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. )

Durchsuchbarer Text in vereinfachter Darstellung. Tabellen, Abbildungen und verbindliche Gestaltung bitte anhand der Originaldateien prüfen.

t keinerlei Ausfallrisiko vor; 2. Derzeit besteht in Frankreich eine Überkapazität, die durch die Tatsache nachgewiesen ist, dass das Volumen der zertifizierten Kapazitäten für das Jahr 2017 höher ist als für Spitzenlastzeiten erforderlich; und 3. Der Verbrauch ist in den letzten Jahren gesunken und der Spitzenbedarf ist stabil (RTE war von einer Erhöhung des Spitzenbedarfs ausgegangen). 4.2.2. Kommentare Frankreichs 4.2.2.1. Versorgungssicherheit (99) Den Behörden zufolge wurden in den neuesten Studien von RTE sehr wohl ein Indikator für die Versorgungssicherheit und ein Ausfallrisiko bestimmt: In der letzten Bedarfsvorausschätzung von RTE, die vor dem Inkrafttreten des Mechanismus (2014) erstellt wurde, ergibt das Referenzszenario ein Kapazitätsdefizit von 2 GW für den Winter 2016-2017. Dieses Defizit sank in der Bedarfsvorausschätzung 2015 für den Winter 2017-2018 auf 200 MW, was jedoch auf das Signal des Inkrafttretens des Mechanismus zurückzuführen war. Die Analysen des Pentalateral Energy Forum sollen diese Analysen bestätigen. (100) Die Angemessenheitsbeurteilung der REGRT-E (der Bericht Scenario Outlook and Adequacy Forecast) stützte sich hingegen auf eine deterministische Methode: Die auf Kältewellen und die Thermosensibilität zurückzuführende Verbrauchsspitze wurde in der Bewertung nicht modelliert. Die unterschiedlichen Ergebnisse sind auf diese methodischen Unterschiede zurückzuführen. Die Anwendung der Zielmethodologie, die REGRT-E anstrebt, wird eine Reduzierung der Abweichungen zwischen diesen verschiedenen Bedarfsvorausschätzungen zur Folge haben. Diesbezüglich stimmt die 2016 durch REGRT-E (22) veröffentlichte Mid-Term Adequacy Forecast, die als erste Version eine wahrscheinlichkeitstheoretische Methode anwendet, mit den Ergebnissen der Studie von PLEF und RTE überein. (101) Im Gegensatz zu dem, was der Kommissionsvorschlag vermuten lässt, wurde der französische Kapazitätsmechanismus nicht dazu entwickelt, ein Problem des„Missing Money“ zu beheben, sondern um (insbesondere bei Verbrauchsspitzen) die Versorgungssicherheit des französischen Systems zu gewährleisten, indem die Verfügbarkeit von Mitteln vergütet wird, bei denen die alleinige Vergütung auf dem Energiemarkt nicht ausreicht. (102) Frankreich führt als Ergänzung des Kapazitätsmechanismus mehrere Maßnahmen ein: Verbundvorhaben; Revision der regulierten Tarife und der Kosten für die Strombeförderung und die Nutzung der Netze, damit diese Versorgungsengpässe besser Rechnung tragen; Entwicklung der Lastreduktionskapazitäten (beispielsweise durch die Weiterentwicklung des Regulierungsrahmens für den Elektrizitätsmarkt, die die Beteiligung von Lastreduktionen an allen Mechanismen ermöglicht, die Aufhebung technischer und wettbewerbsbedingter Behinderungen der Kapazitätsverdichtung, die Bereitstellung intelligenter Zähler); die Bereitstellung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen usw. (103) Zwischenzeitlich hat RTE die Bewertung der Zulänglichkeit der Stromerzeugungskapazitäten für 2016 veröffentlicht. Den Behörden zufolge hat die letzte Bedarfsvorausschätzung von RTE keinen Einfluss auf die Analyse der französischen Behörden. Sie