Beschluss (EU) 2017/503 der Kommission vom 8. November 2016 über die Beihilferegelung SA.39621 2015/C (ex 2015/NN) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2016) 7086) (Text von Bedeutung für den EWR. )

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29.3.2017 DE Amtsblatt der Europäischen Union L 83/116 BESCHLUSS (EU) 2017/503 DER KOMMISSION vom 8. November 2016 über die Beihilferegelung SA.39621 2015/C (ex 2015/NN) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2016) 7086) (Nur der französische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR) DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION — gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, insbesondere auf den Artikel 108 Absatz 2 Unterabsatz 1, gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf den Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a, nach Aufforderung der Beteiligten zur Stellungnahme gemäß den genannten Artikeln (1) und unter Berücksichtigung dieser Stellungnahmen, in Erwägung nachstehender Gründe: 1. VERFAHREN (1) Mit Schreiben vom 13. November 2015 (den „Einleitungsbeschluss“) hat die Kommission die Französische Republik von ihrem Beschluss in Kenntnis gesetzt, wegen der genannten Maßnahme das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union einzuleiten. (2) Die Französische Republik hat in ihrem Schreiben vom 17. Dezember 2015 ihre diesbezügliche Stellungnahme übermittelt. (3) Der Beschluss der Kommission zur Einleitung des Verfahrens wurde am 2. Februar 2016 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht (2). Die Kommission forderte die Beteiligten auf, zu der genannten Maßnahme Stellung zu nehmen. (4) Die Kommission erhielt Stellungsnahmen von den Beteiligten, die an die französischen Behörden übermittelt wurden, um ihnen Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Die Stellungnahme der französischen Behörden wurde in ihrem Schreiben vom 24. Mai 2016 übermittelt. (5) Am 2. Mai 2016 schickte die Kommission eine Liste mit Fragen an die französischen Behörden, die diese in ihren Schreiben vom 21. Juni und vom 15. Juli 2016 beantworteten. Am 27. Juli schickte die Kommission eine neue Fragenliste an die französischen Behörden, die am 9. September 2016 antworteten. 2. DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER MASSNAHME (6) Der Mechanismus ist im Einleitungsbeschluss detailliert beschrieben. Die nachstehenden Abschnitte stellen eine Zusammenfassung dieser Beschreibung dar. 2.1. Grundprinzip des Mechanismus (7) Mit dem Gesetz Nr. 2010-1488 vom 7. Dezember 2010 über die Neuorganisation des Elektrizitätsmarkts (auch als NOME-Gesetz bekannt) wurden die Versorgungsunternehmen, die Netzbetreiber für Netzverluste und die Verbraucher für außervertraglichen Verbrauch (im Folgenden die „Anbieter“) verpflichtet, nach Maßgabe ihres Leistungs- und Energieverbrauchs oder dem ihrer Kunden zur Versorgungssicherheit in Frankreich beizutragen. Um dieser Verpflichtung nachzukommen, müssen sie sich jedes Jahr Kapazitätsgarantien beschaffen, deren Umfang vom eigenen Stromverbrauch oder dem ihrer Kunden während der Spitzenlastzeiten abhängt. (8) Die Anbieter erhalten Kapazitätsgarantien entweder direkt für eigene Anlagen (Erzeugungs- oder Lastreduktionskapazitäten) oder sie müssen sie auf einem dezentralen Markt bei anderen Unternehmen erwerben, die darüber verfügen (d. h. bei Kapazitätsbetreibern oder anderen Anbietern, Tradern