2009/609/EG: Entscheidung der Kommission vom 4. Juni 2008 über die staatliche Beihilfe C 41/05 Ungarns mittels langfristiger Strombezugsverträge (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2008) 2223) (Text von Bedeutung für den EWR)

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m Prinzip des Privatinvestors auf diejenigen Erwägungsgründe der vorliegenden Entscheidung, die festlegen, welcher Zeitraum zur Beurteilung des Vorliegens einer staatlichen Beihilfe im Rahmen der PPA zu berücksichtigen ist. Die Kommission weist abermals darauf hin, dass sie keine Zweifel daran hegt, dass es unter den Umständen, die zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der PPA herrschten, notwendig war, diese Verträge abzuschließen. Wie dies die vorliegende Entscheidung im Vorstehenden bereits erläuterte, bedeutet dies jedoch keinesfalls, dass die PPA den Stromerzeugern keinen Vorteil verschaffen. Im Wesentlichen behaupten die Beteiligten eigentlich nur, dass diese Verträge den zum Zeitpunkt ihrer Unterzeichnung bestehenden Marktverhältnissen entsprechen. Keiner der Beteiligten hingegen behauptet, dass diese auch die derzeitigen Marktbedingungen erfüllen würden. Schlussfolgerung der vorläufigen Analyse (190) Die Kommission ist der Ansicht, dass sie sich im Zuge der Prüfung des Bestehens eines Vorteils im Rahmen der PPA davon überzeugen muss, ob ein durchschnittlicher Marktteilnehmer unter den Umständen, die zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union vorherrschten, den Stromerzeugern ähnliche — in Erwägungsgrund 177 aufgeführte — Garantien gewährt hätte, wie sie in den PPA verankert sind. 2. Analyse des Bestehens eines Vorteil der Stromerzeuger zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union (191) Um auf die vorstehend gestellte Frage eine Antwort geben zu können, hat die Kommission die wichtigsten Geschäftsmethoden der Wirtschaftsteilnehmer an den europäischen Elektrizitätsmärkten bestimmt, die aus der Sicht dieser Analyse maßgeblich sind. Ferner analysierte sie, ob die PPA mit diesen Geschäftsmethoden in Einklang stehen, oder den Erzeugern solche Garantien gewähren, welche ein marktwirtschaftlich handelnder Käufer nicht annehmen würde. (192) Vorab ist es erwähnenswert, dass der Elektrizitätsmarkt herkömmlich in vier Teilmärkte aufgeteilt ist: i. Stromerzeugung, Import und Großhandel, ii. Übertragungsnetze und Verteilernetze iii. Weiterverkauf, iv. Lieferung von Ausgleichsenergie. Da MVM die Elektrizität von den inländischen Erzeugern kauft bzw. importiert, und diese dann an die regionalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen und die Energieunternehmen (Weiterverkäufer) verkauft, sind aus der Sicht der Beurteilung der PPA der erste und der vierte Teilmarkt von Bedeutung. MVM liefert überdies eine gebuchte Kapazität an den koordinierenden Übertragungsnetzbetreiber, um den Systemausgleich zu gewährleisten. (193) Der ungarische Markt des Weiterverkaufs war in dem geprüften Zeitraum in zwei Sektoren aufgeteilt: i. in den öffentlichen Sektor, wo von den regionalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen Elektrizität zu regulierten Tarifen an nicht zugelassene sowie an Kunden, die von ihrer Zulassung keinen Gebrauch machten, geliefert wird; ii. in den Wettbewerbssektor, wo die Energieunternehmen des Wettbewerbssektors zugelassenen Kunden Energie zu Marktpreisen anbieten. Das vom Stromgesetz III eingeführte System