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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härfen: erstens dadurch, dass der Strommarkt für Investitionen geschlossen wird, die von keiner staatlichen Förderung profitieren; zweitens, indem das strukturelle Problem des „Missing Money“ (14) für den Stromerzeuger nicht gelöst oder gar noch verschärft wird; und drittens, indem die Möglichkeiten zur Entwicklung anderer Technologien eingeschränkt werden. 2. Betreffend das dritte Kriterium (überhöhte Ausgleichsleistung) hat die Kommission Zweifel daran geäußert, dass keine überhöhte Ausgleichsleistung erfolgt, einerseits aufgrund des Fehlens eines Anpassungsmechanismus entsprechend den zukünftigen Marktbedingungen, und andererseits aufgrund der Modalitäten der Ausschreibung, die keine Absicherung gegen das Risiko einer überhöhten Ausgleichsleistung bieten. 3. Betreffend das vierte Kriterium (Auswahl des Leistungserbringers zu den geringsten Kosten) hat die Kommission Bedenken gegenüber der Tatsache, dass die Ausschreibung die Auswahl des Leistungserbringers ermöglicht habe, der in der Lage ist, die Dienstleistung zu den geringsten Kosten für die Allgemeinheit zu erbringen, und zwar aufgrund der zu restriktiven Kriterien, um eine echte Auswahl des Leistungserbringers zu ermöglichen: Auswahl allein der GuD-Technologie, die nicht unbedingt diejenige mit den geringsten Kosten darstellt, Betrag der gewichteten Prämie in Höhe von 45 %, übermäßig eingeschränktes geographisches Gebiet, Auswahlkriterien, die zu anderen Teilen des PEB beitragen, wie zum Beispiel Umweltkriterien, die nicht geeignet sind, um zur Auswahl des Angebots mit den geringsten Kosten für die Allgemeinheit beizutragen. (45) Aufgrund der von der Kommission geäußerten Zweifel über die Einhaltung der Bedingungen der Altmark-Rechtsprechung durch die Maßnahme vertrat die Kommission in ihrer vorläufigen Analyse die Ansicht, dass die Maßnahme dem erfolgreichen Bieter einen Vorteil verschaffen könne, wobei dieser Vorteil selektiv sei, da er einem einzigen Unternehmen, CEB, gewährt wurde. (46) Betreffend die Auswirkungen auf den Wettbewerb und die Beeinträchtigung des Handels war die Kommission der Ansicht, dass die Maßnahme den Handel und den Wettbewerb beeinträchtigen könnte, sofern der erfolgreiche Bieter, der von einer vorteilhaften Maßnahme profitiert, mit anderen Stromerzeugungsanlagen und anderen Anbietern von Kapazität in für den Wettbewerb geöffneten Märkten konkurrieren wird (Stromverkaufsmarkt, Ausgleichsmechanismus). 3.2. Prüfung der Vereinbarkeit 3.2.1. Überblick über den Rechtsrahmen (47) Die Kommission vertrat in ihrem Beschluss über die Einleitung des Verfahrens die Ansicht, dass die Maßnahme im Hinblick auf Artikel 107 des AEUV beurteilt werden müsse, für den Fall, dass ihre Zweifel betreffend die Erfüllung aller von der Altmark-Rechtsprechung festgelegten Kriterien bestätigt würden. Die Maßnahme müsste dann anhand der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014 überprüft werden (15), die die Bedingungen darlegen, zu denen Energiebeihilfen auf der Grundlage von Artikel 107 AEUV als mit dem Binnenmarkt vereinbar betrachtet werden können. (48) Hilfsweise hat die Kommission festgestellt, dass, falls ihre geäußerten Bedenken hinsichtlich der Definition der gemeinwirtschaftlichen Verpflichtung nicht bestätigt würden, die Überprüfung der Vereinbarkeit auf der Grundlage der Mitteilung