Beschluss (EU) 2017/1540 der Kommission vom 15. Mai 2017 über die von Frankreich geplante Maßnahme SA.40454 2015/C (ex 2015/N) zugunsten des Konsortiums CEB (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2017) 3062) (Text von Bedeutung für den EWR. )

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13.9.2017 DE Amtsblatt der Europäischen Union L 235/1 BESCHLUSS (EU) 2017/1540 DER KOMMISSION vom 15. Mai 2017 über die von Frankreich geplante Maßnahme SA.40454 2015/C (ex 2015/N) zugunsten des Konsortiums CEB (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2017) 3062) (Nur die französische Fassung ist verbindlich.) (Text von Bedeutung für den EWR) DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION — gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, und insbesondere Artikel 108 Absatz 2 Unterabsatz 1, gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, und insbesondere Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a), nach Aufforderung der Betroffenen zur Stellungnahme gemäß den genannten Artikeln (1) und unter Berücksichtigung dieser Stellungnahmen, in Erwägung nachstehender Gründe: 1. VERFAHREN (1) Mit Schreiben vom 7. Januar 2015 hat Frankreich bei der Kommission eine Ausschreibung angemeldet, die den Bau und den Betrieb eines Gas-Kombikraftwerks (GuD) (2) in der Bretagne betrifft. Frankreich hat der Kommission mit den Schreiben vom 5. Juni 2015 sowie vom 10. und 17. September 2015 zusätzliche Informationen mitgeteilt. (2) Mit Schreiben vom 13. November 2015 hat die Kommission Frankreich über ihren Beschluss informiert, wegen der genannten Maßnahme das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union einzuleiten (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“). (3) Der Einleitungsbeschluss wurde im Amtsblatt der Europäischen Union (3) veröffentlicht. Die Kommission hat die Beteiligten aufgefordert, ihre Stellungnahmen zu der betreffenden Maßnahme vorzulegen. (4) Die Kommission hat Stellungnahmen zu diesem Thema von den Beteiligten erhalten. Sie hat diese an Frankreich übermittelt, um ihm die Möglichkeit zu geben, dazu Stellung zu nehmen, und hat seine Bemerkungen mit dem Schreiben vom 8. Juni 2016 erhalten. (5) Am 12. Mai 2016 und am 5. September 2016 hat die Kommission eine Liste mit Fragen an die französischen Behörden gesandt, die mit den Schreiben vom 8. Juni 2016 und vom 5. Oktober 2016 darauf geantwortet haben. Am 5. September hat die Kommission eine neue Liste mit Fragen an die französischen Behörden gesandt, die am 5. Oktober 2016 darauf geantwortet haben. 2. AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER MASSNAHME (6) Die Ausschreibung und der Hintergrund, der zu ihrer Einleitung geführt hat, werden ausführlich im Einleitungsbeschluss beschrieben (Erwägungsgründe 4 bis 29). Die folgenden Abschnitte bilden eine Zusammenfassung dieser Darstellung. 2.1. Die Ausschreibung (7) Die französischen Behörden sind der Ansicht, dass die Sicherheit der Stromversorgung in der Bretagne aufgrund der geringen Stromerzeugungskapazitäten in dieser Region, spezifischer Gegebenheiten des Netzes, des Anstiegs des Verbrauchs und einer hohen Thermosensitivität gefährdet ist. (8) 2010 haben mehrere französische Behörden den Pacte Electrique Breton(„PEB“) unterzeichnet, der sich auf die folgenden drei Säulen stützt: erstens auf das Nachfragemanagement und zweitens auf die Erzeugung erneuerbarer Energie und die Sicherung der Stromversorgung. Die dritte Säule