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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verwendeten Analyserahmens (160) Die Dienstleistung kann nicht als gemeinwirtschaftliche Verpflichtung eingestuft werden, wie in den Erwägungsgründen 144 bis 147 dargelegt. Folglich ist die Mitteilung der Kommission über die Einschränkung der Dienstleistungen von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse im vorliegenden Fall nicht anwendbar. (161) Die Kommission beurteilt somit die Vereinbarkeit der Maßnahme anhand von Abschnitt 3.9 der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen. In den Randnummern 19 bis 34 der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen wird die angemessene Erzeugung als (i) erzeugte Kapazitäten definiert, die als angemessen erachtet werden, um in einem bestimmten Zeitraum die Nachfrage im Mitgliedstaat zu decken; ii) dabei wird ein konventioneller statistischer Indikator zugrunde gelegt, der von maßgeblichen Organisationen (zum Beispiel dem Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (‚ENTSO-E‘)) verwendet wird. (162) Betreffend das erste Kriterium ist die Kommission der Auffassung, dass die Maßnahme tatsächlich auf die Bereitstellung ausreichender Erzeugungkapazitäten ausgerichtet ist, um die Nachfrage in der Bretagne sowohl quantitativ (siehe Erwägungsgrund 166) als auch qualitativ (Erwägungsgrund 174) zu decken. (163) Betreffend das zweite Kriterium ist die Kommission der Ansicht, dass die Indikatoren, die den hinreichenden Charakter der von dem Gas-Kombikraftwerk vorgebrachten Antwort stützen, in ausreichender Weise objektiviert werden (siehe Erwägungsgrund 168). 6.3.2. Ziel von gemeinsamem Interesse und Erforderlichkeit (164) Die Kommission ist der Auffassung, dass die Maßnahme zur Erreichung eines Ziels von gemeinsamem Interesse beiträgt und dass sie notwendig ist, gemäß Abschnitt 3.9.1 und 3.9.2 der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen, wenn sie die folgenden Bedingungen erfüllt: i) das Problem der Angemessenheit der Erzeugungskapazitäten muss mit Hilfe eines quantifizierbaren Indikators identifiziert werden und die Ergebnisse müssen mit der von ENTSO-E durchgeführten Analyse kohärent sein; ii) die Maßnahme muss ein genau definiertes Ziel verfolgen; iii) die Maßnahme muss auf die Natur und die Ursachen des Problems abzielen, und insbesondere auf das Marktversagen, das den Markt daran hindert, das erforderliche Kapazitätsniveau bereitzustellen; iv) der Mitgliedstaat muss weitere Optionen zur Behandlung des Problems in Betracht gezogen haben. (165) Das Problem der Angemessenheit der Kapazität wurde eindeutig identifiziert und quantifiziert. Die für 2017 geplante Stilllegung der vier Gasturbinenkraftwerke von Brennilis und Dirinon und der Ölturbinenblöcke am Standort Cordemais — bei ausbleibenden Investitionen in Kapazitäten — würde zu einem verbleibenden Kapazitätsdefizit führen, das für den Zeitraum 2017-2020 auf 200 MW bis 600 MW pro Jahr geschätzt wird, wie in Erwägungsgrund 81 dargelegt. Auch wenn eine Verlängerung der Betriebsdauer dieser Kraftwerke geplant wurde, müssten sie spätestens 2023 stillgelegt werden. Zu diesem Punkt hebt die Kommission die geringe EigenErzeugung in der Bretagne hervor, mit 13,3 % des Verbrauchs im Jahr 2014, davon 11,8 % aus erneuerbaren Energien, was die geringe Bedeutung des Anteils der Erzeugung aus