der Kommission über den Rahmen der Europäischen Union für staatliche Beihilfen in Form von Ausgleichsleistungen für die Erbringung öffentlicher Dienstleistungen (2011) anwendbar wäre. 3.2.2. Beurteilung der Vereinbarkeit (49) Betreffend das Ziel von gemeinsamem Interesse hat die Kommission Bedenken gegenüber der Tatsache geäußert, dass die Maßnahme dazu beitrage, dem gemeinsamen Ziel der Gewährleistung der Sicherheit der Stromversorgung zu dienen: einerseits schien das Ziel der Maßnahme nicht ausreichend klar definiert (allgemeiner Kapazitätsmangel, Nachfragespitzen), und andererseits könnte die Maßnahme mittelfristig nicht das ordnungspolitische Versagen und das Marktversagen beheben, die gegenwärtig ein ausreichendes Investitionsniveau in der Bretagne verhindern. (50) Die Erforderlichkeit der Maßnahme war nicht ausreichend bewiesen, da keine zufriedenstellende Quantifizierung des Kapazitätsmangels bei saisonalen Verbrauchsspitzen oder in Spitzenlastzeiten vorlag. Die Erforderlichkeit der Maßnahme konnte außerdem durch die Möglichkeit in Frage gestellt werden, angemessene lokale Preise einzuführen, wodurch Preissignale gesendet würden, die als Investitionsanreize dienten, ohne dass Beihilfen vergeben würden. (51) Die Kommission war nicht von der Geeignetheit der Maßnahme überzeugt. Einerseits waren alternative Maßnahmen (Aufteilung der Tarifzone, intelligente Stromzähler, Ausbau des Stromverteilnetzes) offenbar von den französischen Behörden nicht ausreichend untersucht worden. Andererseits wurden auch Bedenken gegenüber dem restriktiven Charakter der Maßnahme geäußert, die auf bestimmte Typen von Anbietern von Kapazität ausgerichtet war, welche an der Ausschreibung teilnehmen konnten (die Ausschreibung war auf eine einzige Art von Technologie begrenzt — kombinierte Gasturbinen-Dampfturbinen-Technologie). Schließlich bot die Maßnahme auch keinen Anreiz zum Einsatz einer Laststeuerung. (52) Betreffend die Verhältnismäßigkeit hat die Kommission ebenfalls Bedenken geäußert: der restriktive Charakter der Ausschreibung hätte Wettbewerber von einer Teilnahme abhalten können, welche es ermöglicht hätte, den Betrag der Beihilfe zu minimieren. Außerdem sah die Maßnahme keinen Anpassungsmechanismus im Fall von unerwarteten Gewinnen vor. (53) Schließlich hat die Kommission Zweifel gegenüber der Fähigkeit der Maßnahme geäußert, unerwünschten negativen Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel zwischen Mitgliedstaaten vorzubeugen. Erstens war die Maßnahme in technologischer Hinsicht nicht neutral. Sie war nämlich für Maßnahmen geschlossen, die ebenfalls geeignet waren, Probleme der Angemessenheit der Kapazität zu beheben: Laststeuerung, Verbindungsleitungen (Interkonnektoren), Speicherungslösungen, aber auch andere Technologien (Verbrennungsturbinen). Zweitens hatte angesichts der Direct Energie eingeräumten Möglichkeit, die erzeugte Energie zu einem Rabattsatz von 5 % an EDF zu verkaufen, anstatt sie selbst zu vermarkten, die Kommission Bedenken wegen des Risikos einer Stärkung der Stellung von EDF auf dem Energieversorgungsmarkt. 4. STELLUNGNAHMEN DER BETEILIGTEN (54) Die Kommission hat 58 Antworten von Beteiligten außer dem französischen Staat im Laufe der Konsultationzum Einleitungsbeschluss erhalten. Diese verschiedenen Antworten wurden nachfolgend nach Thema zusammengefasst. Bei der Beurteilung der Maßnahme wird auf diese eingegangen werden. 