besteht zum einen in der Verbesserung und im Ausbau des lokalen Stromnetzes und zum anderen im Bau eines konventionellen Kraftwerks. Der letztgenannte Punkt ist Gegenstand der von Frankreich angemeldeten Maßnahme. (9) Die Ausschreibung erfolgte im Rahmen von Artikel L. 311-10 des französischen Energiekodex (Code de l'énergie). Die Ausschreibungsbekanntmachung Nr. 2011/S 120-198224 wurde am 25. Juni 2011 im Amtsblatt der Europäischen Union vom für Energie zuständigen Minister veröffentlicht. Dieser hat dann das Projekt ausgewählt, das im Einklang mit der Stellungnahme der französischen Energieregulierungskommission (CRE, Commission de régulation de l'énergie) angenommen wurde, die das Verfahren gemäß den französischen Rechtsvorschriften durchgeführt hat (4). (10) Gemäß der Leistungsbeschreibung muss das Kraftwerk: 1. die Technologie eines Kombikraftwerks einsetzen; 2. über eine garantierte Wirkleistung von 450 MW (+ 15/– 10 %) verfügen, wobei der Stromerzeuger sich verpflichtet, zu deren Einspeisung ins Netz in der Lage zu sein; 3. ausschließlich Erdgas als Primärenergiequelle verwenden; 4. über einen elektrischen Wirkungsgrad für den unteren Heizwert (5) (Hu) von mindestens 54 % verfügen; 5. sich vollständig in einem genau festgelegten Gebiet befinden (Standort im nordwestlichen Teil der Bretagne — Département Finistère); 6. gewährleisten, dass die Mobilisierungszeit der Angebote nicht 15 Stunden überschreitet, wenn die Anlage abgeschaltet ist, und 2 Stunden, wenn die Anlage in Betrieb ist; 7. gewährleisten, dass die Mindestzeiten für Ausgleichsangebote höchstens 3 Stunden für eine Anlage in Betrieb und 8 Stunden für eine abgeschaltete Anlage betragen würden; 8. gewährleisten, dass es keine Anforderung einer Höchstdauer für die Aktivierung der Ausgleichsangebote geben würde; und 9. es muss mit einem Lastgangzähler mit Fernauslesung ausgestattet sein, sowie mit Vorrichtungen, die die Fernmessung von Kenngrößen seiner Stromerzeugung ermöglichen. (11) Die angemeldete Ausschreibung sieht vor, dass es dem Stromerzeuger freisteht, seine gesamte Erzeugungsmenge auf den Markt zu bringen oder einen Teil davon an den vereinbarten Abnehmer, Electricité de France S.A. (‚EDF‘), im Rahmen eines Stromabnahmevertrags zu einem Tarif in Höhe von 95 % des am Markt der Strombörse EPEX SPOT ermittelten Stundenpreises zu verkaufen. (12) Darüber hinaus erhält der Stromerzeuger eine feste Jahresprämie PT, die sich als das Produkt aus der garantierten Wirkleistung (6) (Pgar) und einer Prämie P ausgedrückt in Euro/MW/Jahr berechnet. (13) Die Zahlung der festen Prämie ist an die Aufrechterhaltung aller Betriebsgenehmigungen und der Verträge mit den Netzbetreibern sowie an die Aufrechterhaltung der garantierten Leistung, die anhand eines Verfügbarkeitsfaktors überprüft wird, gebunden. (14) Die Ausschreibung sieht auch die Anwendung von Strafen vor, falls der Bau des Kraftwerks nicht rechtzeitig fertiggestellt wird. (15) Die Einstufung der Angebote der Bieter basiert auf den drei folgenden Kriterien, die in der Leistungsbeschreibung der Ausschreibung genau beschrieben werden: 1. die Höhe der von dem Bieter geforderten Prämie (in EUR/MW/Jahr), mit einer Gewichtung von 45 %; 2. das Datum der industriellen Inbetriebnahme des Kraftwerks, mit einer Gewichtung von 25 %, wobei die Höchstnote an das Projekt vergeben wurde, dessen Datum der Inbetriebnahme das früheste war; und 3. das Kriterium „Standortwahl und Umwelt“, mit einer Gewichtung von 30 %. 