bestätigt diese Analyse vielmehr, da sie einmal mehr zeigt, dass die Stromversorgungssicherheit in Frankreich von der Zukunft einiger Wärmekraftwerke abhängt (insbesondere von Gas- und Dampfturbinen-Kombinationskraftwerken) und von Lastreduktionen, d. h. genau von den Branchen, die von der Einführung des Kapazitätsmechanismus am meisten profitieren. Abbildung 3 Ausfallindikatoren für das „hohe thermische Szenario“ und das „niedrige thermische Szenario“ 2016-17 2017-18 2018-19 2019-20 2020-21 „Hohes thermisches Szenario“ Erwartetes Energiedefizit 2,0 GWh 1,4 GWh 2,5 GWh 2,7 GWh 0,8 GWh Unterbrechungserwartung 0 Std. 45 Min. 0 Std. 30 Min. 1 Std. 00 Min. 0 Std. 45 Min. 0 Std. 15 Min. Kapatitätsspanne oder Defizit 4 700 MW 5 400 MW 3 600 MW 3 700 MW 6 600 MW „Niedriges thermisches Szenario“ Erwartetes Energiedefizit 8,6 GWh 13,4 GWh 26,5 GWh 26,2 GWh 7,6 GWh Unterbrechungserwartung 2 Std. 30 Min. 3 Std. 45 Min. 6 Std. 45 Min. 6 Std. 15 Min. 2 Std. 15 Min. Kapatitätsspanne oder Defizit 600 MW – 700 MW – 2 500 MW – 2 400 MW 900 MW Quelle: RTE, Bilan prévisionnel 2016 (Bedarfsvorausschätzung 2016). (104) RTE zufolge sollte in Ermangelung eines Kapazitätsmechanismus aus den verschiedenen thermischen Szenarien, die in der Bedarfsvorausschätzung 2016 aufgeführt sind (siehe Abbildung 3) das „niedrige thermische Szenario“ gewählt werden. Das „niedrige thermische Szenario“ umfasst eine Schließung bestimmter Anlagen, insbesondere derjenigen, deren Schließung die Betreiber derzeit bis zum Wirksamwerden des Kapazitätsmechanismus verschoben haben. Das „hohe thermische Szenario“ hingegen entspricht der Beibehaltung aller derzeit aktiven Kraftwerke, unabhängig von allen wirtschaftlichen Überlegungen: Den Behörden zufolge ist es also unwahrscheinlich, dass dieses Szenario eintritt. (105) So ist die Versorgungssicherheit im „niedrigen thermischen Szenario“ bereits im Winter 2017-2018 gefährdet, wenn ein durchschnittlicher Winter zugrunde gelegt wird. Weiterhin hat RTE (stets unter Annahme des „niedrigen thermischen Szenarios“) für die nächsten fünf Jahre durch Simulation eines extrem kalten Winters mit Kältewelle die Ausfallobergrenze berechnet. Die Ergebnisse dieser Berechnung sind in Abbildung 4 dargestellt. Abbildung 4 Unterbrechungserwartung in einem extrem kalten Winter (in Stunden) 2016-17 2017-18 2018-19 2019-20 2020-21 Unterbrechungserwartung 5-15 8-21 16-36 14-34 5-13 Quelle: RTE. (106) Die Berechnung zeigt, dass die Ausfallobergrenze jedes Mal das von Frankreich festgelegte Ausfallkriterium (d. h. eine Ausfallobergrenze von durchschnittlich 3 Stunden pro Jahr) überschreiten würde. Es ist anzumerken, dass der französische Kapazitätsmechanismus als Schutz gegen winterliche Kältewellen entwickelt wurde. 4.2.2.2. Zu den anderen Beschwerdepunkten der Kommission im Einleitungsbeschluss (107) Die Kommission hatte in Erwägungsgrund 164 des Einleitungsbeschlusses daran erinnert, dass die Wettbewerbsbehörde die Einführung jahres- und uhrzeitabhängiger Kosten für die Strombeförderung und die Nutzung der Netze („TURPE“) vorgeschlagen hatte, die insbesondere zwischen Hochlast- und Niederlastzeiten unterscheiden, um in Spitzenlastzeiten Anreize für eine Verbrauchssenkung der Industrieverbraucher zu setzen. Frankreich hat bestätigt, dass der TURPE-Netzanteil bereits heute saison- und uhrzeitabhängig ist und je nach Jahreszeit, Wochentag