Beschluss (EU) 2015/658 der Kommission vom 8. Oktober 2014 über die vom Vereinigten Königreich geplante staatliche Beihilfe SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) zugunsten des Kernkraftwerks Hinkley Point C (Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2014) 7142) (Text von Bedeutung für den EWR)

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as einem BB-Rating entspricht (d. h. 1,2 bis 1,4), und in optimistischeren Szenarien gleichbleibend über diesem Niveau liegt. Das Basisszenario zeichnet sich durch einen Mindest-DSCR von […] aus. (468) Das breite BB-Rating entspricht auch den verhältnismäßig strengen Anforderungen an die Ausstattung mit Basis- und Eventualeigenkapital, denen die Anteilseigner von NNBG entsprechen müssen (siehe Erwägungspunkt 54 und siehe unten). Die Eigenkapitalanforderungen lassen eine Pufferzone entstehen, die den Garantiegeber vor Ausfällen schützt, was wiederum das Rating stärkt. (469) Wie in Abschnitt 9.5.1.2. dargelegt, kann eine Gebühr in Höhe von 250 Basispunkten für eine Fazilität in der breiten Ratingkategorie BB/Ba als zu niedrig angesetzt gelten. Daher ist die Kommission der Auffassung, dass die Garantiegebühr einem höheren Niveau, das dieser Ratingspanne entspricht, angepasst werden muss. (470) Als Reaktion auf die Befürchtungen der Kommission, dass das Risiko unterbewertet wurde, wurde die Garantiegebühr auf 295 Basispunkte angehoben, 45 Basispunkte höher als ursprünglich von IUK festgelegt. Sie wird im restlichen Teil dieses Beschlusses als „angepasste Garantiegebühr“ bezeichnet werden. (471) Die Gebühr in Höhe von 295 Basispunkten ist mit den 291 Basispunkten vergleichbar, die dem Durchschnitt der Schulden-Spreads von 102 europäischen Unternehmen in der Kategorie BB entsprechen (Stand vom 9. September 2014). Nach Auffassung der Kommission stellt der Medianwert von 286 Basispunkten für die genannte Kategorie mit einer Anpassung nach oben als Reaktion auf den in Abschnitt 9.5.1.2 geschilderten Laufzeiteffekt ebenfalls einen wichtigen Richtwert für die Bewertung dar und rechtfertigt die angepasste Garantiegebühr. (472) Die angepasste Garantiegebühr trägt den Befürchtungen der Kommission in Bezug auf die Kreditwürdigkeit des Projekts, die außerordentlich lange Laufzeit der zu begebenden Anleihen und die Unsicherheit des Zinssatzes der Staatsanleihen zum Emissionszeitpunkt Rechnung. Sie entspricht einem marktüblichen Satz, spiegelt die Höhe des Projektrisikos wieder und berücksichtigt zudem das Ausmaß des Risikos für den Garantiegeber. (473) Insbesondere konnte die Kommission einen Teil der finanziellen Eckpunkte prüfen, die bis dato zur Finanzierung des HPC-Projekts festgelegt worden sind. Im Zuge dieser Prüfung konnte sich die Kommission eine Vorstellung von dem Ausmaß machen, in dem Eigenkapitaleinbußen entstehen, bevor der Garantiegeber Verluste erleidet. (474) Auf der Grundlage dieser Bewertung kommt die Kommission zu dem Schluss, dass zumindest bis zu dem Zeitpunkt, da die Basisbedingung erfüllt ist, der Garantiegeber begrenzte Risiken eingeht. Für die Zeit danach ist eine Reihe von Sicherheiten zur Begrenzung der Risiken des Garantiegebers vorgesehen. Die Kommission erkennt auch die Flexibilität an, die der Garantiegeber bei der Durchsetzung genießt und die in Anbetracht des besonderen Charakters des Projekts und seiner speziellen Sicherheitserfordernisse angebracht erscheint. (475) Die angepasste Garantiegebühr und die Methodik, die ihr zugrunde liegt, liefern eine effektive Annäherung an einen hypothetischen