits Gegenstand eines anderen Verfahrens gemäß Artikel 30 der Richtlinie 2004/17/EG. Ergebnis war der Beschluss 2010/403/EU der Kommission vom 14. Juli 2010 zur Freistellung der Stromerzeugung und des Stromgroßhandels in Italiens Makrozone Nord und des Stromeinzelhandels für Endkunden mit Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsnetzanschluss in Italien von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (25). Der Antrag wurde von der Compagnia Valdostana delle Acque eingereicht und betraf Stromerzeugung und -großhandel im gesamten italienischen Hoheitsgebiet oder alternativ in der Makrozone Nord. Zur Beurteilung, ob die in Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG festgelegten Bedingungen erfüllt waren, beschränkte die Kommission ihre Prüfung auf die Wettbewerbssituation in Bezug auf Stromerzeugung und -großhandel im Gebiet der Markozone Nord. Die italienischen Behörden bestätigten seinerzeit, dass die Abgrenzung der Makrozone Nord als ein relevanter Markt gültig bleibe. Jedoch wurde Folgendes angemerkt: „… da derzeit allerdings Änderungen anstehen, ist die Abgrenzung der verbleibenden Makrozonen zurzeit nicht eindeutig und bis zum Abschluss umfassender Untersuchungen ist eine endgültige Beurteilung des Wettbewerbs auf diesen geografischen Märkten momentan nicht möglich.“ (29) Nach Ansicht des Antragstellers sollte der geografische Markt neu definiert werden, nachdem es sowohl bei der Konfiguration des Übertragungsnetzes als auch bei der Struktur von Angebot und Nachfrage zu großen Veränderungen gekommen sei. Konkret waren in den vergangenen drei Jahren auf der Angebotsseite erhebliche Zugänge neuer Kapazitäten aus Kombi-Prozessen in den nördlichen und südlichen Regionen des Landes, hoch effizienter Kohlekraftkapazitäten in Mittelitalien und von Kapazitäten aus erneuerbaren Quellen in den südlichen Gebieten sowie in Sardinien und Sizilien zu verzeichnen. Was die Nachfrageseite betrifft, ist aufgrund der Wirtschaftskrise seit 2008 in allen Wirtschaftssektoren ein Nachfragerückgang festzustellen. Daher definiert der Antragsteller den relevanten geografischen Markt für Stromerzeugung und -großhandel als gesamtes Hoheitsgebiet Italiens mit Ausnahme Sardiniens und Siziliens (im Folgenden „italienisches Festland“). (30) Im Jahr 2005 haben die Behörde für Strom und Gas und die Wettbewerbsbehörde eine eingehende Analyse des geografischen Strommarktes in Italien durchgeführt. Die Ergebnisse wurden in einer Studie zur Bestandsaufnahme der Liberalisierung im Stromsektor („Indagine Conoscitiva sullo stato della liberalizzazione nel settore dell’energia elettrica e del gas naturale (IC22)) präsentiert. Im Rahmen dieser Analyse wurden vier unterschiedliche geografische Märkte definiert: a) die Makrozone Nord (die aus dem Norden (26) und den kleineren Produktionsstandorten Turbigo und Monfalcone besteht); b) die Makrozone Süd, die das übrige italienische Festland (bestehend aus drei Zonen — Mitte-Norden (27), Mitte-Süden (28), Süden und Kalabrien (29)) sowie die kleineren Produktionsstandorte Piombino, Rossano und Brindisi) umfasst; c) die Makrozone Sizilien (die Sizilien und den kleineren Produktionsstandort Priolo umfasst); d) die Makrozone Sardinien. (31) Gestützt auf die in Erwägungsgrund 30 erwähnte Analyse und die aktuellen Marktdaten für den Zeitraum 2008-2011, nannte der Antragsteller folgende Indikatoren: a) Auslastung der Übertragungskapazitäten zwischen einzelnen Zonen, ausgedrückt in Stunden, in denen Engpässe bestehen (Anzahl der Stunden, während deren die maximale Übertragungskapazität zwischen zwei aneinander angrenzenden Zonen erreicht wird); eine geringe Häufigkeit von Engpässen zwischen aneinander angrenzenden Zonen bedeutet, dass sie demselben geografischen Markt zuzurechnen sind, da im betreffenden Gebiet homogene Wettbewerbsbedingungen herrschen; häufige Engpässe hingegen sind als Indiz für eine gewisse Marktfragmentierung und die mögliche Existenz nichthomogener Wettbewerbsbedingungen im betreffenden Gebiet zu werten; b) Preisdifferenzen und Preiswettbewerb zwischen den Zonen; c) Prüfung der Restnachfrage, definiert als die Differenz zwischen der Gesamtnachfrage in einer Zone und den maximal möglichen Importen aus angrenzenden Zonen. (32) Die italienischen Behörden wurden aufgefordert, zur derzeitigen Abgrenzung des relevanten geografischen Marktes für Italien Stellung zu nehmen. Die italienische Behörde für Strom und Gas bekräftigte, dass die in der Studie von 2005 zur Bestandsaufnahme der Liberalisierung im Stromsektor enthaltene Definition des relevanten geografischen Marktes ihre Gültigkeit bewahrt habe, und meinte, der relevante geografische Markt solle aufgrund der ihr vorliegenden Daten für die Zwecke dieses Freistellungsverfahrens in vier Makrozonen unterteilt werden: die Makrozone Nord, die Makrozone Süd, die Makrozone Sizilien und die Makrozone Sardinien. (33) Die italienische Wettbewerbsbehörde schloss sich der Auffassung der Behörde für Strom und Gas an. Sie räumte zwar ein, dass einige der ursprünglich vorhandenen Netzengpässe infolge der von Terna getätigten Investitionen behoben worden seien, dennoch habe die Entwicklung des Verhältnisses zwischen Angebot (Aufbau neuer Produktionskapazi