und/oder Uhrzeit unterschiedliche Preise umfasst. (108) Die Kommission war in Erwägungsgrund 153 des Einleitungsbeschlusses zu dem Schluss gelangt, dass die De-Rating-Faktoren (im optionalen normativen Zertifizierungsverfahren) nicht klar genug waren. Frankreich erläuterte, dass in diesem optionalen normativen Zertifizierungsverfahren die Höhe der zertifizierten Kapazitäten (NCC) der durchschnittlich von der Anlage gelieferten Leistung in PP2-Stunden für die Gesamtheit der vorausgegangenen Jahre entspricht, die mit dem Beitragskoeffizienten für die Branchen (oder De-Rating-Faktor) multipliziert werden. Diese Beitragskoeffizienten (85 % für Laufwasserkraftwerke, 70 % für Windkraft und 25 % für Solarenergie) tragen der Tatsache Rechnung, dass für diese Anlagen die durchschnittliche Verfügbarkeit in PP2-Stunden nicht genau den Beitrag dieser Anlagen zur Reduzierung des Ausfallrisikos zeigt, und zwar aufgrund: i) der Korrelation zwischen der Verfügbarkeit der Anlage und den angespannten Situationen (die bei steuerbaren Kapazitäten nicht auftritt) und ii) eines nicht-konstanten Verfügbarkeitsprofils für PP2-Stunden (steuerbare Kapazitäten haben ein flaches Verfügbarkeitsprofil), das Auswirkungen mit sich bringt, da die Ausfallwahrscheinlichkeitsfunktion für PP2-Stunden nicht einheitlich ist. Die Beitragskoeffizienten für die Lieferjahre 2017, 2018 und 2019 beruhen auf den Szenarien der Bedarfsvorausschätzung von RTE und somit auf einer großen Anzahl statistischer Serien. 4.3. Geeignetheit der Beihilfe 4.3.1. Ungleichbehandlung von Lastreduktionskapazitäten 4.3.1.1. Stellungnahmen der Beteiligten (109) Die Mehrheit der Beteiligten bezieht sich auf die angenommene Ungleichbehandlung zwischen impliziten und expliziten Lastreduktionen. Eine Mehrheit (5) ist der Ansicht, dass der Mechanismus durch die Aktivierungsverpflichtung für implizite Lastreduktionen explizite Lastreduktionen begünstigt, da diese Verpflichtung als aufwändig angesehen wird. Zwei der Beteiligten haben angemerkt, dass eine explizite Lastreduktionskapazität je nach gewähltem Versorgungssicherheitskriterium nur einmal alle zehn Jahre aktiviert werden sollte (da der Mechanismus für zehnjährig auftretende Kältewellen vorgesehen ist). Daher sind sie der Ansicht, dass das PP2-Stundenvolumen (Verfügbarkeit der expliziten Lastreduktion) 10 Mal höher sein müsste als das PP1-Stundenvolumen (effektive Reduzierung der impliziten Lastreduktion). Zwei der Beteiligten waren gegenteiliger Meinung und merkten an, dass ihnen zufolge die impliziten Lastreduktionen bevorteilt würden, da die Betreiber expliziter Lastreduktionen die Kosten der Zertifizierung tragen müssen. Zwei der Beteiligten sind der Ansicht, dass die französischen Behörden ein Gleichgewicht zwischen den Verpflichtungen der beiden Typen von Lastmanagern gefunden haben. 4.3.1.2. Kommentare Frankreichs (110) Frankreich verteidigte sich durch Ausführung der verschiedenen Verpflichtungen der beiden Typen von Lastmanagern. Die Behörden bekräftigen, dass unterschiedliche Bedingungen erforderlich sind, damit beide Kapazitätstypen am Mechanismus teilhaben können. Insbesondere ist aufgrund der geforderten höheren Gegenleistung für eine implizite Lastreduktion (Aktivierung gegen Verfügbarkeit) folgerichtig, dass die Anzahl der entsprechenden Tage (PP1-Tage) niedriger ist als die Anzahl der Tage, während derer ein Betreiber