nicht fluktuierenden Energien zeigt. Diese Sachverhalte widerlegen die von einigen Beteiligten ausgeführte Argumentation (siehe Erwägungsgrund 55). Sie bestätigen dagegen die von diesen in den Erwägungsgründen 61, 63 und 81 ausgeführte Argumentation. (166) Die Kommission ist zudem der Auffassung, dass das mit der Spannungshaltung verbundene Risiko von den französischen Behörden in zufriedenstellender Weise objektiviert wurde. RTE hat nämlich beschlossen, vier Mal im Laufe des Jahres 2012 ein spezifisches System zur Bekämpfung von Vorfällen in Verbindung mit einem Spannungszusammenbruch in der Bretagne einzurichten. Ein solches System besteht in einem System zur Auslösung von Lastabwürfen, das während der kritischsten Zeiträume eingerichtet wird. (167) Die Erforderlichkeit der von den französischen Behörden vorgestellten Maßnahme stützt sich auf quantifizierte Daten aus Studien, die von RTE im Rahmen seiner jährlichen Publikationstätigkeit erstellt wurden (40). (168) Einerseits ist die angewandte Methode mit derjenigen vereinbar, die in der Vorausschätzung von RTE angewandt wurde. Diese Methode basiert auf einem probabilistischen Ansatz, in dem das Angebots- und das Nachfrageniveau durch eine Simulation der Funktionsweise des europäischen Stromsystems im Stundenschritt über ein ganzes Jahr gegenübergestellt werden. Einige Parameter, wie etwa die Verfügbarkeit des Anlagenparks, stützen sich auf die Bezugsparameter der von ENTSO-E durchgeführten Studien. (169) Andererseits stützen sich die mitgeteilten Daten grundsätzlich auf die Elemente der Vorausschätzung, die Folgendes bestätigen: i) eine Verbrauchsdynamik, die 2,7-mal höher ist als der nationale Trend für den Zeitraum 2006-2012 (Anstieg des Verbrauchs um durchschnittlich 1,6 % in den letzten sechs Jahren in der Bretagne); ii) Verbrauchsspitzen, die noch eine Sensitivität für die Klimabedingungen aufweisen und die über der durchschnittlichen Sensitivität in Frankreich liegen, was hauptsächlich durch die Verbrauchsstruktur der Region zu erklären ist, in der der Wohn- und Dienstleistungssektor einen hohen Anteil besitzen; iii) nicht ausreichende lokale Erzeugungskapazitäten, da die in der Bretagne angesiedelten Erzeugungskapazitäten nur 13 % der in der Region verbrauchten elektrischen Energie bereitstellen (siehe Erwägungsgrund 166); iv) am Netz vorgenommene Verbesserungen, die teilweise dem Problem der Angemessenheit entsprechen. Tatsächlich schwächt das Ungleichgewicht zwischen erzeugter und verbrauchter Energie die Versorgungssicherheit der Region, die insbesondere folgende Schwachpunkte aufweist: die nördliche Bretagne, die den größten Teil des Departements Côtes-d'Armor sowie die Ballungsgebiete Saint-Malo und Dinard umfasst, deren Stromversorgung bei einer Nichtverfügbarkeit der 44-kV-Leitung Plaine-Haute — Domloup unterbrochen würde, und die gesamte Region Bretagne, die einem Risiko des Spannungszusammenbruchs unterliegt, der durch die große Entfernung zwischen den Erzeugungsstandorten und den Verbrauchszentren verursacht wird. Mehrere Investitionen wurden von RTE getätigt. Insbesondere hat das Unternehmen zwischen 2011 und 2013 auf das gesamte Gebiet der westlichen Region verteilte Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 1 150 MVAR (Mega-VAR) gebaut, um die während der Kälteperioden benötigte Leistung zu gewährleisten. Laut RTE müssen diese Anlagen durch den