beschränkte den öffentlichen Sektor auf die Haushalts-Kunden und die Nicht-Haushalts-Kunden, die unter die Pflicht der Grundversorgung gehören. (194) In dem geprüften Zeitraum lieferte MVM Elektrizität sowohl an die regionalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen (Energieunternehmen des öffentlichen Sektors) als auch an Energieunternehmen des Wettbewerbssektors. Der Verkauf von MVM an die Energieunternehmen des Wettbewerbssektors — wie in den Erwägungsgründe 221—231 beschrieben ist — bezweckte jedoch nur die Freisetzung von Überkapazitäten, die im Rahmen der PPA gekauft werden mussten und zur Versorgung des öffentlichen Sektors nicht benötigt wurden. Ein derartiger Verkauf ist nicht als selbstständige Geschäftstätigkeit, sondern vielmehr als Folge der PPA anzusehen. Demnach muss das Bestehen eines Vorteils im Vergleich zu der primären Zielsetzung von MVM — d. h. ausreichende Kapazitäten an die regionalen Versorgungsunternehmen zu liefern, damit diese die Bedürfnisse des öffentlichen Sektors befriedigen können — beurteilt werden. Das heißt, dass geprüft werden muss, ob ein marktwirtschaftlich handelnder Teilnehmer, der damit betraut worden ist, die regionalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen ausreichend mit Strom zu versorgen, in Ermangelung der PPA den daran beteiligten Erzeugern die gleichen Garantien gewährt hätte. Die nachfolgenden Erwägungsgründe gewähren zunächst einen Überblick über die wesentlichen und typischen Geschäftsmethoden, um dann einen Vergleich zwischen den PPA und den vorstehend genannten Methode anzustellen. Schließlich prüfte die Kommission anhand des Vergleichs die Folgen der PPA, mit denen die ungarischen Behörden zum Zeitpunkt des Beitritts von Ungarn zur Europäischen Union rechnen konnten, bzw., ob sie im Fall von Verträgen anderer Art auf ein besseres Gleichgewicht zwischen den vorteilhaften und unvorteilhaften Folgen hätten zählen können. 2.a) Kurze Beschreibung der relevanten Geschäftsmethoden an den europäischen Elektrizitätsmärkten aus der Sicht der Beurteilung des Bestehens eines Vorteils im Rahmen der PPA (195) Bei der Untersuchung der Elektrizitätssektoren (46) hat die Kommission besonders die Bedingungen der Vermarktung von Elektrizität an den europäischen Großhandelsmärkten analysiert. (196) Elektrizität kann — unabhängig von der Erfüllungsfrist — an Spot- oder Terminmärkten gehandelt werden. An Spotmärkten werden Elektrizitätsgeschäfte in Bezug auf den nächsten Tag bezeichnend am Tag vor der tatsächlichen Erfüllung abgeschlossen. An der Spotbörse wird Elektrizität immer zu Grenzpreisen gehandelt, welche ausschließlich die Deckung der kurzfristigen Grenzkosten garantieren (47). (197) An den Terminmärkten wird die Elektrizität zu späteren Erfüllungsfristen gehandelt. Die Terminprodukte können wöchentliche, monatliche, vierteljährliche oder jährliche Fristen haben. Die Vermarktung von Spot- und Terminprodukten kann sowohl über die Energiebörsen als auch in Form von außerbörslichen Transaktionen über Abrechnungshäuser (OTC) abgewickelt werden. Infolge der fortlaufenden Wahl zwischen diesen Produkten nähern sich die Preise der gleichen Produkte an den Energiebörsen und den OTC-Märkten einander an. Deshalb werden die Preise sämtlicher Spot- und Terminprodukte und somit die Referenzpreise des gesamten Großhandelsmarktes immer mehr von den Energiebörsen festgelegt. (198) Überdies werden die Terminproduktpreise von den