expliziter Lastreduktionen verfügbar sein muss. (111) Einige Beteiligte meldeten Bedenken an, dass der Zeitraum PP2 zwar länger als der Zeitraum PP1, potenziell jedoch zu knapp bemessen sei. Frankreich zufolge ist die Bemessung der Zeiträume PP1 und PP2 eine komplexe Frage, für deren Antwort zwangsläufig ein Kompromiss erforderlich ist. RTE hat Studien durchgeführt, um einen tragfähigen Kompromiss zu erzielen. Die Ergebnisse dieser Studien sind im Begleitbericht der vorgeschlagenen Regeln des Kapazitätsmechanismus (Rapport d'accompagnement de la proposition de règles du mécanisme de capacité) von 2014 beschrieben. (112) Zusammenfassend haben die französischen Behörden für den Zeitraum PP1 einen Umfang von 100 bis 150 Stunden gewählt, um die Spitzenlastzeiten zu erfassen (siehe nachstehende Abbildung 5) und gleichzeitig den Beitrag des Verbraucherlastmanagements zur Reduzierung des Ausfallrisikos zu zeigen. Abbildung 5 Beziehungen zwischen Ausfall und Spitzenlastzeiten Anteil der Ausfallstunden Rang der Spitzenlastzeiten Quelle: RTE, Rapport d'accompagnement de la proposition de règles du mécanisme de capacité (2014), S. 139. (113) Frankreich zufolge sollte der PP2-Zeitraum zwar länger sein als PP1, da die Aktivierung höhere Ansprüche darstellt als die Verfügbarkeit, aber auch nicht zu lang, um bestimmte Branchen (insbesondere Lastreduktionen) nicht ungebührlich zu benachteiligen. Aus der gleichen Studie von RTE ging hervor, dass 99 % der Ausfallstunden innerhalb der 300 Stunden Spitzenlastzeiten liegen und dass infolgedessen ein PP2-Zeitraum von 100 bis 300 Stunden stärkerer Nachfrage sinnvoll ist, um den Beitrag expliziter Lastreduktionskapazitäten zur Reduzierung des Ausfallrisikos korrekt zu bestimmen. (114) Aus diesem Zeitraum von 100 bis 300 Stunden haben die französischen Behörden einen Wert von 250 Stunden gewählt. Dieser Wert ermöglicht i) eine Erfassung von nahezu 99 % der Ausfallstunden (siehe Abbildung 5), und führt somit im Vergleich mit dem Höchstwert von 300 Stunden nicht zu einer beeinträchtigten Erfassung des Ausfallrisikos, und ii) eine Erhöhung der Verfügbarkeit expliziter Lastreduktionen im Vergleich mit anderen Branchen (23). Um diese Versorgungssicherheit zu gewährleisten, haben sich die französischen Behörden für den PP2-Zeitraum für einen Höchstwert von 250 Stunden entschieden, der den Beitrag expliziter Lastreduktionen maximiert und eine identische Abdeckung des Ausfallrisikos bietet. (115) Ein PP2-Zeitraum, der 10 Mal länger ist als der PP1-Zeitraum, entspräche einer Messung der Verfügbarkeit der Produktions- und Lastreduktionsmittel über 1 000 bis 1 500 Stunden. Angesichts der Verfügbarkeitsanforderungen von Lastreduktionen über längere Zeiträume hätte eine Verlängerung der Verfügbarkeitsverpflichtung für diese Kapazitäten eine Reduzierung ihres möglichen Werts im Rahmen des Kapazitätsmechanismus zur Folge. 