Anschluss des Gas-Kombikraftwerks Landivisiau ergänzt werden, um wieder eine hinreichende Absicherung für den Fall eines Spannungszusammenbruchs zu garantieren und so ein ausreichendes „Sicherheitsnetz“ zu erhalten (41). (170) Die Maßnahme verfolgt zudem ein genau definiertes Ziel, das darin besteht, dem Marktversagen entgegenzutreten — das heißt ausbleibenden Investitionen trotz ihrer Erforderlichkeit in der Bretagne —, um einen Spannungszusammenbruch in der gesamten Region zu vermeiden, der allein mit dem Bau von Stromleitungen nicht ausgeglichen werden könnte, wie in Erwägungsgrund 98 erläutert. Die Kommission erkennt die Argumentation an, nach der die Region Bretagne unter dem Problem eines „Missing Money“ leide, das sich durch Preise erklärt, die vor dem Hintergrund des Strommangels in der Bretagne nicht ausreichend steigen, und das — wie in den Erwägungsgründen 101 und 95 erwähnt — nicht durch eine Aufteilung der Tarifzone behoben werden könne. Zudem ermöglicht es der Kapazitätsmechanismus auch nicht, dem spezifischen Bedarf der Region zu entsprechen (siehe Erwägungsgrund 177). (171) Diese Sachverhalte erklären laut der Kommission in zufriedenstellender Weise die ausbleibenden Investitionen in neue Kapazitäten ohne finanzielle Unterstützung staatlicher Herkunft. (172) Die Maßnahme ist auf zwei Ebenen auf die Ursachen des identifizierten Problems gerichtet, und insbesondere auf das Versagen des Marktes, das ihn daran hindert, die erforderliche Kapazität bereitzustellen. Einerseits ermöglicht es die Wahl der Technologie des Gas-Kombikraftwerks, zugleich dem Bedarf der Leistung und dem Bedarf der Verfügbarkeit zu entsprechen, wie sie in dem Bretonischen Stromabkommen (PEB) identifiziert wurden. Das Gas-Kombikraftwerk ermöglicht die Sicherstellung der Versorgungssicherheit und trägt zur Aufrechterhaltung der elektrischen Spannung in diesem Gebiet bei. Dieser Punkt wird in den Erwägungsgründen 104 und folgende näher ausgeführt. Andererseits ist der Anteil der nicht fluktuierenden Stromerzeugung, die bei Verbrauchsspitzen im Winter verfügbar ist, sehr gering, was ein Risiko darstellt. (173) Zur Begründung der Erforderlichkeit, einen konstanten Spannungspegel aufrechtzuerhalten, hebt die Kommission das Vorhandensein einer von RTE identifizierten elektrischen Anfälligkeit im Norden der Bretagne hervor. Das nördliche Gebiet der Bretagne wird durch eine 400-kV-Leitung mit einem einzigen Stromkreis und zwei 225-kV-Leitungen im Westen ab dem Umspannwerk von La Martyre versorgt. Bei einem Leitungsbruch zwischen Rennes und Saint-Brieuc würden Überlastungen auf den zwei 225-kV-Leitungen auftreten, was durch Spannungsabfälle im Gebiet der Rance verschärft wird. Diese Situation würde zu dem Risiko eines kompletten Stromausfalls in dem Gebiet führen, bei einem nicht erfolgten Lastabwurf im Gebiet der Nordbretagne. Außerdem ist bei hohem Stromverbrauch im gesamten westlichen Gebiet, bei einigen Nichtverfügbarkeiten von Kraftwerken oder bei Netzstörungen die Bretagne Risiken eines gezielten Ausfalls seiner Stromversorgung, aber auch dem Risiko eines allgemeinen Spannungszusammenbruchs in der gesamten Region ausgesetzt. (174) Der Mitgliedstaat hat die Nichtverwendung anderer Technologien (zum Beispiel erneuerbare Energien), des Einsatzes von Laststeuerung, der Einrichtung einer Tarifzone oder des Baus von Verbindungsleitungen gerechtfertigt. Nach