Marktsatz für eine Fazilität, die vom Markt nicht angeboten wird. Insbesondere wird mit der neuen Höhe der Gebühr eine unzulässige Verlagerung des Risikos von den Kapitaleignern auf den Garantiegeber vermieden und versucht, sie an Finanzfazilitäten anzunähern, die mit den Marktinitiativen in der Ratingkategorie BB/Ba vergleichbar sind. (476) Die Kommission ist der Auffassung, dass die angepasste Garantiegebühr daher die Beihilfe auf ein Mindestmaß begrenzt und aus diesem Grunde als verhältnismäßig betrachtet wird. (477) Sobald die Garantiegebühr auf eine Höhe festgelegt war, die den Marktpreisen für dieses Projekt gerecht wurde, bildete sich die Kommission ein Urteil darüber, ob der angemeldete Basispreis und die diesem zugrunde liegende Rendite als dem Risikograd des Projekts angemessen eingeschätzt werden kann. 9.5.3.2. Bewertung und Schlussfolgerungen zu Basispreis und Rendite (478) Wie in Abschnitt 9.5.2. dargelegt, kann der IRR des Projekts als vereinbar mit der Rendite gelten, mit der bei einem Projekt dieser Größenordnung und beim vorliegenden Maß an Unsicherheit gerechnet werden kann. Die Kommission stellt fest, dass der Projekt-IRR unter dem IRR liegt, der für große Stromerzeugungsprojekte im Energiesektor oder für mit staatlichen Beihilfen geförderte Stromerzeuger im Bereich der erneuerbaren Energieträger im Regelfall gewährt wird, (65) obwohl diese Projekte völlig andere Merkmale aufweisen. (479) Die Kommission ist insbesondere der Meinung, dass die für das Projekt vorgeschlagene Rendite auch mit dem Gesamtpaket der dazu gehörenden Rahmenmaßnahmen im Einklang steht. Zwar verschaffen einige dieser Maßnahmen, wie zum Beispiel der Ausgleichsmechanismus für die einen Anspruch begründenden Gesetzesänderungen (QCIL), die Betriebskosten-Überprüfungen und die Vereinbarung mit dem Ministerium der NNBG einen gewissen über die Wirkung allein des CfD hinausgehenden Vorteil, doch lässt sich der Projekt-IRR auch unter Berücksichtigung der vorstehenden Vorteilsaspekte mit der Risikogesamtbilanz und den Schutzmaßnahmen, die dem Begünstigten eingeräumt werden, vereinbaren. (480) Die Kommission ist jedoch nach wie vor der Auffassung, dass das Projekt in Bezug sowohl auf den Projekt-IRR als auch den Eigenkapital-IRR eine angemessene Anreizstruktur bieten müsste. (481) Insbesondere sollten für die Anteilseigner des HPC-Projekts geeignete Anreize bestehen bleiben, die Kosten zu senken und Effizienzgewinne zu erzielen, gleichzeitig sollte es ihnen nicht möglich sein, unverhältnismäßigen Nutzen aus den potenziellen Gewinnen auf ihre Kapitalanlagen zu ziehen, die nur mit der Finanzstruktur in Zusammenhang stehen. In Bezug auf den IRR würde das bedeuten, das sichergestellt werden muss, dass für die NNBG genügend Anreize bestehen, die Kosten zu senken und Effizienzgewinne zu erzielen, wobei zugleich dafür zu sorgen ist, dass etwaige Finanzgewinne angemessen auf den Begünstigten und die CfD-Vertragspartei aufgeteilt werden. (482) Während sich der Projekt-IRR aus Gründen ändern können, die mit der Gesamteffizienz des Projekts in Zusammenhang stehen, könnten die Eigenkapital-IRR aufgrund einer Refinanzierung des Projekts, also durch Veränderungen mit Auswirkungen auf seine Kapitalstruktur ansteigen. Wie in Erwägungspunkt 458 dargelegt, ist vorstellbar, dass bei einem Projekt mit einem Risikoniveau, wie es für das Kraftwerk HPC für die anfängliche Bauausführungsphase ausgewiesen wird, in der darauf folgenden Betriebsphase mit einem niedrigeren Risiko gerechnet werden kann, so dass die NNBG von verhältnismäßig