100 MW industrieller Lastreduktionen, die für hundert Stunden verfügbar sind, aber nicht für tausend, würden dann berücksichtigt wie 20 MW thermischer Produktion, obwohl die Studien zeigen, dass ihr Beitrag zur Reduzierung des Ausfallrisikos 90 MW thermischer Produktion entspricht. Aus diesem Grund, und um einen gerechten Wettbewerb von Lastmanagern und Erzeugern zu gewährleisten, haben sich die französischen Behörden dafür entschieden, keinen PP2-Zeitraum zu wählen, der 10 Mal länger ist als der PP1-Zeitraum, und einen festgelegten PP2-Zeitraum zu bestimmen. (116) Im Übrigen erinnern die französischen Behörden daran, dass der Kapazitätsmechanismus (durch das Fehlen der spontanen Aktivierung) eine Kontrolle der Kapazitätsverfügbarkeit vorsieht, die gewährleistet, dass kein Mitnahmeeffekt zwischen einer Verfügbarkeitsverpflichtung und einer Aktivierungsverpflichtung auftritt. (117) Die französischen Behörden sind dennoch offen für die Festlegung anderer Werte als derjenigen, die bisher in den Regeln verwendet werden, sind jedoch der Ansicht, dass der derzeit geltende Rahmen ein Gleichgewicht zwischen den unabhängigen Lastmanagern und den Anbietern gewährleistet. Sie vertreten daher die Meinung, dass das derzeit geltende Verhältnis zwischen PP1 und PP2 in den ersten Lieferjahren beibehalten werden sollte. Der Verhältniswert kann dann erneut bewertet werden, wenn die gesendeten Signale nicht relevant genug sind, und eine solche Bewertung kann in die Bewertung der Funktionsweise des Kapazitätsmarktes integriert werden. 4.3.2. Ausschluss grenzüberschreitender Kapazitäten 4.3.2.1. Stellungnahmen der Beteiligten (118) Die als Reaktion auf den Einleitungsbeschluss eingegangenen Stellungnahmen zeigen einen breiten Konsens der Marktteilnehmer darüber, dass sich der französische Mechanismus schrittweise (d. h. ohne die Einführung des Mechanismus im Januar 2017 zu gefährden) für grenzüberschreitende Kapazitäten öffnen sollte. 4.3.2.2. Frankreichs Kommentare und Vorschläge für Abhilfemaßnahmen (119) Als Reaktion darauf hat Frankreich eine explizite Berücksichtigung ausländischer Kapazitäten im Rahmen eines Hybridmodells vorgeschlagen, nach dem sowohl Verbindungsleitungen wie auch ausländische Produktions- und Lastreduktionskapazitäten vergütet werden sollen. Die höchste Vergütung soll den Engpässen entsprechend entweder für Verbindungsleitungen oder für ausländische Kapazitäten gewährt werden. (120) Nach diesem Vorschlag müssen ausländische Produktions- und Lastreduktionskapazitäten Tickets für Verbindungsleitungen erwerben, damit die Kapazitäten zertifiziert und anschließend die Kapazitätsgarantien auf dem französischen Kapazitätsmarkt angeboten werden können. (121) Die Tickets werden für die jeweilige Grenze auf der Grundlage des Beitrags des betreffenden Nachbarmitgliedstaats zur Stromversorgungssicherheit in Frankreich gewährt und dann in grenzspezifischen Auktionen angeboten. Alle Produktions- und Lastreduktionskapazitäten der Nachbarländer, die durch Verbindungsleitungen an Frankreich angeschlossen sind, können an der Auktion von Tickets für die betreffenden Verbindungsleitungen teilnehmen. Die Auktionen finden im Lieferjahr -1 statt (im Folgenden „AL-1“). Die Maßnahme schließt nicht aus, dass im Rahmen des französischen Mechanismus erworbene Kapazitäten gleichzeitig an anderen Kapazitätsmechanismen in der Europäischen Union teilnehmen. In diesem Kontext müssen gemeinsam mit den betreffenden Ländern Modalitäten für die Kontrolle und Bewertung des geleisteten Dienstes definiert werden. (122) Wenn die ausländischen Produktions- oder Lastreduktionskapazitäten Tickets für Verbindungsleitungen erhalten haben, können sie zertifiziert werden und Kapazitätsgarantien erhalten. Anschließend können diese Kapazitätsgarantien auf dem französischen Kapazitätsmarkt verkauft werden. (123) Frankreich verpflichtet