2.2. Ziel der Beihilfe (16) Die französischen Behörden sind der Ansicht, dass das Hauptziel der Maßnahme in der Sicherung der Stromversorgung in der Bretagne besteht. Auch wenn der Strombedarf in der Bretagne im Wesentlichen ein Bedarf an Leistung (MW) ist, besteht auch ein Bedarf an Energie (MWh (7)). Es ist daher notwendig, ein Kraftwerk zu bauen, das in der Bretagne während mehreren Tausend Stunden pro Jahr in Betrieb ist, und nicht nur während der Spitzenlastzeiten wie ein Gasturbinenkraftwerk. Das Gas-Kombikraftwerk (GuD), das nach dem Prinzip eines Reaktionsmotors funktioniert, ermöglicht die Stromerzeugung in nur wenigen Minuten. Diese Technologie eignet sich daher besonders gut, um das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch bei Nachfragespitzen während einiger Stunden sicherzustellen. Dieses neue Kraftwerk würde nicht nur in Spitzenzeiten verfügbare Kapazität bereitstellen, sondern auch Blindleistung dort, wo sie am effizientesten ist, um den Spannungspegel an jedem Punkt des Netzes aufrechtzuerhalten und somit die Integration in das System der fluktuierenden erneuerbaren Energien zu erleichtern (Systemdienste). (17) Aus diesen Gründen erachteten die französischen Behörden eine zusätzliche zentrale Erzeugungskapazität im nordwestlichen Teil der Region für notwendig, die während den Zeiten hohen Verbrauchs und nicht nur während den Spitzenlastzeiten im Winter in Verbindung mit extremen Temperaturen in Betrieb ist. Diese Anlage sollte den Ausbau des Netzes und die Maßnahmen zur Kontrolle des Energieverbrauchs ergänzen. (18) Die Maßnahme verfolgt auch das Ziel, ihre Kosten für die Allgemeinheit und ihre Umweltauswirkungen möglichst gering zu halten. Daher berücksichtigt die Einstufung der Bieter die verlangte Prämie, die Sachdienlichkeit der Standortwahl unter Umweltgesichtspunkten sowie die Qualität und Sachdienlichkeit der Begleitmaßnahmen (Vermeidung, Reduzierung oder Ausgleich der negativen Auswirkungen auf die Umwelt) des Projekts und der für das Umweltmonitoring vorgesehenen Maßnahmen. (19) Das von der Compagnie Electrique de Bretagne (nachstehend „CEB“), dem Begünstigten der Maßnahme, betriebene Kraftwerk wird Ausgleichsleistungen über drei mögliche Maßnahmen vornehmen. Erstens die Aktivierung der Primär- und Sekundärreserve (Systemdienst mit automatischer Aktivierung) sowie der Tertiärreserve (Ausgleich mit manueller Aktivierung). Zweitens wird im Bereich der Systemdienste der Betreiber des Kraftwerks, CEB, die Verpflichtung haben, technisch zu deren Bereitstellung in der Lage zu sein. Drittens wird im Bereich des Ausgleichsmechanismus (Tertiärreserve) CEB die Verpflichtung haben, seine verfügbare Leistung RTE (Réseau de Transport d'Electricité, „RTE“, Unternehmen für die Instandhaltung und Entwicklung des öffentlichen französischen Hochspannungs- und Höchstspannungs-Stromübertragungsnetzes) anzubieten. Diese Bereitstellung außerhalb der Reserveverträge wird nur in Fällen der Nutzung des Ausgleichsmechanismus zu einer Vergütung berechtigen. Es ist geplant, dass die Maschine während einer Dauer von etwa 3 000 h/Jahr im Volllastäquivalent in Betrieb ist, und zwar ab dem Datum, an dem das Kraftwerk in Betrieb sein wird. Unter Berücksichtigung der installierten Leistung (422 MW) führt diese Betriebsdauer zu einer jährlichen Stromerzeugung von ca. 1 250 GWh. 2.3. Höhe der Beihilfe (20) Die Höhe der aufgrund der Ausschreibung gezahlten Prämie wird maximal 94 000 EUR/MW/Jahr im