Erwartungen der Marktteilnehmer hinsichtlich der künftigen Preisentwicklung der Spotmärkte beeinflusst. Die Marktteilnehmer schließen Termingeschäfte deshalb ab, weil sie die sicheren Preise den unsicheren künftigen Spot-Kaufpreisen vorziehen, und so enthalten die Terminkaufpreise ebenfalls ein Risikoelement. In der Praxis enthalten die Preise der Terminprodukte ein solches ausschlaggebendes Element, welches die Erwartungen der Marktteilnehmer bezüglich der Entwicklung der Spot-Kaufpreise widerspiegelt, bzw. — je nach dem, ob die Marktteilnehmer großen Wert auf die Preissicherheit legen — eine Risikoprämie oder einen Nachlass, obgleich dies in der Praxis zumeist als Prämie erscheint. Daraus folgt, dass die Spot-Kaufpreise eine Referenz hinsichtlich sämtlicher Energiepreise darstellen. Wird an der Spotbörse gehandelt, gelten deren Preise für den gesamten Markt als Referenz. An mehreren Großhandelsmärkten versuchen die Käufer — um ihre Kosten verfolgen zu können — generell den größten Teil ihrer voraussichtlichen Bedürfnisse mit den Termingeschäften zu decken. Ihre darüber hinaus bestehenden Bedürfnisse decken sie mit Einkäufen an den Spotmärkten. (199) Die Untersuchung des Elektrizitätssektors stellte fest, dass es neben dem Handel an den Energiebörsen und neben der Abwicklung von außerbörslichem Handel an den OTC-Märkten auch zu „einzelnen bilateralen Transaktionen“ kam. Diese Geschäfte, über deren Preise im Allgemeinen nicht Bericht erstattet wird, können hinsichtlich der gelieferten Erzeugnisse oder der erbrachten Leistungen sehr differieren. Unter marktwirtschaftlichen Bedingungen werden diese Geschäfte jedoch notwendigerweise durch den Handel an den Energiebörsen und durch den außerbörslichen Handel an den OTC-Märkten beeinflusst, weil der betreffende Erzeuger oder Importeur nicht akzeptieren würde, ein solches zweiseitiges Geschäft zu Bedingungen abzuschließen, die eindeutig ungünstiger sind, als die Bedingungen der normalen Spot- oder Termingeschäfte. Demzufolge stellen die normalen Spot- und Termingeschäfte an den europäischen Großhandelsmärkten eine geeignete Vergleichbasis zur Prüfung dessen dar, ob die PPA den Stromerzeugern einen Vorteil verschaffen oder nicht. (200) Die längste Erfüllungsfrist an den Terminmärkten ist ein Jahr. Ferner betragen die längsten Zeiträume zwischen dem Vertragsabschluss und der tatsächlichen Erfüllungsfrist 4 Jahre bei NordPool (skandinavische Länder), 3 Jahre bei Powernext (Frankreich), 5 Jahre bei UKPX (Großbritannien) und 6 Jahre bei EEX (Deutschland). An bestimmten Börsen, wie z. B. OMEL in Spanien, werden überhaupt keine Termingeschäfte abgeschlossen. Die normalen Termingeschäfte verpflichten das Unternehmen zur Lieferung einer festen Strommenge zum festen Preis längstens ein Jahr lang, beginnend innerhalb von höchsten sechs Jahren nach Vertragsabschluss. Die vorstehend genannten Zeiträume liegen weit unter der Betriebs- bzw. Amortisationszeit eines jeden Kraftwerks. Somit haben die Stromerzeuger während der Betrieb- bzw. Amortisationszeit der Erzeugungsanlagen, unter den gewöhnlichen Marktbedingungen, auch dann keinen Überblick über die Preise und die verkaufte Menge, wenn sie den größten Teil ihrer erzeugten Elektrizität mit Hilfe von Termingeschäften vermarkten. Überdies müssen die Stromerzeuger — da sie die Preise im Voraus festsetzen — auch dem Risiko ins Auge schauen, dass ihre Kosten die festen Preise überschreiten. Groß ist dieses