oder Stromverbrauchern mit Selbstversorgung). (9) Die Betreiber der Erzeugungs- oder Lastreduktionskapazitäten ihrerseits (im Folgenden die „Kapazitätsbetreiber“ oder „Betreiber“) müssen sich ihre Kapazitäten vom Betreiber des öffentlichen Stromübertragungsnetzes („RTE“) zertifizieren lassen. Die Betreiber erhalten von RTE Kapazitätsgarantien, die sich nach dem voraussichtlichen Beitrag ihrer Anlagen zur Verringerung des Ausfallrisikos in Spitzenlastzeiten richten. (10) Die Kapazitätsgarantien können getauscht und veräußert werden. Es wird ein dezentraler Markt für Kapazitätsgarantien eingerichtet, auf dem die Anbieter bei den Kapazitätsbetreibern Kapazitätsgarantien kaufen können, um ihre gesetzlichen Verpflichtungen zu erfüllen. Das Grundprinzip des Mechanismus ist in Abbildung 1 dargestellt. Abbildung 1 Grundprinzip des Mechanismus Handel mit Kapazitätsgarantien Überprüfung des Betrags der Kapazitätsgarantien im Vergleich mit dem Spitzenverbrauch Methode zur Berechnung der Verpflichtung Verpflichtung der Kapazitätsbetreiber zur Bereitstellung ihrer verfügbaren Kapazitäten in Spitzenlastzeiten. Im Gegenzug erhalten sie Garantien, die sie nutzen können. Versorgungssicherheits- kriterium vom Minister festgelegt (Unterbrechungserwartung = 3 Std.) Der Kapazitätspreis spiegelt für jedes Lieferjahr die Kosten für die Versorgungssicherheit wider Verpflichtung der Anbieter zum Kauf von Kapazitätsgarantien zur Abdeckung des Verbrauchs ihrer Kunden in Spitzenlastzeiten. Verfügbarkeits-kontrolle Garantie- nachfrage Kapazitätsmarkt Versorgungs- sicherheitskriterium Verpflichtung der Anbieter Zertifizierung Verfügbarkeits-verpflichtung Garantie- angebot Kapazitäten Quelle: Schreiben der französischen Behörden vom 2. Februar 2015. 2.2. Kapazitätsverpflichtungen 2.2.1. Verpflichtungen der Anbieter (11) Die Berechnung der Bezugsleistung eines Anbieters, d. h. seiner Kapazitätsverpflichtung, beruht auf folgenden Prinzipien: 1. Berücksichtigung des tatsächlichen Verbrauchs während der (als PP1 bezeichneten) Spitzenlastzeit über das (einem Kalenderjahr entsprechende) Lieferjahr, 2. Korrektur gemäß der Abhängigkeit des Verbrauchs von der Temperatur (Thermosensibilität) und 3. Korrektur gemäß der Leistungsreduktion der zertifizierten Kapazitäten im Zeitraum PP1. (12) Der Übertragungsnetzbetreiber definiert jährlich die PP1-Tage, an denen die Kapazitätsverpflichtung der Anbieter auf dem französischen Staatsgebiet (Mutterland) gilt, wobei er jeweils am Vortag (T-1) die Prognosen für den nationalen Verbrauch am folgenden Tag erstellt. Die Anzahl der PP1-Tage muss für jedes Lieferjahr 10 bis 15 betragen. Für die Berechnung der Kapazitätsverpflichtung relevant sind die Stunden von 7:00 Uhr bis 15:00 Uhr und von 18:00 Uhr bis 20:00 Uhr an den ausgewählten PP1-Tagen. Die Anzahl der PP1-Stunden beträgt somit 100 bis 150 Stunden pro Jahr. Die PP1-Tage werden den Anbietern am Vortag (T-1) vor 10:30 Uhr mitgeteilt. (13) Die Verpflichtung wird nicht im Voraus normativ festgelegt, sondern beruht auf Messdaten, um jedem Verbraucher seinen tatsächlichen Beitrag am Ausfallrisiko zu verdeutlichen. Um den Beitrag eines Verbrauchers zum Ausfallrisiko infolge der Thermosensibilität wiederzugeben, wird der im Lieferjahr gemessene Verbrauch angepasst, um eine Kältewelle zu simulieren, deren Intensität dem Risiko entspricht, gegen das sich das System schützen will (alle zehn Jahre auftretende