4.1. Prüfung der Vereinbarkeit 4.1.1. Gemeinsames Interesse (55) 39 Beteiligte sind der Ansicht, dass das Risiko eines Stromausfalls von den französischen Behörden überschätzt wird. Denn selbst während der außergewöhnlichen Kältewelle im Jahr 2012 sind derartige Stromausfälle nicht eingetreten. Stromausfälle, die auf dem Gebiet der Bretagne eingetreten sind, wurden durch Faktoren verursacht, die nicht mit dem Netzbetrieb in Verbindung stehen (zum Beispiel durch umgestürzte Bäume). Der letzte ernsthafte Stromausfall, der in Frankreich bekannt ist, trat 1978 ein, wobei während einiger Stunden in drei Vierteln des Landes der Strom ausgefallen war. Diese Situation hat sich jedoch nie wiederholt, da RTE die erforderlichen Maßnahmen ergriffen hatte, damit keine weitere Störung dieser Art mehr auftreten kann. (56) Andere Stellungnahmen der beteiligten Parteien heben hingegen die Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Ziel des gemeinsamen Interesses hervor. Etwa 20 dieser Parteien sind der Ansicht, dass die Versorgungssicherheit der Bretagne nicht gewährleistet ist. Die besondere geographische Lage der Bretagne, die sich am Leitungsende befindet, ist mit einer geringen lokalen Stromerzeugung verbunden, die nur 13,3 % des Verbrauchs abdeckt (16). Ihr Kraftwerkspark ist zudem durch das Fehlen von Grundlastkraftwerken gekennzeichnet, die in der Lage sind, in autonomer Weise die Nachfrage abzudecken, was den Bau des Gas-Kombikraftwerks rechtfertigen würde. Denn obwohl die Region eine Erhöhung der Energieerzeugung aus erneuerbaren Ressourcen verzeichnet, erfordert der fluktuierende Charakter dieser Energiequellen den Bau eines Grundlastkraftwerks, um ihrer eventuellen Unfähigkeit der Bewältigung von Nachfragespitzen abzuhelfen. 4.1.2. Erforderlichkeit der Maßnahme 4.1.2.1. Ausbau des Netzes (57) Einige Parteien begründen die fehlende Erforderlichkeit der Maßnahme mit der schlechten Dimensionierung des Netzes in der Region. Es bestehen starke Engpässe auf den 225-kV-Leitungen im Norden der Bretagne. Mehrere Parteien sind daher der Ansicht, dass der zukünftige Bau einer elektrischen Erdleitung von 225 kV, die die Transformatorenstationen von Calan (Morbihan), Mûr-de-Bretagne und Plaine-Haute (Côtes d'Armor) verbindet, die Stromversorgung in der Bretagne sichern würde, indem er den Import von zusätzlichen 700 MW in die Bretagne ermöglichen würde und den reibungslosen Transport von Strom aus Anlagen für erneuerbare Energien in der Region (Onshore- und Offshore-Anlagen) erleichtern würde. Ihre für November 2017 geplante Inbetriebnahme wird es ermöglichen, das Stromnetz der Region zu vervollständigen und die Stromversorgung der Nord- und Zentralbretagne dauerhaft zu sichern. (58) Sie stellen fest, dass andere französische Regionen ebenfalls Strom importieren: Île-de-France, Bourgogne-Franche-Comté und in geringerem Maße Pays de la Loire und Provence-Alpes-Côte d'Azur („PACA“). In diesen Regionen wurden die Investitionen in die Netzverstärkung gegenüber dem Bau eines neuen Kraftwerks bevorzugt. So hat sich zum Beispiel die Region PACA dafür entschieden, sich ein Sicherheitsnetz zuzulegen, das aus drei elektrischen Erdleitungen von 225 kV besteht und das es ihr heute ermöglicht, über eine ebenso leistungsfähige und zuverlässige Stromversorgung zu verfügen wie im übrigen Frankreich (17). (59) Daher schlagen mehrere Beteiligte eine „Netz“-Lösung vor: Sie sind der Ansicht, dass eine Verdopplung