Auffassung der Kommission würde es mit keiner dieser einzeln angewandten Lösungen gelingen, die hervorgehobenen Risiken völlig in den Griff zu bekommen, insbesondere die Risiken eines Spannungsabfalls, wie in Erwägungsgrund 16 näher ausgeführt. (175) Betreffend die Rechtfertigung des fehlenden ausschließlichen Einsatzes von Verbindungsleitungen stellt die Kommission fest, dass die am Leitungsende gelegene Bretagne sich nicht in einer vergleichbaren Lage wie andere französische Regionen befindet, die ähnliche Merkmale aufweisen (PACA, Franche-Comté, Pays de la Loire, Korsika). Die Stromversorgung wird dort durch zahlreiche Verbindungsleitungen zu anderen Regionen sichergestellt. Die Spannungshaltung ist nicht problematisch. Außerdem liegen sie nicht „am Ende des Netzes“ wie die Bretagne. Das nur gering vernetzte Korsika (42) verfügt dagegen über bedeutende Kapazitäten auf seinem Gebiet. (176) Die Kommission hat am 8. November 2016 das französische Projekt des Kapazitätsmechanismus genehmigt (43). Eine Beteiligung des Kraftwerks am Kapazitätsmechanismus ist in erster Linie über die Wiederherstellung des Gleichgewichts vorgesehen, die nur einen unbedeutenden Anteil der Gesamteinnahmen des Kraftwerks ausmachen wird (ca. 1,5 % der jährlichen Gesamteinnahmen); die Auswirkungen dieses Mechanismus auf das Projekt und seine Berücksichtigung bei der Beurteilung der Maßnahme sind begrenzt. 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. (177) Außerdem hat die Kommission in ihrem Abschlussbericht zur Sektoruntersuchung über Kapazitätsmechanismen (44) die Auffassung vertreten, dass im Falle eines lokalen Problems bei der Angemessenheit der Erzeugung die Entscheidung über den Einsatz eines Kapazitätsmechanismus von den spezifischen Merkmalen des betroffenen Marktes abhängt (45). Im vorliegenden Fall würde das Vorhandensein einer lokalen Nachfrage in der Bretagne nicht direkt die Entstehung eines in der Bretagne angesiedelten Angebots beinhalten. Der französische Strommarkt ist nämlich nicht in der Lage, die vorhandene Nachfrage für eine Kapazität auf lokaler Ebene aufzuzeigen. Der örtlich extrem eingegrenzte Charakter des Kapazitätsmangels kann heute nicht allein durch den in Frankreich neu angewandten Kapazitätsmechanismus behoben werden. (178) Aus diesen Gründen ist die Kommission der Auffassung, dass die Maßnahme, die dem Ziel von gemeinsamem Interesse dient, die Sicherheit der Stromversorgung zu gewährleisten, in Frankreich tatsächlich notwendig ist. 6.3.3. Geeignetheit der Beihilfe (179) Nach Abschnitt 3.9.3 der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfenmuss die Maßnahme ein geeignetes Interventionsinstrument darstellen, um das angestrebte Ziel von gemeinsamem Interesse zu erreichen. Somit muss sie, um als geeignet betrachtet zu werden, die folgenden Voraussetzungen erfüllen: i) die Beihilfe darf nur für die Bereitstellung der Kapazität gewährt werden; ii) die Beihilfe muss angemessene Anreize sowohl für bestehende als auch für zukünftige Stromerzeuger bieten, sowie für Anbieter, die substituierbare Technologien (z. B. Laststeuerung oder Speicherlösungen) einsetzen; iii) bei der Maßnahme sollte berücksichtigt werden, in welchem Umfang Verbindungskapazitäten genutzt werden könnten, um ein etwaiges Kapazitätsproblem zu beheben. (180) Erstens stellt die Kommission fest, dass die Prämie jede Vergütung für den