Kältewellen), und so das von den französischen Behörden festgelegte Versorgungssicherheitskriterium zu erfüllen. Das Versorgungssicherheitskriterium wurde im Dekret Nr. 2006-1170 vom 20. September 2006 festgelegt und entspricht einer Unterbrechungserwartung von durchschnittlich 3 Stunden pro Jahr. (14) Die Parameter, die den tatsächlichen Bedarf an Kapazitätsgarantien im Lieferjahr bestimmen, werden 4 Jahre vor dem Lieferjahr veröffentlicht und bleiben für die Dauer eines Geschäftsjahres stabil, um den Handel in einem festen Regulierungsrahmen zu ermöglichen und sicherzustellen, dass der Produktwert sich nicht durch eine marktfremde Intervention ändert. Die genaue Verpflichtung jedes Anbieters wird nach dem Lieferjahr durch Anwendung dieser Parameter berechnet. (15) Die Berücksichtigung der Lastreduktionen kann auf zwei Arten erfolgen: entweder durch Reduzierung des Betrags der Kapazitätsverpflichtung eines Anbieters infolge einer Verbrauchsreduzierung („implizite Lastreduktion“), oder durch eine Zertifizierung der Lastreduktionskapazität („explizite Lastreduktion“). Die Verpflichtungen unterscheiden sich für beide Arten von Lastreduktionskapazitäten: „Implizite Lastreduktionen“ müssen während den PP1-Stunden effektiv aktiv sein, während „explizite Lastreduktionen“ verpflichtend während der PP2-Stunden verfügbar sein müssen. (16) Zudem haben die französischen Behörden festgelegt, dass für alternative Anbieter Kapazitätsgarantien in Kombination mit dem ARENH-Mechanismus (3) gelten, da sie der Meinung sind, dass dies zur Reduzierung der Konzentration des Kapazitätsgarantienmarktes beitragen kann. 2.2.2. Verpflichtung der Kapazitätsbetreiber und Zertifizierungsgrundlagen (17) Der Mechanismus ist nicht an eine bestimmte Technologie gebunden und die Betreiber müssen für jede Produktionsanlage, die an das öffentliche Übertragungs- oder Verteilernetz angeschlossen ist, einen Zertifizierungsantrag bei RTE stellen. Jede Anlage zur Lastreduktion kann netzunabhängig Gegenstand eines Zertifizierungsantrags bei RTE sein. Zunächst schätzt also der Kapazitätsbetreiber sein in Spitzenlastzeiten (PP2) verfügbares Kapazitätsvolumen für ein bestimmtes Lieferjahr. (18) Die Anzahl der PP2-Tage für ein Lieferjahr beträgt 10 bis 25. Die PP1-Tage sind stets auch PP2-Tage. Die PP2-Tage, die nicht zum PP1-Zeitraum gehören, werden durch RTE jeweils für den Folgetag bestimmt. Zugrunde gelegt werden die Lastkriterien für das elektrische System. Die relevanten Stundenzeiträume entsprechen denen der PP1-Tage. Die Anzahl der PP2-Stunden beträgt somit 100 bis 250 Stunden pro Jahr. (19) Anschließend berechnet RTE anhand der übermittelten Daten und des in der Rechtsgrundlage des Mechanismus vorgesehenen Berechnungsverfahrens die Höhe der zertifizierten Kapazitäten. Auf diese Weise werden zum Beispiel Korrekturen angewandt, um die mögliche Anzahl aufeinanderfolgender Aktivierungstage der zertifizierten Kapazitäten oder den effektiven Beitrag zur Reduzierung des Ausfallrisikos für Kapazitäten, deren primäre Energiequelle durch unvorhergesehene Wetterereignisse beeinflusst werden kann, zu berücksichtigen. (20) Anschließend kann der Kapazitätsbetreiber seine Verfügbarkeitsprognosen für den gesamten Zeitraum des Mechanismus (auch im Lieferjahr) durch eine Anpassung ändern, die wie eine „Neuzertifizierung“ der Kapazität wirkt. Dabei kann der Betreiber seine Prognosen anpassen, wenn er über neue