der 400-kV-Leitung Plaine-Haute — Domloup oder eine Verstärkung der 225-kV-Leitung es ermöglichen würde, die Übertragungskapazität zu erhöhen und somit Strom in ausreichender Höhe zu importieren, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Zu letzterer Option stellt ENGIE fest, dass diese Verdopplung der 400-kV-Leitung eine zusätzliche Übertragungskapazität bieten würde, die selbst langfristig deutlich über dem notwendigen Bedarf liegen würde, wodurch die Investition wenig gerechtfertigt wäre. Die Verstärkung der 225-kV-Leitung würde daher dem tatsächlichen Bedarf eher gerecht werden, würde aber dennoch die Verstärkung einer bedeutenden Netzlänge erfordern. 4.1.2.2. Entwicklung der Nachfrage (60) Mehrere Parteien sind der Ansicht, dass die Entwicklung der Nachfrage die Maßnahme nicht notwendig macht, um das Ziel der Versorgungssicherheit zu erreichen: 1. Diese stützen sich erstens auf einen Bericht des RTE von 2014, nach dem die Thermosensitivität tendenziell abnimmt. So ist 2014 der Verbrauch in der Bretagne um 150 MW gestiegen, als die Temperatur um ein Grad gesunken ist. Vorher lag dieser Anstieg in der Größenordnung von 200 MW pro Grad Temperaturrückgang. 2. 16 Beteiligte sehen zweitens eine sinkende Nachfrage voraus, was durch die Installation intelligenter Stromzähler und die Einführung der Ecowatt-Initiative begünstigt wird. Diese Initiative ermöglicht es freiwillig teilnehmenden Bürgern, sich informieren zu lassen, wenn eine angespannte Situation im Netz vorliegt, damit sie ihren Stromverbrauch entsprechend reduzieren. 3. Die Beteiligten sind der Ansicht, dass die Verbesserung der Energieeffizienz von Gebäuden, die zu einer Entwicklung der Nachfrage in Richtung eines verstärkten Nachfragemanagements führen sollte, bezeichnend für die fehlende Erforderlichkeit der Maßnahme ist. (61) Einige Parteien, die das Projekt befürworten, stützen sich dagegen auf die Prognose eines Bevölkerungswachstums in der Bretagne, zu der eine starke Thermosensitivität hinzukommt, um die Erforderlichkeit der Maßnahme zu rechtfertigen und dem erwarteten Anstieg der Nachfrage zu entsprechen. 4.1.2.3. Entwicklung der Stromerzeugung (62) Einige Parteien sind der Ansicht, dass die Entwicklung der Stromerzeugung die Maßnahme nicht notwendig macht: 1. Die Gegner des Projekts berücksichtigen zuerst die Tatsache, dass bereits Investitionen getätigt wurden, um die Betriebsdauer der Standorte Brennilis und Dirinon zu verlängern, wodurch das Datum der Stilllegung nicht mehr auf 2017, sondern auf 2023 festgelegt wurde. Infolgedessen sind fünf Beteiligte der Ansicht, dass die Erzeugung der bestehenden Gasturbinenkraftwerke es ermöglicht, die Verbrauchsspitzen auszugleichen und das Risiko eines allgemeinen Spannungsausfalls (Blackout) zu vermeiden. Zehn Parteien stellen außerdem fest, dass diese Standorte Gegenstand einer chronischen Unterauslastung sind, weshalb die Beihilfe zum Bau einer neuen Erzeugungsanlage nicht nötig ist. Als Beispiel versichert der Verein „Consommation, Logement et Cadre de Vie“, dass die Gasturbinenkraftwerke von Brennilis und Dirinon nur mehrere Dutzend Stunden (ca. 70 Stunden im Jahr 2012) bis mehrere hundert Stunden (ca. 265 Stunden im Jahr 2010) in Betrieb sind. 2. ENGIE ist zweitens der Ansicht, dass die Gasturbine von SPEM Pointe, für die die Sofortreserve und Zusatzreserve mit RTE zu einem Preis von 25 000 EUR/MW/Jahr über eine Ausschreibung vertraglich