Stromverkauf ausschließt. Die Prämie setzt sich i) aus dem Wert der Kapazität in Höhe von [50 000-60 000] EUR/MW/Jahr, und aus drei mit dem geographischen Standort des Projekts in Verbindung stehenden Faktoren zusammen, nämlich (ii) 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) den Mehrkosten in Verbindung mit besonderen Umweltmaßnahmen in Höhe von 2 000 EUR/MW/Jahr. Folglich bezieht sich die Prämie auf die Vergütung für eine Kapazität und schließt jede Vergütung in Verbindung mit dem Stromverkauf aus. (181) Zweitens ist die Kommission — auch wenn ihrer Auffassung nach die Beihilfe über ein diskriminierendes Ausschreibungsverfahren gewährt wurde (siehe Erwägungsgrund 145) —, der Ansicht, dass es rechtmäßig ist, dass die französischen Behörden die Ausschreibung allein mit der Beteiligung von Kraftwerken des Typs Gas-Kombikraftwerk eingeleitet haben. Diese Beschränkung erklärt sich nämlich durch einen spezifischen Bedarf der Spannungshaltung unter zufriedenstellenden Energie- und Umweltbedingungen. Unter den Wärmekraftwerken, und somit im Vergleich zu Kohlekraftwerken und Ölkraftwerken, verursachen Gaskraftwerke die geringste Umweltbelastung (siehe auch Erwägungsgrund 102). Die Wahl eines Kraftwerks des Typs GuD-Kraftwerk im Vergleich zu anderen Arten von Gaskraftwerken, und insbesondere Gasturbinenkraftwerken mit offenem Kreislauf, ist unter Umweltaspekten zu bevorzugen, da es sich um ein Erzeugungsverfahren mit hoher Energieeffizienz handelt, bei dem ausschließlich Erdgas eingesetzt wird, dem Brennstoff mit dem geringsten CO2-Ausstoß unter den fossilen Brennstoffen, und das zugleich die notwendige Flexibilität und Reaktionsfähigkeit bietet, um festgestellten Marktversagen zu begegnen. (182) Drittens berücksichtigt die Beihilfemaßnahme Kapazitäten von Verbindungsleitungen, doch diese Option ermöglicht es nicht, der Notwendigkeit der Aufrechterhaltung des Spannungspegels in zufriedenstellender Weise zu entsprechen. Zudem ist der Bau von Verbindungsleitungen das Ergebnis einer langfristigen Vision. Verbindungsleitungs-Projekte sind bereits in Vorbereitung, mit dem Ziel einer Erhöhung der Verbindungsleitungskapazitäten zwischen Frankreich und dem Vereinigten Königreich sowie zwischen der Bretagne und Irland. Die Kommission stellt außerdem fest, dass die Maßnahme einer Erhöhung der durch die Bretagne geleiteten Stromflüsse im Rahmen des Baus der Verbindungsleitungen nicht entgegensteht. (183) Ferner sind eine Reihe von alternativen Maßnahmen nicht geeignet: 1. Die erneuerbaren Energien, die zudem im Rahmen des PEB berücksichtigt wurden, garantieren nicht allein und in dieser am Leitungsende gelegenen Region die Spannungshaltung sowie ein effizientes Management der Nachfragespitzen. 2. Die anderen Erzeugungsstandorte für konventionelle Energie erreichen ihre Betriebsgrenzen, und die vorgenannten Gasturbinenkraftwerke der Region werden bis 2023 stillgelegt werden. Aufgrund ihres umweltbelastenden Charakters, der in Erwägungsgrund 81 hervorgehoben wird, kann eine zusätzliche Verlängerung ihrer Betriebsdauer nicht in Betracht gezogen werden. 