Informationen über seine Kapazität verfügt. Er kann die Werte erhöhen oder senken. (21) Dieses Meldeverfahren wird um ein Verfahren zur Kapazitätskontrolle ergänzt, dessen Grundprinzip darin besteht, dass jede zertifizierte Kapazität mindestens einmal jährlich aktiviert werden muss. Hierbei handelt es sich um stichprobenartige Tests für jede Kapazität, die dem Betreiber nicht angekündigt werden. Eine Kapazität kann pro Lieferzeitraum höchstens drei Mal getestet werden. (22) Die genauen Zertifizierungsmodalitäten sind vom entsprechenden Kapazitätstyp abhängig: 1. Bestehende Produktionskapazitäten können 4 Jahre vor dem Lieferzeitraum zertifiziert werden. Die Zertifizierung muss spätestens 3 Jahre vor Beginn des Lieferjahres erfolgen. 2. Für geplante Produktionskapazitäten kann der Zertifizierungsantrag ab dem Zeitpunkt der ersten Zahlung auf der Grundlage des unterzeichneten Netzanschlussvertrags und bis zu zwei Monate vor Beginn des Lieferzeitraums gestellt werden. 3. Lastreduktionskapazitäten können bis zu zwei Monate vor Beginn des Lieferzeitraums zertifiziert werden. (23) Der für das Portfolio der zertifizierten Kapazitäten Verantwortliche (responsable du périmètre de certification, „RPC“) ist die juristische Person, die finanziell haftet, wenn das zertifizierte Portfolio eines Kapazitätsbetreibers Abweichungen aufweist. Die Betreiber können die Rolle des RPC selbst übernehmen oder an einen RPC auslagern. Die RPC können die Kapazitäten ihres Portfolios „kumulieren“. (24) Für den finanziellen Ausgleich bei Abweichungen teilt RTE jedem RPC die Abweichung im entsprechenden Portfolio spätestens am 1. Dezember des Lieferjahres +2 mit. 2.3. Handel mit Kapazitätsgarantien (25) Die Kapazitätsgarantien sind in einem entsprechenden Verzeichnis registriert, das vom Verwalter des Netzbetreibers RTE geführt wird. Jeder Anbieter und jeder Kapazitätsbetreiber ist angehalten, bei RTE ein Konto für das Kapazitätsgarantienregister anzulegen. Vertikal integrierte Marktteilnehmer müssen also über zwei Konten in diesem Register verfügen, eines für die Produktion und eines für die Vertriebstätigkeit. (26) Eigentümer der Kapazitätsgarantie ist nach Eintragung der Kapazitätsgarantie durch RTE im entsprechenden Konto der Kontoinhaber. Jede ausgestellte Kapazitätsgarantie wird nummeriert, um ihre Verwaltung zu ermöglichen und im Handel ihre Rückverfolgbarkeit zu sichern. Sie ist ein Lieferjahr lang gültig. Nach der Ausstellung ist die Kapazitätsgarantie mit einer Einheit von 0,1 MW (4) eigenständig, und ein Marktteilnehmer, der eine Kapazitätsgarantie besitzt, geht keinerlei Risiko hinsichtlich der ihr zugrunde liegenden Originalkapazität ein. (27) Übertragungen von Kapazitätsgarantien zwischen Marktteilnehmern (Ausstellung und Abtretung) erfolgen durch Übertragung dieser Garantien im Kapazitätsgarantienregister auf Antrag beider Parteien (abtretende Partei und Empfängerpartei). Die effektive Eigentumsübertragung erfolgt durch Eintragung einer Kapazitätsgarantie auf dem Konto des Empfängers. (28) Der Handel mit Kapazitätsgarantien kann direkt ausgehandelt werden oder auf organisierten Märkten erfolgen. (29) Der Handel mit Kapazitätsgarantien kann im gesamten Zeitraum von der Zertifizierung bis zur Frist für die Abtretung der Kapazitätsgarantien erfolgen. Wie in Erwägungsgrund 23 erläutert, teilt RTE jedem Anbieter den Betrag seiner Kapazitätsverpflichtung spätestens am 1. Dezember des