vereinbart wird, zahlreiche Vorteile im Vergleich zu einer neuen Anlage bieten würde, wie etwa der geringe Anschaffungspreis der Gasturbine und die bereits abgeschriebenen Kosten des Anschlusses an das Stromnetz. So stellt das Unternehmen fest, dass die von RTE im Rahmen dieser Ausschreibungen festgelegte Prämie eine geringere Höhe aufweist als die Jahresprämie von 40 000 000 EUR, die für das Projekt des Gas-Kombikraftwerks verlangt wird, und zwar 94 000 EUR/MW/Jahr. 3. Schließlich erwähnen die Beteiligten die Möglichkeit für die Region, Strom zu „importieren“. Die Personen, die das Projekt ablehnen, sind der Ansicht, dass die Region tatsächlich den von ihr benötigten Strom aus benachbarten Regionen beziehen kann, insbesondere aus dem Gasturbinenkraftwerk Cordemais. (63) 20 Parteien sind der Ansicht, dass die Entwicklung der Stromerzeugung hingegen die Einführung der Maßnahme rechtfertige. Fünf Beteiligte, die das Projekt befürworten, geben nämlich an, dass die einzigen derzeit in der Bretagne angesiedelten Kraftwerke die Gasturbinenkraftwerke Brennilis und Dirinon sind. Sie sehen die Maßnahme umso mehr als nötig an, als diese Gasturbinenkraftwerke das Ende ihres Lebenszyklus erreicht haben, da sie maximal bis 2023 in Betrieb sein werden. Ihre geplante Stilllegung macht es also erforderlich, ausreichend lange vorher eine Alternative vorzusehen. Drei Parteien, die den Bau des Gas-Kombikraftwerks befürworten, erinnern nämlich daran, dass diese Ölturbinen aus Gründen des Umweltschutzes spätestens bis 2023 stillgelegt werden sollten und dass es sich daher nur um eine kurzfristige Lösung handeln kann, die nicht ausreichend ist, um das Ziel der Versorgungssicherheit der Region zu erreichen. 4.1.3. Geeignetheit der Maßnahme (64) Mehrere Beteiligte bestreiten die Geeignetheit der Maßnahme: 1. Wie unter Randnummer 61 erläutert, sind die Gegner des Projekts der Ansicht, dass das Projekt angesichts des tatsächlichen Verbrauchsbedarfs in der Bretagne viel zu groß dimensioniert ist. Die Verbrauchsspitze wird auf 200 MW während eines Zeitraums von 200 bis 400 Stunden jährlich für die Spitzenlast im Departement Finistère geschätzt. Das vom französischen Staat und dem Regionalrat geplante Projekt — 450 MW für über 3 000 Stunden jährlich — wäre somit überdimensioniert. 2. Außerdem lässt sich gemäß den Analysen von RTE (18), die von einigen das Projekt ablehnenden Parteien herangezogen werden, die sinkende Wachstumsrate der Energienachfrage durch strukturelle Gründe erklären (Verlangsamung des Bevölkerungswachstums, Auswirkungen der Wirtschaftskrise und der Energieeffizienzmaßnahmen). Ihrer Ansicht nach sollte das PEB-Abkommen geändert werden, um diese Elemente zu berücksichtigen. Die Nachfragespitzenquote ist seit 2009 eher stabil und im Jahr 2014 sogar gesunken. Außerdem nimmt die Thermosensitivität tendenziell ab (wie in Abschnitt 4.1.2.2 erläutert), wodurch die Verbrauchsspitzen automatisch zurückgehen sollten. Diese Argumentation wurde bereits in Erwägungsgrund 60(1) erläutert. 