Risiko insbesondere wegen der schwankenden Brennstoffpreise. Letztere bilden bei den meisten Erzeugungstechnologien den Hauptbestandteil der variablen Kosten. Ferner werden die Erzeuger auch mit dem Wettbewerbsdruck konfrontiert, da sie ihre Terminverträge während der Betriebszeit ihrer Erzeugungsanlagen zahlreiche Male erneuern und deswegen ihr Angebot den veränderlichen Wettbewerbsbedingungen anpassen müssen. (201) Auf dem Großhandelsmarkt sind Geschäfte zur Buchung von Erzeugungskapazitäten auch in Form von „Abrufbefugnissen“ (Drawing rights) präsent, die mit den PPA ebenfalls vergleichbar sind. Der Erwerb von Abrufbefugnissen bedeutet, dass im Allgemeinen ein Teil der Erzeugungskapazitäten auf die voraussichtliche Betriebszeit des betreffenden Kraftwerks gebucht wird, den Betreibern der Anlage wird in Höhe des Kapitals und der Fixkosten der gebuchten Kapazität ein „Kapazitätsentgelt“ gezahlt. Die technischen Risiken trägt der Betreiber des Kraftwerks. Der Berechtigte der Abrufbefugnisse kann den Auslastungsgrad der gebuchten Kapazitäten bestimmen und zahlt dem Betreiber des Kraftwerks einen Preis in Höhe der variablen Kosten, die bei der Erzeugung der Strommenge mit den gebuchten Kapazitäten entstanden. (202) Bei der Beurteilung eines im Rahmen der PPA gewährten Vorteils ist auch die Situation der energieintensiven Wirtschaftszweige (im Folgenden „Großkunden“ genannt) zu beachten, die nicht am Großhandelsmarkt, sondern an den Weiterverkaufsmärkten (der nächsten Stufe der Verkaufskette) mitwirken. Da es vorkommt, dass die Erzeuger den Strom unmittelbar an die Großkunden liefern, ist der Vergleich mit den PPA angebracht. (203) Die Untersuchung des Elektrizitätssektors ergab, dass die Energieunternehmen mit den Großkunden oftmals Festpreisgeschäfte abschließen. Die Laufzeit dieser Geschäfte beschränkt sich gewöhnlich auf ein Jahr oder zwei Jahre. Im Allgemeinen wird anhand des bisherigen Verbrauchs ein Lieferzeitplan erstellt. Die Preise sind von den Großhandelspreisen der Terminmärkte abgeleitet, ferner enthalten sie auch solche anderen Kostenelemente, wie die voraussichtlichen Kosten für den Netzausgleich sowie die Gewinnspanne des Lieferanten. Bei Abweichung vom Erfüllungszeitplan tritt die Klausel „take or pay“ in Kraft, welche den Käufer dazu verpflichtet, entweder die für ihn überflüssige Energie oder einen Verzugszuschlag zu bezahlen. Daraus folgt, dass die Geschäfte auf der gleichzeitigen Anwendung der festen Abnahmemenge und der Kapazitätsbuchung basieren (48). (204) Zur Prüfung eines im Rahmen der PPA gewährten Vorteils müssen auch die Verträge berücksichtigt werden, die mit den Übertragungsnetzbetreibern (TSO) zur Lieferung von Ausgleichsenergie abgeschlossen wurden. Da Elektrizität nicht effizient gelagert werden kann, muss die Nachfrage und das Angebot zu jedem Zeitpunkt zur Deckung gebracht werden. Werden im Bilanzkreis Abweichungen von der Lastprognose festgestellt, und wird eine weitere Elektrizitätserzeugung notwendig, ist es die Aufgabe von TSO, bestimmte Stromerzeuger aufzufordern, ihre Kapazität innerhalb kurzer Zeit zu erhöhen. Um sicherzustellen, dass die nötigen Erzeugungskapazitäten in solchen Situationen verfügbar sind, buchen die TSO eine Teilkapazität der Erzeugungsanlagen, die dazu geeignet sind, ihre Kapazität innerhalb kurzer Zeit zu steigern. In Anbetracht dessen, dass es in Ungarn keine Speicheranlage gibt, sind es die erdgasbetriebenen