Lieferjahres +2 mit. Als Abtretungsfrist gilt das Datum 15 Tage danach. (30) Anbieter, die zur Frist der Verpflichtungsmitteilung über überschüssige Kapazitätsgarantien verfügen, sind angehalten, vor der Abtretungsfrist ein öffentliches Verkaufsangebot für diese Kapazitäten zu erstellen. (31) Fünf Tage nach der Abtretungsfrist für Kapazitäten berechnet RTE für jeden Anbieter die Abweichung zwischen dem Betrag der Kapazitätsverpflichtung des Anbieters und dem Betrag der Kapazitätsgarantien auf dem Anbieterkonto im Kapazitätsgarantienregister sowie den entsprechenden finanziellen Ausgleich. 2.4. Finanzieller Ausgleich bei Abweichungen (32) Der Mechanismus sieht eine Haftung für Abweichungen zwischen Realität und Prognosen vor. (33) Der finanzielle Ausgleich ist so strukturiert, dass bei Abweichungen Zahlungen geleistet werden, die den bestehenden Zahlungen im Energiebereich (rééquilibrage oder balancing) sehr ähnlich sind. Er beruht auf dem Prinzip, dass die Anbieter und RPCs im Falle eines negativen Ungleichgewichts einen finanziellen Ausgleich leisten müssen bzw. im Falle eines positiven Ungleichgewichts einen finanziellen Ausgleich erhalten. Im Falle eines negativen Ungleichgewichts zahlen alle Endverbraucher auf der Grundlage des Tarifs für die Nutzung der öffentlichen Stromnetze (Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Electricité, im Folgenden „TURPE“) (5) niedrigere Preise. (34) Der für ein Lieferjahr geltende Ausgleichspreis ist von verschiedenen Kriterien abhängig: 1. Besteht keine starke Gefährdung der Versorgungssicherheit, basiert der Betrag der Ausgleichspreis ganz auf dem Marktpreis (PRM; d. h. dem arithmetischen Mittelwert der Kapazitätspreise, die bei Auktionen vor dem Lieferjahr bestimmt wurden). Bei negativen Abweichungen kommt zu diesem Preis ein Anreizkoeffizient (Koeffizient k) hinzu, um Anreiz dafür zu schaffen, dass der Kapazitätsgarantienmarkt genutzt und nicht auf einen finanziellen Ausgleich gewartet wird (bei positiven Abweichungen wird er davon abgezogen). 2. Ist die Versorgungssicherheit stark gefährdet (d. h., wenn die Gesamtabweichung einen durch RTE zu bestimmenden Grenzwert überschreitet; festgelegt sind 2 GW unter der Gesamtverpflichtung für die ersten beiden Lieferjahre), entspricht der Ausgleichspreis einem administrierten Preis (Padmin). Dieser administrierte Preis stellt eine Obergrenze für den Kapazitätspreis auf dem Markt dar. (35) Nach der Berechnung der verschiedenen Ausgleichszahlungen für die Abweichungen bezahlen die RPC und die Anbieter mit negativen Abweichungen den Betrag der geschuldeten Ausgleichszahlung aus ihrem entsprechenden Fonds, und die RPC und die Anbieter mit positiven Abweichungen erhalten aus ihrem entsprechenden Fonds den Ausgleichsbetrag. Die Summe der Zahlungen für positive Abweichungen für ein bestimmtes Lieferjahr darf jedoch nicht mehr als die Summe der Zahlungen für negative Abweichungen betragen. Eventuelle Restbeträge in den Fonds für die Ausgleichszahlungen werden komplett auf die Benutzer des öffentlichen Stromübertragungsnetzes umgelegt, d. h. auf alle Endverbraucher. (36) Zwischen dem Fonds für die Ausgleichszahlungen für Abweichungen der RPC und dem Fonds für die Zahlung der Ausgleichszahlungen für Abweichungen der Anbieter gibt es keine Finanzströme. Somit gibt es im Rahmen der Ausgleichszahlungen für Abweichungen keine Finanzströme zwischen den Kapazitätsbetreibern und den