sich, die oben dargelegte „pragmatische Hybridlösung“ unilateral umzusetzen. Zu diesem Zweck wird es seinen Regulierungsrahmen um die Möglichkeit erweitern, dass Anlagen der Nachbarstaaten vorbehaltlich einer ausreichenden Transitkapazität der Verbindungsleitungen explizit am französischen Kapazitätsmechanismus teilhaben können. Allerdings werden die Übertragungsnetzbetreiber (24) (ÜNB) der entsprechenden Mitgliedstaaten dem im Rahmen eines Protokolls über die Zusammenarbeit zustimmen müssen, das auch die Einführung eines Zertifizierungs- und Kontrollverfahrens ermöglicht, das für die Umsetzung des Mechanismus erforderlich ist. (124) Für den Fall, dass einige ÜNB betroffener Mitgliedstaaten ein solches Protokoll nicht unterzeichnen, verpflichtet sich Frankreich zur Einführung eines Verfahrens, das eine explizite Beteiligung ausländischer Kapazitäten am Kapazitätsmechanismus ermöglicht, was die endgültige Abkehr von einem Modell darstellt, das auf einer impliziten Beteiligung beruht. Dieses Verfahren besteht in einer expliziten Beteiligung der Verbindungsleitungen (bei dieser Lösung müssen die anderen Mitgliedstaaten nicht tätig werden; zudem wird der Beitrag berücksichtigt, den die Kapazitäten der Verbindungsleitungen zur Stromversorgungssicherheit in Frankreich leisten). (125) Die Einführung dieser Verpflichtungen erfordert eine Überarbeitung des Dekrets von 2012, das der Conseil d'Etat nach Stellungnahme des Obersten Energierates (Conseil supérieur de l'énergie), des nationalen Rates für die Normbewertung (Conseil national d'évaluation des normes), der Energieregulierungskommission (Commission de régulation de l'énergie) und der Wettbewerbsbehörde (Autorité de la concurrence) verabschiedet hat. Nach Auffassung der französischen Behörden wird es nicht möglich sein, das Dekret vor Ende des Jahres 2017 zu verabschieden und dann die Durchführungsvorschriften zu überarbeiten. Die französischen Behörden sind der Ansicht, dass dieser Schritt ca. 6 Monate dauern könnte. Nach dem von den französischen Behörden vorgelegten Zeitplan soll daher der Regulierungsrahmen im Jahr 2018 geändert werden, sodass er für das Lieferjahr 2019 angewendet werden kann. 4.3.3. Fehlende Signale für neue Investitionen 4.3.3.1. Stellungnahmen der Beteiligten (126) Zu diesem Thema erhielt die Kommission zahlreiche Antworten mit sehr unterschiedlichen Standpunkten. (127) In den Stellungnahmen wurde mehrheitlich (7 Stellungnahmen) die Ansicht vertreten, dass der Mechanismus in der ursprünglichen Form neue Investitionen in Produktionsanlagen nicht fördern kann. Zu den meistgenannten Gründen gehören insbesondere das Fehlen eines repräsentativen Preissignals früh genug vor dem Lieferjahr, die Obergrenze des Kapazitätspreises in Höhe von 40 000 EUR/MW (die sich aus der Obergrenze des Mechanismus zur Zahlung eines Ausgleichs für Abweichungen ergibt), sowie das Fehlen langfristiger Verträge. (128) In den Stellungnahmen wurde mehrheitlich bekräftigt, dass der Mechanismus zu komplex ist bzw. dass es für die Anbieter (und insbesondere für neue Marktteilnehmer) schwierig ist, Prognosen zu ihrem zukünftigen Portfolio abzugeben. Einer der Beteiligten betonte, dass ein zentralisierter Kapazitätsmechanismus solche Probleme verhindern würde. (129) Zwei (etablierte) Erzeuger sind nicht dieser Ansicht, sondern denken, dass der Mechanismus neue Investitionen fördern