stabilen und sicheren Einnahmen profitieren und Refinanzierungen in potenziell erheblicher Größenordnung anziehen wird. Beispielsweise ist denkbar, dass ein Teil der während der Bauausführungsphase aufgenommenen Fremdmittel nach dem Abschluss der Bauarbeiten unter Umständen zu niedrigeren Zinssätzen als den ursprünglich erhobenen refinanziert wird, die exakt das niedrigere Risikoniveau widerspiegeln, das für das von der NNBG aufgenommene Fremdkapital nach dem abgeschlossener Bauausführung besteht. Anders ausgedrückt, könnte es sein, dass der Projekt-IRR auf dem gleichen Niveau verbleibt, der Eigenkapital-IRR hingegen aufgrund des veränderten Verschuldungsgrades und der veränderten Fremdkapitalkosten eine gewisse Entwicklung nimmt. (483) Während der Projekt-IRR von [9,25-9,75] % als angemessen gelten kann, könnte sich der Eigenkapital-IRR von [11,0-11,5] % (unter Zugrundelegung der angepassten Garantiegebühr) in einer Weise entwickeln, dass die NNBG-Anteilseigner erheblich davon profitieren. Da selbst geringfügige Veränderungen des Eigenkapital-IRR bei einem Projekt in der Größenordnung des HPC, absolut gesehen, enorme Erträge nach sich ziehen könnten, die dann über Beihilfen finanziert würden, lässt das eine potenzielle Überkompensierung spruchreif werden. (484) Bedenken äußerte die Kommission auch in Anbetracht der Tatsache, dass der Anteil an der Gewinnbeteiligung in Abhängigkeit von der Bauausführung unabhängig von etwaigen Einsparungen auf Pauschalbeträge festgesetzt wurde. (485) Aus diesem Grunde forderte die Kommission insbesondere in Bezug auf die in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen gewährte Gewinnbeteiligung strengere Gewinnbeteiligungsmechanismen als die, die vom Vereinigten Königreich ursprünglich angemeldet wurden. 9.5.3.3. Gewinnbeteiligung (486) Als Antwort auf die Kritikpunkte der Kommission hat sich das Vereinigte Königreich verpflichtet, die ursprünglich vorgeschlagenen Gewinnbeteiligungsmechanismen stark zu verändern. (487) Die neue Regelung für die Gewinnbeteiligung in Abhängigkeit von der Bauausführung (66) sieht Folgendes vor: a) Die ersten […] Mrd. GBP Gewinn aus der Bauausführung (Nominalwert) werden im Verhältnis 50:50 geteilt, wobei auf die CfD-Vertragspartei und die NNBG jeweils die Hälfte entfällt, und b) jeglicher über […] Mrd. GBP (Nominalwert) hinausgehende Gewinn aus der Bauausführung wird im Verhältnis 75:25 geteilt, d. h. 75 % des Gewinns entfallen auf die CfD-Vertragspartei und 25 % auf die NNBG. (488) Die größten Veränderungen erfolgten bei der Gewinnbeteiligung in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen. Während in der Anmeldung der ursprüngliche Schwellenwert für diese Art der Gewinnbeteiligung auf 15 % festgelegt worden war, verpflichtete sich das Vereinigte Königreich inzwischen zu einem korrigierten Schwellenwert. Dies setzt voraus, dass die NNBG etwaige Gewinne, die die Höhe des Eigenkapital-IRR übersteigen, mit der es zum Zeitpunkt des Beschlusses rechnet, sofort teilen muss. Insbesondere ergibt sich dabei folgende angepasste Gewinnbeteiligungshöhe (66): a) Der erste Schwellenwert wird festgelegt auf die prognostizierte Höhe des internen Zinsfußes (IRR) des Eigenkapitals, der zum Zeitpunkt dieser Entscheidung anhand des jüngsten Finanzmodells (67) berechnet wird, bzw. auf 11,4 % auf der Grundlage des bereitgestellten Eigenkapitals und nominal. Sämtliche darüber hinausgehenden Gewinne werden im Verhältnis 30 % (CfD-Vertragspartei) zu 70 % (NNBG) aufgeteilt. b) Der zweite Schwellenwert wird höher