Wert vom 31.11.2011 betragen. Die Prämie wird für einen Zeitraum von 20 Jahren gezahlt werden und wird während der Projektdauer indexiert werden, um die Entwicklung der Betriebs- und Instandhaltungskosten zu berücksichtigen. Die Höhe der aufgrund der Ausschreibung gezahlten Prämie wird maximal 40 Mio. EUR pro Jahr betragen. (21) Die Prämie wird in Höhe von 20 % auf die Kapazitätspreise, 20 % auf die Arbeitskosten, 50 % auf die Höhe des Tarifs der Übertragung im regionalen Netz, 5 % auf die Kosten des Stromanschlusses und 5 % auf die Kosten des Gasanschlusses indexiert. (22) Die französischen Behörden haben erläutert, dass der von dem erfolgreichen Bieter vorgeschlagene Betrag sich aus (i) dem Wert der Kapazität gleich [50 000-60 000] (*1) EUR/MW/Jahr, und aus drei mit dem geographischen Standort des Projekts in Verbindung stehenden Faktoren ergibt, das heißt: (ii) aus den Mehrkosten in Verbindung mit dem Gastransport in Höhe von [20 000-40 000] EUR/MW/Jahr, (iii) den Mehrkosten in Verbindung mit dem Anschluss in Höhe von 6 000 EUR/MW/Jahr, und (iv) die Mehrkosten in Verbindung mit besonderen Umweltmaßnahmen in Höhe von 2 000 EUR/MW/Jahr. (23) Der Wert der Kapazität entspricht dem Betrag, der als Mehrkosten in Verbindung mit dem geplanten Datum der Inbetriebnahme des Kraftwerks abgedeckt wird. Die Bieter haben diese Mehrkosten als die Differenz zwischen den mit dem Verkauf der Energie auf dem Markt erwirtschafteten Einnahmen und den Kosten in Verbindung mit der schnellen Inbetriebnahme des Kraftwerks berechnet. Die Energieregulierungskommission CRE stellt fest: „Angesichts der gegenwärtigen Marktbedingungen und des Stands der Nachfrage nach Strom ist der Betrieb eines Kraftwerks des Typs GuD wirtschaftlich nicht rentabel. Die Rentabilität wird wahrscheinlich erst in mehreren Jahren erreicht sein. Es besteht somit ein entgangener Gewinn für den Bieter, aufgrund des Datums der vorzeitigen Inbetriebnahme des Kraftwerks, der durch diese Komponente der Prämie als abgedeckt gilt.“ (24) Eine neue Gasleitung von 111 km wird für die Versorgung des Kraftwerks benötigt. Die geschätzten Kosten für dieses Projekt belaufen sich auf ca. 100 Mio. EUR, die von GRTgaz (einem 2005 gegründeten französischen Unternehmen, das die Verwaltung des Gasfernleitungsnetzes in Frankreich sicherstellt) vorfinanziert werden. CEB wird durch die Zahlung des Tarifs für den Gastransport zu seiner Rentabilisierung beitragen. (25) Das französische Gesetz Nr. 2010-1488 vom 7. Dezember 2010 über die neue Organisation des Strommarkts („NOME“) hat einen Kapazitätsmechanismus eingeführt, mit dem Ziel, die Sicherheit der Stromversorgung Frankreichs sicherzustellen. (8) Das am Ende des Ausschreibungsverfahrens ausgewählte Kraftwerk in der Bretagne wird zum nationalen Kapazitätsmechanismus beitragen müssen. Die Vergütung, die von dem Kraftwerk im Rahmen dieses Mechanismus bezogen wird, wird gegebenenfalls von der aufgrund der Ausschreibung tatsächlich gezahlten Prämie abgezogen werden. 2.4. Dauer (26) Die Prämie wird für 20 Jahre ab dem Datum der Inbetriebnahme des Kraftwerks gewährt. 