betreffenden Stromversorgern. (37) RTE gewährleistet die administrative, buchhalterische und finanzielle Verwaltung der Fonds für Abweichungen („Fonds für die Zahlungen der für das Portfolio der zertifizierten Kapazitäten Verantwortlichen bei Abweichungen“ und „Fonds für die Zahlungen der Anbieter bei Kapazitätsanpassungen“) gemäß den Buchhaltungsregeln aus der Privatwirtschaft. RTE ist daher für die Berechnung und Einziehung der durch die RPC bzw. die Anbieter geschuldeten Beträge sowie für die Feststellung eventueller Nichtzahlungen zuständig. (38) Die nationale Energieregulierungsbehörde (CRE) ist für die Kontrolle der Ausgleichszahlungen der Anbieter zuständig (s. Artikel 7 des Dekrets Nr. 2012-1405, kodifiziert in Artikel R. 335-12 des Energiegesetzbuchs), und kann im Falle einer Nichtleistung der Ausgleichszahlungen verwaltungsrechtliche Sanktionen verhängen. Die Sanktion muss angemessen sein und darf für ein Lieferjahr 120 000 EUR pro MW Kapazität nicht überschreiten (Artikel L. 335-7 des Energiegesetzbuchs). 2.5. Nationale Rechtsgrundlage (39) Der Kapazitätsmechanismus wird durch folgende Gesetze und Verordnungen geregelt: 1. Gesetz Nr. 2010-1488 vom 7. Dezember 2010 über die Neuorganisation des Elektrizitätsmarkts, kodifiziert insbesondere in den Artikeln L. 335-1 bis L. 335-7 und L. 321-16 bis L. 321-17 des französischen Energiegesetzbuchs; 2. Dekret Nr. 2012-1405 vom 14. Dezember 2012 über den Beitrag der Anbieter zur Stromversorgungssicherheit und die Schaffung eines Mechanismus für Kapazitätsverpflichtungen im Elektrizitätssektor, festgelegt in Artikel L. 335-6 und kodifiziert in den Artikeln der Durchführungsvorschriften des Energiegesetzbuchs R. 335-1 bis D. 335-54; 3. Verordnung vom 22. Januar 2015 zur Definition der Regeln des Kapazitätsmechanismus in Umsetzung von Artikel 2 des Dekrets Nr. 2012-1405 vom 14. Dezember 2012 über den Beitrag der Anbieter zur Stromversorgungssicherheit und die Schaffung eines Mechanismus für Kapazitätsverpflichtungen im Elektrizitätssektor; und 4. Anhang der Verordnung vom 22. Januar 2015: Regeln des Kapazitätsmechanismus. (40) Unter Berücksichtigung der von Frankreich vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen infolge der Beschwerden der Kommission im Einleitungsbeschluss werden diese Texte so geändert oder ergänzt, dass alle Abhilfemaßnahmen aufgeführt werden, die in Abschnitt 3 dieses Beschlusses beschrieben sind. 2.6. Begünstigte (41) Vom Kapazitätsmechanismus begünstigt sind die Kapazitätseigentümer, die (über RTE) Kapazitätsgarantien vom Staat erhalten und die Möglichkeit haben, diese weiterzuverkaufen. 2.7. Ziel des Mechanismus: Versorgungssicherheit (42) Der von Frankreich gewählte Indikator zur Bewertung des Risikos eines gestörten Gleichgewichts zwischen Stromangebot und -nachfrage entspricht der erwarteten Dauer der Unterbrechungen, die durch ein Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage entstehen (LoLE = Loss of Load Expectation — Unterbrechungserwartung). Die französischen Behörden haben für Frankreich eine angestrebte Ausfallobergrenze von durchschnittlich 3 Stunden pro Jahr festgelegt. (43) Die französischen Behörden erläuterten, dass in Frankreich seit einigen Jahren ein Phänomen von Spitzenlastzeiten im Winter beobachtet wird. Das französische Stromversorgungssystem ist durch eine hohe Thermosensibilität des Stromverbrauchs gekennzeichnet, die bei winterlichen Kältewellen