angesetzt, zwischen 13,5 % nominal bzw. 11,5 % real (mit dem VPI deflationiert), der auf demselben unter Buchstabe a genannten Modell beruht. Sämtliche darüber hinausgehenden Gewinne werden im Verhältnis 60 % (CfD-Vertragspartei) zu 40 % (NNBG) aufgeteilt. c. Der Mechanismus für die Gewinnbeteiligung in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen gilt nicht nur während der Gültigkeitsdauer der Beihilfe, sondern während der gesamten Betriebsdauer der Anlage. (489) Mit der Verlängerung der Laufzeit der Regelung für die in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen gewährte Gewinnbeteiligung auf die Betriebsdauer des Projekts wird etwaigen Befürchtungen begegnet, es könnte nach den 35 Jahren, in denen der CfD gilt, zu einer Überkompensierung kommen, was der Auffassung entspricht, dass im Rahmen der Maßnahme Investitionshilfe gewährt wird. (490) Darüber hinaus ergibt sich dieser Schwellenwert für die Gewinnbeteiligung in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen aus der Anhebung der Garantiegebühr auf 295 Basispunkte — insbesondere ist der Eigenkapital-IRR von [11,0-11,5] %, der auf der Grundlage der angepassten Gebühr von 295 Basispunkten errechnet wurde, niedriger als der ursprünglich vorgeschlagene Eigenkapital-IRR von [11,5-12,0] %, der auf der Grundlage der vorgeschlagenen Gebühr von 250 Basispunkten errechnet worden war. (68) Somit wird die Gewinnbeteiligung in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen ausgelöst, sobald der Eigenkapital-IRR auf einem Niveau liegt, das das zum Zeitpunkt dieses Beschlusses geschätzte IRR-Niveau übersteigt. (491) Gewinne der CfD-Vertragspartei werden sich in einer Anpassung des Basispreises niederschlagen. Vor allem bei der in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen gewährten Gewinnbeteiligung dürfte der korrigierte Mechanismus zu einem erheblichen Absinken des Basispreises und damit während der gesamten Betriebsdauer der Anlage zu einem niedrigeren Niveau der Unterstützung durch die Stromversorger und letzten Endes die Stromverbraucher führen. (69) (492) Zudem stellt die in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen bzw. der Bauausführung gewährte Gewinnbeteiligung sicher, dass für die NNBG während der gesamten Betriebsdauer des Projekts weiterhin Effizienzanreize bestehen, da die Kapitalgeber der NNBG einen Teil der Gewinne thesaurieren. (493) Auf der Grundlage der abgestimmten Schwellenwerte für die in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen bzw. der Bauausführung gewährte Gewinnbeteiligung und unter Berücksichtigung der angepassten Garantiegebühr sowie der Gesamtbeschaffenheit der Beihilfe kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die Maßnahmen verhältnismäßig sind. (494) Die finanzielle Messgrößen für das Projekt mit und ohne diese Verpflichtungen, wie sie sich aus den mit der Kommission abgestimmten Veränderungen ergeben, sind in Tabelle 2 dargestellt. Tabelle 2 Finanzielle Messgrößen des HPC-Projekts vor und nach den mit der Kommission abgestimmten Veränderungen (in %) Finanzmodell Version 21.10 29. August 2014 Niedrigere Garantiegebühr und höherer Schwellenwert für die Gewinnbeteiligung in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen 19. September 2014 Projekt-IRR [9,25-9,75] [9,25-9,75] Eigenkapital-IRR (auf Inanspruch-nahmebasis) [12,75-13,25] [12,25-12,75] Eigenkapital-IRR (auf Zusicherungsbasis) [11,50-12,00] [11,00-11,50] 9.6. POTENZIELLE VERFÄLSCHUNG DES WETTBEWERBS UND BEEINTRÄCHTIGUNG DES HANDELS (495) Damit die Beihilfe mit dem