Kraftwerke, die zur Erbringung diese Leistungen fähig sind. (205) Die Untersuchung des Elektrizitätssektors gewährte einen Überblick über die Praxis der europäischen Übertragungsnetzbetreiber im Zusammenhang mit Verträgen über Kapazitätsbuchung zur Lieferung von Ausgleichsenergie. Daraus geht hervor, dass die Kapazitäten im Rahmen von Ausschreibungsverfahren gebucht werden. Ein Jahr kann als der gewöhnliche Zeitraum angesehen werden, der den Übertragungsnetzbetreibern genügend Flexibilität zusichert, die gebuchten Kapazitäten ihren tatsächlichen Bedürfnissen anzupassen. Im Allgemeinen sind in den Verträgen die technischen Kennwerte, die gebuchten Kapazitäten, ferner entweder nur der Preis der gelieferten Elektrizität oder der Preis der Energie und der Preis der Kapazität festgelegt. 2.b) Vergleich der PPA mit den gewöhnlichen Geschäftsmethoden (206) Die Kommission verglich die in den PPA festgelegte Abnahmepflicht mit den wichtigsten Charakteristiken der Termin- und Spotgeschäfte, der Geschäfte mit „Abrufbefugnissen“, der langfristigen Verträge der Großkunden und der Verträge zwischen den Erzeugern und den Übertragungsnetzbetreibern zur Lieferung von Ausgleichsenergie. Spot- und Termingeschäfte (207) Aus den Ausführungen in den Erwägungsgründe 195—200 geht hervor, dass die gleichzeitige Anwendung der Kapazitätsbuchung, der festen Abnahmemenge und des Preisbildungsmechanismus zur Deckung der variablen, der fixen und der Kapitalkosten nicht den gewöhnlichen Geschäften an den europäischen Großhandelsmärkten entspricht, und die Erzeuger bei den normalen Termin- und Spotgeschäften vor mehr Risiken schützt. (208) An Spotbörsen wird Elektrizität immer zu Grenzpreisen gehandelt, die nicht die Deckung sämtlicher Fix- und Kapitalkosten, sondern ausschließlich die Deckung der kurzfristigen Grenzkosten gewährleisten. Überdies verfügen die erzeugenden Elektrizitätsunternehmen nicht über Sicherheiten bezüglich des Auslastungsgrads ihrer Erzeugungskapazitäten. Dieses Risiko wird wegen der schlechten Lagerfähigkeit der Elektrizität — eine ausgesprochene Eigenart dieses Wirtschaftszweigs — weiter erhöht. Wird zu einem gegebenen Zeitpunkt ausreichende Elektrizität zur Deckung der Nachfrage zu einem niedrigeren Preis angeboten als der Preis der Erzeugungsanlage des betreffenden Stromerzeugers, dann wird diese Anlage nicht gestartet, d. h. deren Erzeugungskapazität geht während der betreffenden Zeitdauer verloren. (209) Folglich ist der Handel am Spotmarkt mit hochgradiger Ungewissheit hinsichtlich der Erstattungsfähigkeit der Fixkosten und der Kapitalkosten, sowie hinsichtlich des Auslastungsgrads der Erzeugungskapazitäten verbunden. (210) Auch die Terminmärkte — deren Preise von den Spot-Kaufpreisen abgeleitet sind — garantieren den Erzeugern nicht, dass ihr Verkauf all ihre Fix- und Kapitalkosten decken wird, weil die Preise im Voraus festgesetzt worden sind. Sofern sich die Brennstoffpreise während des Erfüllungszeitraums über die Erwartungen hinaus erhöhen, dann können die Kosten der Elektrizitätserzeugung die im Voraus festgesetzten Preise überschreiten. An den Terminmärkten ist die Unsicherheit in Verbindung mit der Auslastung der Erzeugungskapazitäten dank der längeren Zeitdauer der Geschäfte geringer als an den Spotmärkten. Einen Überblick über den Auslastungsgrad seiner Erzeugungsanlagen hat der Stromerzeuger jedoch — auch wenn es ihm gelingt, den größten Teil seiner erzeugten Elektrizität im