zu Spitzenlastzeiten führt. Wie in Abbildung 2 dargestellt, ist diese Thermosensibilität in den letzten Jahren kontinuierlich gestiegen, insbesondere aufgrund des gestiegenen Verbrauchs durch elektrische Heizungen, aber auch durch neue Einsatzbereiche für Strom, die häufig zum Zeitpunkt der Nachfragespitze in den Abendstunden genutzt werden. (44) Die Lastspitzen steigen stärker als der allgemeine Stromverbrauch. Französische Lastspitzen sind durch ihre hohe Volatilität gekennzeichnet, was bedeutet, dass die Verbrauchsunterschiede besonders hoch sein können (bis zu 20 GW zwischen einem Jahr und dem Folgejahr). Die Kontrolle des Verbrauchs in Spitzenlastzeiten ist somit von zentraler Bedeutung, insbesondere im Kontext der steigenden Bedeutung der Elektrizität bei der Energienutzung. Abbildung 2 Historische Spitzenlasten in Frankreich Historische Spitzenlasten im letzten Jahrzehnt Quelle: RTE — Bilan Prévisionnel de l'équilibre offre-demande d'électricité en France 2014, S. 33 (Vorausschätzung des Gleichgewichts zwischen Stromangebot und -nachfrage in Frankreich im Jahr 2014, S. 33). (45) RTE zufolge ist Europa auf der Angebotsseite aufgrund verschiedener Faktoren durch eine stagnierende Nachfrage und hohe Überkapazitäten bei der Stromerzeugung gekennzeichnet. Seit 2008 ist die Stromnachfrage durch die Wirtschaftskrise gesunken. Gleichzeitig wird eine schnelle Entwicklung erneuerbarer Energien beobachtet, die außerhalb des Marktes subventioniert werden und von einem vorrangigen Zugang zum Stromnetz profitieren. Zudem verzeichnen die europäischen Kohlekraftwerke eine verstärkte Aktivität, die durch den Preisverfall dieses Brennstoffs bedingt ist. Dieser hängt mit der verstärkten Produktion von amerikanischem Schiefergas zusammen, aufgrund derer die USA ihre nunmehr überschüssige Kohleproduktion massiv nach Europa exportieren. Die Rentabilität von Gaskraftwerken — die nunmehr weniger wettbewerbsfähig sind als Kohlekraftwerke — und somit auch ihre Aktivität sinken hingegen stark. (46) In diesem Kontext stellen Witterungsschwankungen einen Unsicherheitsfaktor für die Zahlung der Spitzenkapazitäten dar, die zur Deckung dieser Nachfragespitzen erforderlich sind. Lastspitzen treten selten auf (einige Stunden pro Jahr, manchmal aufgrund milder Temperaturen gar nicht). (47) Der französische Kapazitätsmechanismus wurde als Abhilfemaßnahme gegen dieses Problem entwickelt, um die Einhaltung des behördlich festgelegten Versorgungssicherheitskriteriums für die Stromversorgungssicherheit zu gewährleisten. Er soll gleichzeitig das Verbrauchsverhalten in Spitzenlastzeiten verändern (Nachfragesteuerung) und Anreize für entsprechende Investitionen in Produktionsanlagen oder Lastreduktionskapazitäten setzen (Angebotssteuerung). 2.8. Haushaltsmittel (48) Der Wert der Kapazitätsgarantien wird nicht behördlich festgelegt, sondern durch den Markt gesteuert. Der Handel erfolgt frei, durch die Akteure am Mechanismus und beruhend auf ihren Prognosen, ihrer Sicherungsstrategie und auf den verfügbaren Informationen. (49) Trotz des dezentralen Charakters des Mechanismus, der die Budgetberechnung erschwert, wurde eine Schätzung durchgeführt, die für die französische Nachfrage die Hypothese einer Gesamtkapazität von 80 000 bis 95 000 MW aufstellt und einen Sicherheitskoeffizienten von 0,93 voraussetzt. Die Nachfrage hängt von der Verbrauchsentwicklung in Frankreich (Mutterland) ab, einschließlic