3. Schließlich stellen sie fest, dass andere Projekte besser geeignet wären, um die Probleme der Versorgungssicherheit der Bretagne langfristig zu beheben, wie etwa das Verbindungsleitungs-Projekt mit Irland oder der Bau eines Pumpspeicherwerks (PSW). Das erste Projekt wird eine langfristige Stromversorgung der Region ermöglichen und entspricht den Zielen des Energiebinnenmarkts. Dem PSW-Projekt von Guerdélan trauen ebenfalls zwei Parteien die Fähigkeit zu, das Energiedefizit bei Verbrauchsspitzen zu beheben. (65) Die das Projekt befürwortenden Parteien entwickeln die folgende Argumentation: 1. Mehrere Beteiligte bestehen zunächst auf dem Vorteil der Wahl einer Erzeugungsanlage des Typs Gas-Kombikraftwerk. Diese bietet ihrer Ansicht nach einen besseren Wirkungsgrad und eine stabilere Erzeugung als die Standorte, die erneuerbare Energiequellen nutzen. Für mehrere Beteiligte stellt sie den besten Kompromiss bezüglich Effizienz und Umweltauswirkungen dar. 2. Auch wenn einige Beteiligte auf den Vorteil der Entwicklung der Kraft-Wärme-Kopplung hinweisen, bleibt das Potenzial solcher Standorte begrenzt (in der Größenordnung von 150 MW) und dies würde den Bau mehrerer Kraftwerke sowie mehrere Netzanschlussverfahren erfordern. Der Bau einer neuen Erzeugungskapazität des Typs Gas-Kombikraftwerk würde es dagegen ermöglichen, die Notwendigkeit von Bauarbeiten zur Netzverstärkung beträchtlich zu reduzieren (die Gründe werden übrigens in Erwägungsgrund 78 dargelegt). 3. Außerdem gewährleistet das Vorhandensein zahlreicher Flüssiggasterminals in Frankreich — und insbesondere der Bau des neuen Standorts von Dünkirchen, der durch die Möglichkeit für die Investoren gefördert wurde, eine Befreiung von dem Grundsatz des Zugangs Dritter zum Netz zu erhalten — die Sicherheit der Gasversorgung, die für den ordnungsgemäßen Betrieb des Kraftwerks erforderlich ist. Es würde somit eine Übereinstimmung zwischen den laufenden und zukünftigen Investitionen bestehen. 4.1.4. Anreizeffekt (66) Gemäß Abschnitt 3.2.4 der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen hat die Maßnahme einen Anreizeffekt, wenn sie den Begünstigten dazu anregt, sein Verhalten zu ändern, um das Funktionieren des Energiemarkts zu verbessern. Diese Verhaltensänderung würde ohne die Beihilfe nicht eintreten. (67) ENGIE ist der Ansicht, dass der Anreizeffekt der Maßnahme negativ ist. Die Prämie sendet ein negatives wirtschaftliches Signal auf dem Strommarkt in Frankreich, da sie das Kraftwerk zu einer Erzeugung anregt, die über dem tatsächlichen Marktbedarf liegt und somit andere Marktteilnehmer verdrängt. 4.1.5. Verhältnismäßigkeit (68) Die fehlende Verhältnismäßigkeit wird von mehreren Beteiligten hervorgehoben: 1. Diese bemängeln zunächst die Höhe der Beihilfe, die sie als unverhältnismäßig ansehen, womit das Risiko einer übermäßigen Vergütung des Kraftwerks besteht: Erstens wäre das Projekt nach Ablauf von fünf Jahren rentabel, während die Prämie für einen Zeitraum von 20 Jahren gezahlt wird. Zweitens wird es Direct Energie erlaubt sein, Strom auf dem Markt zu verkaufen, während diese Zusatzeinnahmen bei der Abfassung der Ausschreibung nicht berücksichtigt wurden. Drittens hebt die von ENGIE vorgelegte Studie den vollkommen unverhältnismäßigen Charakter der von CEB verlangten festen Prämie hervor. Tatsächlich wäre eine Beihilfe von 20 Mio. EUR jährlich während 20 Jahren ausreichend gewesen, um die Rentabilität eines Gas-Kombikraftwerks in Frankreich sicherzustellen. Doch die vom Kraftwerk Landivisiau bezogene Kapazitätsprämie (ohne den Anschluss an das Gas- und Stromnetz) würde in der Größenordnung von 73 000 EUR/MW/Jahr (nicht inflationsbereinigt) liegen; Landivisiau kommt somit in den Genuss einer Beihilfe von 31 Mio. EUR pro Jahr während 20 Jahren, die deutlich höher als die benötigten 20 Mio. EUR pro Jahr