Rahmen von Termingeschäften zu verkaufen — im Vergleich zur Betriebszeit nur auf einen beschränkten Zeitraum. (211) Die Beteiligten heben hervor, dass die Erzeuger im Rahmen der PPA bedeutende Risiken zu tragen haben, welche primär mit der Ausführung, der Regelung, dem Umweltschutz, der Wartung bzw. der Steuerzahlung und der Finanzierung zusammenhängen. Die Kommission lässt gelten, dass die PPA für die Erzeuger nicht sämtliche Geschäftsrisiken in Verbindung mit der Betreibung ihrer Erzeugungsanlagen aus dem Wege schaffen. Die in den Stellungnahmen der Stromerzeuger aufgeführten Risiken werden aller Wahrscheinlichkeit nach von ihnen selbst getragen. Diese Risiken sind jedoch — einschließlich des Verkaufs an den Spot- und Terminmärkten — gewöhnliche Risiken, die jeder Wirtschaftsteilnehmer selbst tragen sollte. Im vorliegenden Fall werden die Geschäftsrisiken, die mit den schwankenden Elektrizitätserzeugungskosten — insbesondere mit den steigenden Brennstoffpreisen —, den Veränderungen der Endkundentarife sowie der schwankenden Nachfrage der Endkunden verbunden sind, während der gesamten Betriebszeit (oder fast während der gesamten Betriebszeit) der im Rahmen der PPA betriebenen Erzeugungsanlagen von MVM getragen. (212) Die Beteiligten behaupteten in ihren Stellungnahmen, dass die Kapazitätsbuchungen zugunsten von MVM für sie einen Nachteil darstellen würden, weil sie diese Kapazitäten — außer dem Verkauf an MVM — nicht für andere Zwecke verwenden könnten. Der Nachteil dieser Gebundenheit wird jedoch durch die feste Stromabnahme in bedeutendem Maße reduziert. Die Abnahmepflicht kann als eine Garantie für die Erzeuger angesehen werden, denn auch wenn MVM seine gebuchten Kapazitäten nicht nutzt, wird es die Nutzung dieser Kapazitäten zum Zwecke der Elektrizitätserzeugung und des Verkaufs nicht verhindern. Wie die folgende Tabelle zeigt, bedeutete die feste Abnahmemenge in Wirklichkeit, dass der Auslastungsgrad der gebuchten Kapazitäten über dem durchschnittlichen Auslastungsgrad der in Ungarn zur Verfügung stehenden Gesamtkapazität lag. Tabelle 5 Feste Abnahmemenge und gebuchte Kapazitäten 2004 2005 2006 Feste Abnahmemenge (GWh) 23 234 23 528 23 516 Gebuchte Kapazitäten (MW) 4 242 4 460 4 481 Verhältnis der festen Abnahmemenge und der gebuchten Kapazitäten (Jahres-Betriebsstundenzahl) 5 477 5 275 5 248 Verhältnis der Elektrizitätserzeugung und der nutzbaren Kapazität in Ungarn (Jahres-Betriebsstundenzahl) 4 272 4 225 4 601 (213) Im Sinne des Obigen sind die Spot- und die Termingeschäfte für die Stromerzeuger mit bedeutend mehr Risiken verbunden als die PPA. Nämlich garantieren Letztere sowohl die Erstattung der Fix- und Kapitalkosten als auch die Auslastung der Erzeugungskapazitäten. Abrufbefugnisse (Drawing rights) (214) Was die Abrufbefugnisse betrifft, so besteht der wesentlichste Unterschied zwischen dieser Art der Vereinbarung und den PPA darin, dass mit den Abrufbefugnissen gewöhnlich keine feste Abnahmemenge verbunden ist. Das Geschäftsrisiko des Verkaufs der Energie, die mit Hilfe von gebundenen Kapazitäten erzeugt wurde, trägt der Berechtigte der Abrufbefugnisse. Die Garantie dafür, die Gesamtheit der genannten Energie zu einem Preis verkaufen zu können, der zumindest die variablen Kosten deckt, ist ihm jedoch zugesichert, weil er sich, sollten die Preise unter die variablen Kosten herabsinken, dafür entscheiden kann, keine Elektrizität zu erzeugen. MVM werden von den PPA — infolge der Abnahmepflicht zugunsten der Kraftwerke — keine solchen Garantien gewährt. Langfristige Strombezugsverträge der Großkunden (215) Die von den Großkunden abgeschlossenen langfristigen Bezugsverträge sind für die Kunden eindeutig bedeutend vorteilhafter als die mit MVM abgeschlossenen PPA, weil der Preis, der überwiegend während der gesamten Vertragsdauer gültig ist, einerseits nicht an solche Faktoren — wie z. B. an Brennstoffpreise — gebunden ist, deren Entwicklung während der Laufzeit des Vertrags unvorhersehbar ist, und andererseits nicht zur Deckung der Fix- und der Kapitalkosten gebildet wird, weil er abhängig ist von den notierten Preisen der Großhandelsmärkte. Die Verkäufer sind am Abschluss langfristiger Verträge eigentlich nur dann interessiert, wenn diese Verträge ihnen irgendeinen Schutz gegen die Preisschwankungen auf dem Elektrizitätsmarkt gewährleisten, dies gilt insbesondere für Veränderungen wegen der schwankenden Brennstoffpreise. Folglich dürfte der Kunde aus wirtschaftlicher Sicht an einem solch langfristigen Vertrag dann interessiert sein, wenn ihm der Verkäufer darin anbietet, einen Teil der Risiken in Verbindung mit den Brennstoffpreisschwankungen auf sich zu nehmen, oder dann, wenn die Technologie der Elektrizitätserzeugung stabile Brennstoffkosten garantiert — ein Beispiel dafür sind die Technologien der Wasserkraftwerke und unter bestimmten Bedingungen auch die der Kernkraftwerke. Überdies werden diese Verträge generell auf eine kürzere Zeit abgeschlossen als die PPA, somit haben die Kunden die Wahl, den Lieferanten zu wechseln, wenn der Konkurrent günstigere Preise anbietet. Um die niedrigsten Preise zu erzielen, wenden diese Kunden oftmals Ausschreibungsverfahren an. Verträge bezüglich der Lieferung von Ausgleichsenergie (216) Verträge über die Lieferung von Ausgleichsenergie sind aus der Sicht der Prüfung des Bestehens eines Vorteils deswegen sachdienlich, weil MVM einen geringen Teil der Kapazitäten, die im Rahmen der PPA gebucht worden sind, zur Lieferung von Ausgleichsenergie an den Übertragungsnetzbetreiber verwendet (49). In der Praxis verkauft MVM die Kapazitäten jährlich im Paket an den Übertragungsnetzbetreiber, und verwendet für diesen Zweck einen Teil von den im Rahmen der PPA gebuchten Kapazitäten. Praktisch bedeutet das, dass nicht die Erzeuger die Risiken zu tragen haben, die mit den jährlichen Ausschreibungsverfahren (50) und der Unsicherheit im Zusammenhang mit der von ihnen zu liefernden Elektrizitätsmenge verbunden ist. Von dem Standpunkt der Erzeuger aus betrachtet, entsprechen die Vertragsbedingungen zur Lieferung von Ausgleichsenergie den Bedingungen der PPA. Wie dies jedoch in Erwägungsgrund 204 bereits darlegt worden ist, können die Vorschriften der PPA — insbesondere die lange Laufzeit und die feste Abnahmemenge — aus geschäftlicher Sicht auch im Fall der Lieferung von Ausgleichsenergie nicht begründet werden. Die Kommission erkennt an, dass es in Ungarn — nach Aussage der Beteiligten — nur wenige Energieerzeugungsanlagen gibt, die dazu geeignet sind, dem Übertragungsnetzbetreiber die nötige Ausgleichsenergie zu liefern, sie kam jedoch zu dem Ergebnis, dass die Bedingungen der PPA auch unter diesen Umständen diejenigen Grenzen überschreiten, die ein Übertragungsnetzbetreiber aus Geschäftsgründen für annehmbar erachten würde. Fazit des Vergleichs der PPA mit den gewöhnlichen Geschäftsmethoden (217) Der Vergleich zeigt,