3. Die Höhe der Investitionen in die Verbindungsleitung, in der Größenordnung von 45 Mio. EUR im Jahr 2015, wird nur ungenügend zum Kapazitätsbedarf der Region beitragen. Die Kommission stellt fest, dass von RTE bereits umfangreiche Arbeiten am Netz durchgeführt wurden, doch diese erweisen sich als unzureichend, um das Ziel der Sicherung der Stromversorgung zu erreichen. Hierbei handelte es sich um folgende Maßnahmen: Verstärkung des bretonischen „Sicherheitsnetzes“ von 2011 bis 2013, Installation eines Phasenschiebertransformators im Umspannwerk von Brennilis (2015) und Verdopplung der Umspannkapazitäten von 400/225 kV in Plaine-Haute (2015). Jedoch wird der Phasenschiebertransformator von Brennilis nach 2017 nicht mehr ausreichend sein, um die Stromversorgung der Nordbretagne sicherzustellen. Diese Argumentation bestätigt die von den Beteiligten in Erwägungsgrund 65(2) berichteten Sachverhalte. 4. Die Laststeuerung stellt kein geeignetes Instrument dar. Die Kommission stellt zwar fest, dass die Integration der Laststeuerung in die verschiedenen Ausgleichsmechanismen verstärkt wurde: Am Ende eines 4-Jahres-Programms sind seit dem 1. Juli 2014 alle Märkte (Energie, Reserven, Systemdienste) für die Laststeuerung geöffnet. Jedoch ist die Laststeuerung nicht in der Lage, das Ziel der Maßnahme zu erreichen, die zugleich das Gleichgewicht zwischen Stromangebot und -nachfrage sowie die Spannungshaltung anstrebt. 1. Betreffend das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage ermöglicht die Laststeuerung tatsächlich eine Verringerung oder Verschiebung des Verbrauchs. Jedoch wird dieses System nicht geographisch gezielt eingesetzt. Außerdem ist es gegenwärtig schwierig, ausreichend Lastmanagementkapazitäten zu mobilisieren, um das lokale Ungleichgewicht bewältigen zu können. Zum Beispiel hat ein von RTE in der Bretagne durchgeführtes Versuchsprogramm zur Mobilisierung der lokalen Laststeuerungsangebote es ermöglicht, zwischen dem 1. November 2014 und dem 31. März 2015 62 MW zu mobilisieren (46), was mit einem verbleibenden Defizit von schätzungsweise 200 MW bis 600 MW zu vergleichen ist (Erwägungsgrund 166). Selbst wenn ein System auf der Ebene der Bretagne eingerichtet würde, würde es von Natur aus nicht ermöglichen, eine lokale Problematik der Spannungshaltung durch das Angebot einer ausreichenden Leistung zu bewältigen. 2. Betreffend die Spannungshaltung ermöglicht die Laststeuerung zwar, die angespannte Situation bei der Nachfrage während der Spitzenlastzeiten zu entlasten und die Verbrauchsspitzen zu kappen, ohne zusätzliche Erzeugungsquellen in Anspruch zu nehmen, sie ermöglicht es jedoch nicht, die Spannung aufrechtzuerhalten, wofür laut den französischen Behörden eine lokale Stromeinspeisung während Zeiträumen, die nicht von einer Laststeuerung abgedeckt werden können, erforderlich ist. Die Schaffung neuer Kapazitäten ist daher notwendig, um diese Einspeisung vorzunehmen. (184) Die Kommission ist schließlich der Ansicht, dass der von den französischen Behörden angeführte Artikel 194 AEUV (siehe Erwägungsgrund 105) sie nicht davon befreit, sich an die geltenden Vorschriften über staatliche Beihilfen zu halten, wenn diese einem Stromerzeuger gewährt werden. (185) Aus den vorgenannten Erwägungen ergibt sich, dass die Maßnahme tatsächlich geeignet ist, um dem identifizierten Ziel von gemeinsamem Interesse zu entsprechen. 