2.5. Begünstigte(r) (27) Der für Energie zuständige Minister hat gemäß der Stellungnahme der CRE das in der Gemeinde Landivisiau angesiedelte Projekt ausgewählt, das von der Compagnie Electrique de Bretagne („CEB“), einem Konsortium von Direct Energie und Siemens, getragen wird. (28) Der erfolgreiche Bieter ist ein Erzeuger von geringer Bedeutung auf dem französischen Stromerzeugungsmarkt, der kein anderes konventionelles Kraftwerk in der Bretagne besitzt. (29) Die von CEB angebotene garantierte Installationsleistung beträgt 422 MW. Der erfolgreiche Bieter hat sich verpflichtet, die industrielle Inbetriebnahme seines Kraftwerks spätestens im […] vorzunehmen. In ihrer Mitteilung vom 5. Oktober 2016 beschreiben die französischen Behörden die Verzögerungen, von denen das Projekt betroffen ist. Laut dem geänderten Datum der Inbetriebnahme des Kraftwerks ist diese für den […] geplant. (30) Gemäß den von dem erfolgreichen Bieter an die CRE übermittelten Daten verfügte dieser über keine andere Beihilfe, die er gleichzeitig mit der aufgrund der Ausschreibung gewährten Beihilfe bezogen hätte, und verfügt auch heute nicht über diese. Außerdem wird die Vergütung, die eventuell von dem Kraftwerk auf dem zukünftigen Kapazitätsmarkt bezogen wird, von der aufgrund der Ausschreibung gewährten Prämie abgezogen werden. 2.6. Der von CEB mitgeteilte Geschäftsplan (31) Zur Bekräftigung des den französischen Behörden unterbreiteten Angebots hat CEB einen Geschäftsplan mitgeteilt. Dieser Geschäftsplan weist einen internen Ertragssatz („IRR“) nach Steuern von [5-10] % aus. Für diese Rentabilität werden folgende Hauptannahmen zugrunde gelegt: ein Stundennutzungsvolumen von ca. [3 000-6 500] Stunden pro Jahr; eine Anfangsinvestition von [400-500] Mio. EUR. Die Einnahmen basieren einerseits auf einer Prämie von […] EUR/MW/Jahr und andererseits auf einer Nettovergütung, die sich aus einem Tolling-Vertrag ergibt und die eine durchschnittliche Vergütung von […] Euro pro Jahr darstellt. (32) Diese Tolling-Vereinbarung ist ein privatrechtlicher Vertrag, der zwischen CEB und einem Toller (dem Vertragspartner, zum Beispiel EDF) abgeschlossen wird und der den Kauf einer festgelegten Strommenge durch den Toller vorsieht. Die sich aus dieser Tolling-Vereinbarung ergebenden Einnahmen wurden so festgelegt, dass sie im Geschäftsplan die Bedingungen widerspiegeln, die CEB zum Zeitpunkt der Ausschreibung erwartungsgemäß erreichen konnte. Der Betrag der Tolling-Gebühr wurde auf der Basis eines stochastischen Prognosemodells berechnet. Die Annahmen zu diesem Vertrag basieren auf einem Verkauf der von dem Kraftwerk erzeugten Energie auf dem Markt durch den Toller zu einem Anfangsbetrag von […] Mio. EUR/Jahr von März 2017 bis Oktober 2036. Die Vergütung von CEB aufgrund des Tolling-Vertrags war Gegenstand einer Sensitivitätsanalyse. Ein pauschaler Subventionsindex wird für die Aktualisierung der Kapazitätsprämie angewandt. (33) Die Vergütung aufgrund des Tolling-Vertrags materialisiert die Kosten der Umwandlung von Gas in Strom und der Nutzung der Anlagen. Sie schließt eine variable Komponente ein, die darauf abzielt, die Einspeisungs-, Betriebs- und Instandhaltungskosten abzudecken. Sie beinhaltet zudem eine feste Komponente, die darauf abzielt, die fixen Betriebskosten sowie die Finanzierungs- und Amortisationskosten abzudecken. Die Tolling-Gebühr wird auch in eine nicht indexierte und eine indexierte Komponente unterteilt. Die indexierte Komponente zielt darauf ab, die fixen Betriebskosten abzudecken. Die nicht indexierte Komponente zielt darauf ab, die Infrastrukturkosten wie zum Beispiel die Finanzierungskosten des Projekts oder auch die Abschreibungen der getätigten Investitionen abzudecken. Der Einkauf von Gas wird angesichts des Vorliegens des Tolling-Vertrags nicht als Modell dargestellt. Der Geschäftsplan