ist. 2. Außerdem stellen mehrere Parteien die Finanzierungsart über die „Abgabe für die öffentliche Stromversorgung“ (Contribution au Service Public de l'Electricité, CSPE).in Frage, die sie für rechtswidrig halten. Die französischen Behörden sehen nämlich vor, dass die an den erfolgreiche Bieter gezahlte Vergütung über die CSPE auf die Einzelhandelspreise für Strom überwälzt wird. Mehrere Beteiligte sind der Ansicht, dass diese Finanzierung über die CSPE rechtswidrig ist. Sie sind der Auffassung, dass die Finanzierung eines Kraftwerks des Typs GuD nicht zu der Liste der Ziele der CSPE gehört, die mit dem französischen Gesetz Nr. 2003-8 vom 3. Januar 2003 festgelegt wurde, und insbesondere, dass die CSPE im Wesentlichen auf die Förderung der erneuerbaren Energien abzielt, was das Kraftwerk, welches Gegenstand der Maßnahme ist, ausschließt. (69) Außerdem hebt ENGIE hervor, dass das Projekt Landivisiau von einer Gasanschluss-Prämie zwischen 40 000 EUR2018/MW/Jahr und 50 000 EUR2018/MW/Jahr profitiert, womit die Investition der Verstärkung der vorgelagerten Gasleitung für einen Betrag von 100 Mio. EUR ausgeglichen werden soll. Diese Vergütung würde zu einem internen Ertragssatz (interner Ertragssatz Projekt) zwischen 9,8 % (Annahme: 40 000 EUR/MW/Jahr ohne Inflation des Tarifs) und 16,5 % (Annahme: 50 000 EUR/MW/Jahr mit Inflation des Tarifs) führen. ENGIE ist der Ansicht, dass ein solches Vergütungsniveau sehr hoch im Vergleich zu dem von CEB eingegangenen, sehr geringen Risiko wäre, da die Gasanschluss-Prämie eine vom französischen Staat garantierte Einnahme darstellt, ohne dass ein anderes Risiko als das Verfügbarkeitsrisiko des Gas-Kombikraftwerks Landivisiau besteht. Zum Vergleich: Im Rahmen einer Ausschreibung zu Offshore-Windkraftanlagen in Frankreich (ohne Überseegebiete) darf die Rentabilität des RTE-Anschlusses ein Rentabilitätsniveau vor Steuern von 7,25 % (d. h. eine Rate nach Steuern von 5,5 %) nicht übersteigen. Somit übersteigt die Rentabilität nach Steuern des Projekts Landivisiau, die zwischen 9,8 % und 16,5 % liegt, diese Schwellenwerte sehr deutlich (19). Eine Gasanschluss-Prämie von 23 000 EUR/MW/Jahr ohne Inflation wäre laut ENGIE ausreichend, um eine Rentabilität vor Steuern von 7,25 % zu gewährleisten. 4.1.6. Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel zwischen Mitgliedstaaten (70) Die Auswirkungen auf den Wettbewerb werden von den Beteiligten aus zwei Perspektiven erläutert. Sie sind entgegengesetzter Ansicht bezüglich der Auswirkungen der Beihilfe zum einen auf den bestehenden Wettbewerb zwischen den Stromerzeugern, und zum anderen zwischen den eingesetzten Technologien zum Nachteil von Energiequellen mit der geringsten Umweltbelastung. (71) Betreffend die potenziell wettbewerbsverzerrende Wirkung ist ENGIE der Ansicht, dass die Beihilfe zur Stärkung der marktbeherrschenden Stellung von EDF beitragen wird. (72) In ihrem Beschluss über die Einleitung des Verfahrens hat die Kommission darauf hingewiesen, dass die Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen fordern, dass die geplante Beihilfemaßnahme nicht ungerechtfertigt die beherrschende Stellung des historischen Anbieters auf dem Markt stärkt. So hat die Kommission daran erinnert, dass in Frankreich „die Stromerzeugungs- und Stromversorgungsmärkte stark konzentriert sind und von dem historischen Anbieter EDF beherrscht werden, der gegenwärtig etwa 85 % des Einzelhandels