6.3.4. Anreizeffekt (186) Der Anreizeffekt der Beihilfe wird auf der Grundlage der in Abschnitt 3.2.4 der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen festgelegten Bedingungen beurteilt werden. Ein solcher Effekt liegt vor, wenn die Beihilfe den Begünstigten dazu bewegt, sein Verhalten zu ändern, um die Funktionsweise des Energiemarkts zu verbessern; eine solche Verhaltensänderung würde er ohne die Beihilfe nicht vornehmen. (187) Die Kommission stellt fest, dass die Prämie eine Investition in neue Kapazitäten ermöglicht, die aufgrund der Besonderheiten des bretonischen Marktes ohne die Beihilfe nicht getätigt worden wäre. So hätte das Projekt ohne die Prämie keine ausreichende Rentabilität ermöglicht (Erwägungsgrund 23). In diesem Rahmen weist sie die in den Erwägungsgründen 67 und 68 dargelegte Argumentation der Beteiligten zurück. (188) Folglich kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die Maßnahme den erforderlichen Anreizeffekt hat. 6.3.5. Verhältnismäßigkeit (189) Die Kommission beurteilt die Verhältnismäßigkeit der Maßnahme gemäß Abschnitt 3.9.5. der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen. Eine Maßnahme ist verhältnismäßig, wenn sie die folgenden Bedingungen erfüllt: i) die Ausgleichsleistung ermöglicht den Begünstigten, eine angemessene Rentabilität zu erzielen (die bei einem Ausschreibungsverfahren auf der Basis klarer, transparenter und nichtdiskriminierender Kriterien angenommen wird), ii) sie beinhaltet integrierte Mechanismen, um das Auftreten außergewöhnlicher Gewinne zu verhindern. (190) Diese Bedingungen werden anhand des mitgeteilten Geschäftsplans bewertet. Die Annahmen des Geschäftsplans wurden in Abschnitt 2.6. des vorliegenden Beschlusses beschrieben. (191) Die Kommission stellt erstens fest, dass die Laufzeit von 20 Jahren erforderlich ist, um den angemessenen internen Ertragssatz von [5-10] % im Hinblick auf seinen Vergleich mit den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten zu erzielen (siehe den folgenden Erwägungsgrund). Eine kürzere Laufzeit des Projekts würde zu einem niedrigeren internen Ertragssatz führen, was nicht notwendig ist, angesichts der Tatsache, dass die Höhe des internen Ertragssatzes von der Kommission bereits als angemessen beurteilt wird. Dieses Argument widerlegt die in Erwägungsgrund 68(1) dargelegte Annahme. (192) Die Kommission stellt zweitens fest, dass der interne Ertragssatz des Projekts [5-10] % beträgt. Die Verhältnismäßigkeit dieses internen Ertragssatzes wird durch seinen Vergleich mit den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (WACC) bewertet. Die WACC des Projekts geben die nicht diversifizierbaren spezifischen Risiken des Projekts wieder. Die Kommission ist der Auffassung, dass die Bewertung des internen Ertragssatzes durch seinen Vergleich mit den WACC eines Panels vergleichbarer Unternehmen erfolgen kann, deren Durchschnitt während des Zeitraums 2007-2016 6,6 % beträgt, was dem internen Ertragssatz des Projekts nahekommt. Die Kommission stellt somit die Nähe zwischen dem internen Ertragssatz und der geschätzten relevanten Spanne der WACC fest, was es ihr ermöglicht, eine positive Schlussfolgerung zur Verhältnismäßigkeit der Maßnahme zu ziehen. (193) Die Zuverlässigkeit des verhältnismäßigen Charakters wird durch die unterbreiteten Sensitivitätsanalysen verstärkt. Es wurden nämlich Analysen in Abhängigkeit von eventuellen Verspätungszuschlägen, von der Inflation sowie von der Berücksichtigung eines eventuellen Endwerts durchgeführt. Es wurden mehrere Preisannahmen berücksichtigt, um die Auswirkungen des Tolling-Vertrags auf den Geschäftsplan zu messen. (194) Betreffend die Verhütung des Risiko