würde, insbesondere durch die 4-Jahres-Frist vor dem Lieferjahr, durch die Möglichkeit für den Markt, Terminprodukte zu entwickeln, und durch das Preissignal, das sie als verlässlich ansehen. Weiterhin sind sie der Meinung, dass der Mechanismus — insbesondere durch die regelmäßige Veröffentlichung der Prognosen zum Gesamtwert der für jedes Lieferjahr erforderlichen Kapazitätsgarantien — ausreichende Schutzvorkehrungen bietet, um die Transparenz der Kapazitätsverpflichtungen zu gewährleisten. (130) In zwei weiteren Stellungnahmen (von alternativen Anbietern) wurde darauf hingewiesen, dass der Mechanismus eher darauf abzielt, die bestehenden Kapazitäten in Betrieb zu halten, als neue Investitionen zu fördern. 4.3.3.2. Frankreichs Kommentare und Vorschläge für Abhilfemaßnahmen Fehlen langfristiger Verträge (131) Infolge der Rückmeldungen haben sich die französischen Behörden dazu verpflichtet, ein System mit mehrjährigen Verträgen einzuführen, das darauf abzielt, Investitionen in neue Kapazitäten zu fördern. Alle neuen Kapazitäten (25) können an der Maßnahme teilnehmen, wenn sie nicht bereits über einen Fördermechanismus verfügen. (132) Um für neue Projekte eine ausreichende Umsetzungsfrist zu gewährleisten, wird vier Jahre vor dem entsprechenden Lieferjahr (AL-4) eine erste Auktion mit Kapazitätsgarantien auf der Plattform EPEX durchgeführt. Potenzielle neue Kapazitäten müssen RTE ihre Angebote im letzten Quartal von AL-4 vorlegen. Die Angebote müssen einen Preis und eine Menge umfassen. (133) Die Wettbewerbsfähigkeit des Preises wird anschließend mit einem „anfänglichen Referenzpreis“ verglichen. Angebote, die diesen übersteigen, werden nicht angenommen. Beim anfänglichen Referenzpreis handelt es sich um einen gewichteten Preis (26) der Kapazität, der sich nicht nur aus der AL-4 organisierten Auktion ergibt, sondern auch aus den im gleichen Jahr organisierten Auktionen für die Lieferjahre AL-2 und AL-1, wie in Abbildung 6 angegeben. Abbildung 6 Vorschlag für die Bestimmung des anfänglichen Referenzpreises Von den Mehrjahresverträgen abgedeckter Zeitraum Auktionen Lieferjahr AL Auktionen Lieferjahr AL – 1 Auktionen Lieferjahr AL – 2 Auktionen Lieferjahr AL – 3 AL + 4 … AL + 3 AL + 2 AL + 1 AL AL – 1 AL – 2 AL – 3 AL – 4 AL – 5 Auktionen, deren Clearing-Preise für die Berechnung des anfänglichen Referenzpreises verwendet werden Quelle: Schreiben der französischen Behörden vom 9. September 2016. (134) Der anfängliche Referenzpreis ist den Marktteilnehmern also nicht vorher bekannt, da er durch die Marktergebnisse bestimmt wird. (135) Was die vertraglichen Mengen anbelangt, verwenden die französischen Behörden eine Nachfragekurve, die diese Mengen auf die Angebote beschränkt, die langfristig wirklich wettbewerbsfähig sind. Die Nachfragekurve wird jährlich von RTE erarbeitet und von der CRE genehmigt. Sie muss den Wert der neuen Kapazität für das Gemeinwesen widerspiegeln. Es geht darum, sicherzustellen, dass der mehrjährige Vertragsmechanismus sich tatsächlich positiv auf die Verbraucher auswirkt. (136) Für die ausgewählten Kapazitäten gilt ein Differenzvertrag mit einer Laufzeit von 7 Jahren, dessen Funktionsweise mit einer Einspeiseprämie („feed-in premium“) vergleichbar ist: Jede Abweichung zwischen dem Angebotspreis und dem Referenzpreis auf dem Markt hat entweder eine Erstattung des Differenzbetrags zur Folge (wenn de