berücksichtigt direkt eine durchschnittliche operative Marge, die für die Dauer des Projekts vorausgeplant wird. (34) Der Geschäftsplan sieht außerdem die Aktualisierung mehrerer Annahmen während der Dauer des Projekts vor: Arbeitskostenindex, Erzeugerpreisindex, Endkosten für den Anschluss ans Netz. Diese Aktualisierung ist durch die Laufzeit des Geschäftsplans begründet, der sich auf einen Zeitraum von [15-20] Jahren erstreckt. Eine Kapazitätsprämie, die ebenfalls aktualisiert wird, wird dem Betreiber gewährt, um ihm eine Rentabilisierung seiner Investition zu ermöglichen. Diese Prämie hängt von der tatsächlichen Verfügbarkeit des Kraftwerks ab. Die feste Prämie hängt von einem Verfügbarkeitsfaktor des Kraftwerks ab. Eine Beteiligung am Kapazitätsmechanismus über die Wiederherstellung des Gleichgewichts hinaus ist im Geschäftsplan nicht vorgesehen. Wenn eine solche Beteiligung erfolgen würde, würde die aus dieser Beteiligung gewonnene Vergütung vom Betrag der Prämie abgezogen. (35) Die Fixkosten des Gastransports werden auf [10-20] Mio. EUR jährlich geschätzt. (36) Die variablen Betriebs- und Instandhaltungskosten sind das Produkt der variablen Betriebskosten und der Zahl der gleichwertigen Betriebsstunden. Die Betriebs- und Instandhaltungskosten werden von dem Toller an CEB gezahlt werden. (37) Die Sensitivitätsanalyse wurde ebenfalls zu anderen Annahmen wie zum Beispiel der Inflation oder den Lohnkosten durchgeführt. (38) Der Anschluss an das Netz wird von CEB finanziert werden, auch wenn er von RTE und GRTgaz durchgeführt wird. Diese Anschlusskosten werden auf jeweils [30-40] Mio. EUR und [20-30] Mio. EUR geschätzt. (39) Nach den berücksichtigten Annahmen werden am Ende des Geschäftsplans die Kosten für den Weiterverkauf der installierten Anlagen von den Kosten für den Abbau ausgeglichen werden, sodass der Endwert des Kraftwerks gleich null sein wird. (40) Ein Umsatz aus den Ausgleichsaktivitäten wird berücksichtigt. Die Bewertungsannahmen wurden von den französischen Behörden beschrieben (9). Diese Einnahmen machen weniger als 1,5 % der erwarteten Gesamtannahmen aus. (41) In seiner Mitteilung vom 5. Oktober 2016 stellt Frankreich klar, dass der Baubeginn […] mit einer industriellen Inbetriebnahme stattfinden könnte […]. 3. BESCHREIBUNG DER GRÜNDE FÜR DIE EINLEITUNG DES VERFAHRENS 3.1. Analyse des Vorliegens der Beihilfe (42) Die Kommission war der Ansicht, dass das in Artikel 107 AEUV niedergelegte Kriterium der Anrechenbarkeit erfüllt war. Im vorliegenden Fall ist die Maßnahme einerseits dem Staat zuzurechnen, da die Ausschreibungsbekanntmachung von dem für die Energie zuständigen Minister veröffentlicht worden ist, der auch das Projekt ausgewählt hat. Andererseits wird die an den erfolgreichen Bieter gezahlte Vergütung auf die Einzelhandelspreise über die „Abgabe für die öffentliche Stromversorgung“ (Contribution au Service Public de l'Electricité, CSPE) umgelegt. Nun war die Kommission aber in ihrem Beschluss Staatliche Beihilfe SA.36511 (2014/C) zu dem Ergebnis gelangt, dass die CSPE ein staatliches Mittel darstelle, da es sich um eine „vom Staat auferlegte Abgabe“ handelt, „die von einer vom Staat bestimmten Stelle gesammelt und verwaltet wird, um die Beihilferegelung gemäß den vom Staat festgelegten Vorschriften zu verwalten“ (10). (43) Betreffend das Vorliegen eines Vorteils für die Unternehmen vertraten die französischen Behörden die Auffassung, dass dieses Kriterium nicht erfüllt war, da die Ausschreibung die in der Altmark-Rechtsprechung niedergelegten Kriterien eingehalten hat (11). (44) Die Kommission war jedoch der Ansicht, dass die in der Altmark-Rechtsprechung niedergelegten Kriterien nicht eingehalten wurden. Damit eine öffentliche Dienstleistung der Einstufung als staatliche Beihilfe entgehen kann, müssen die folgenden vier Kriterien gleichzeitig erfüllt sein: i) das begünstigte Unternehmen muss mit der Erfüllung gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen beauftragt sein und diese Verpflichtungen müssen klar definiert sein; ii) die Parameter, auf deren Basis die Ausgleichsleistung berechnet wird, müssen in objektiver und transparenter Weise vorab festgelegt werden; iii) die Ausgleichsleistung darf nicht den notwendigen Betrag überschreiten, um die durch die Erfüllung gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen verursachten Kosten ganz oder teilweise abzudecken, unter Berücksichtigung der entsprechenden Einnahmen und eines angemessenen Gewinns; iv) wenn die Auswahl des mit der Erfüllung gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen beauftragten Unternehmens nicht über eine Ausschreibung erfolgt, muss die Höhe der Ausgleichsleistungen auf der Basis einer Analyse der Kosten festgelegt werden, die ein mittleres Unternehmen eingegangen wäre, unter Berücksichtigung der damit verbundenen Einnahmen sowie eines angemessenen Gewinns in Verbindung mit der Erfüllung dieser Verpflichtungen. Die Kommission war zwar der Ansicht, dass das zweite Kriterium eingehalten wurde, sie äußerte dagegen die folgenden Bedenken zu den drei folgenden Kriterien: 1. Betreffend das erste Kriterium (Vorliegen einer Dienstleistung von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse und genau definierter Auftrag) hat die Kommission Bedenken zu der Tatsache geäußert, dass der Bau und Betrieb des Kraftwerks Landivisiau als Dienstleistung von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse eingestuft werden könnten, erstens, da keine Elemente mitgeteilt wurden, die ein Problem der Sicherheit der Stromversorgung in der Bretagne in der Vergangenheit beweisen, und zweitens aufgrund der Unmöglichkeit für die Mitgliedstaaten, spezifische gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen mit Dienstleistungen zu verbinden, die bereits von Unternehmen, die unter normalen Marktbedingungen tätig sind, in zufriedenstellender Weise bereitgestellt werden oder werden könnten, in Übereinstimmung mit dem allgemeinen Interesse: in vorliegenden Fall hätten Unternehmen, die ihre Tätigkeiten unter normalen Marktbedingungen ausüben, die benötigte Kapazität bereitstellen können, um die Versorgungssicherheit in der Bretagne zu gewährleisten, wenn die französischen Rechtsvorschriften nicht verhindert hätten, dass die Strompreise die richtigen Signale senden, um Anreize für Investitionen in die Kapazität in der Region zu schaffen. Drittens ist die Maßnahme zudem diskriminierend gegenüber anderen Technologien, da sie sich nur auf die GuD-Technologie bezieht. Die Maßnahme ist daher in technologischer Hinsicht nicht neutral (12). Viertens ist die Maßnahme nicht angemessen, da der Bedarf für eine Anlage zur Erzeugung von 450 MW von den französischen Behörden nicht anhand einer ausführlichen Analyse des Bedarfs der Region an zusätzlichen Kapazitäten bestätigt wurde (13). Und schließlich ist langfristig gesehen die Ausschreibung dazu geeignet, das Problem im Bereich der Versorgungssicherheit zu versc