Binnenmarkt vereinbar ist, müssen die nachteiligen Folgen der Beihilfemaßnahme in Form von Wettbewerbsverfälschungen und Beeinträchtigungen des Handels zwischen Mitgliedstaaten begrenzt und durch die positiven Effekte eines Beitrags zu einem Ziel von gemeinsamem Interesse aufgewogen werden. Insbesondere ist es, sobald das Ziel der Beihilfe bestimmt wurde, unabdingbar, ihre potenziellen nachteiligen Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel möglichst gering zu halten. (496) In ihrem Einleitungsbeschluss postulierte die Kommission, dass das Projekt den Wettbewerb auf dreierlei Weise verfälschen könnte. Erstens könnte die Beihilfe zu Verzerrungen bei Investitionsentscheidungen führen und alternative Investitionen verdrängen. Zweitens könnte sie die Funktionsweise des nachgelagerten Marktes verfälschen, insbesondere durch die unklaren Auswirkungen des Basispreises auf die Preise auf dem Groß- und Einzelhandelsmarkt, durch strategische Handlungsweisen des Begünstigten mit dem Ziel, Einfluss auf den Referenzpreis zu nehmen, sowie durch anderweitige strategische Vorgehensweisen, die durch die großen Erzeugungsmengen, die die NNBG und EDF Energy, der von der NNBG mit dem Verkauf der von NNBG erzeugten Elektroenergie betraute Stromversorger, anbieten können, möglich werden — wie Preismanipulationen auf den Terminmärkten oder die Einschränkung der Fähigkeit anderer Stromversorger zu einem unabhängigen Strombezug. Die letztlich noch zu erwähnende Verfälschung betraf die Allokation von Wohlfahrtseffekten zwischen den Endverbrauchern und der NNBG (Zusammenhang mit der Verhältnismäßigkeit bereits erörtert). Zusätzlich zu den bereits aufgeführten Punkten wurden von der Kommission eingehend die vier wichtigsten nachgelagerten Wettbewerbsverfälschungen geprüft, die die Beihilfe verursachen könnte. (497) Erstens besteht für EDF oder NNBG die Möglichkeit, den Referenzpreis über strategische Verkäufe auf den Märkten, die zu dessen Berechnung genutzt werden, zu verändern. Beispielsweise ist unklar, welche Auswirkung es auf die Bereitschaft von EDF hätte, Gebote für Kapazitäten zu einem sehr niedrigen (sogar negativen) Preis auf den Märkten, insbesondere auf dem Referenzmarkt/den Referenzmärkten, abzugeben, wenn das Unternehmen für die Differenz zwischen dem bestehenden (auch negativen) Referenzpreis und dem Basispreis im vorangegangenen Referenzzeitraum eine Prämie erhält. Eine Änderung des Referenzpreises hätte Auswirkungen auf die Differenzzahlungen für alle anderen CfD-Technologien, auch für EDF-Anlagen, die von anderen CfD profitieren. (498) Zweitens könnte EDF als Gruppe die Terminmärkte manipulieren, indem es große Strommengen, die vom Kraftwerk HPC erzeugt werden, im Interesse der Handels- oder Absicherungspositionen des Konzerns verkauft oder zurückhält. Bei EDF handelt es sich um einen vertikal integrierten Betreiber, der seine Tätigkeit sowohl im Bereich Erzeugung (vorgelagert) als auch im Bereich Versorgung (nachgelagert) und auf den Handelsmärkten ausübt. Im Rahmen eines CfD könnte für das Unternehmen ein Anreiz bestehen, seine eigenen nachgeschalteten Tochterunternehmen gegenüber anderen zu bevorzugen. Hätte die Gruppe beispielsweise einen Vorteil davon, wenn die Preise in zehn Jahren höher oder niedriger wären, dann könnte das Kraftwerk HPC zum Erreichen dieses Ergebnisses beitragen. (499) Drittens und in Verbindung mit vorherigen Ausführungen könnte eine Situation eintreten, in der die Wirtschaftlichkeit von EDF durch das Kraftwerk HPC dadurch erhöht wird, dass eine Senkung seiner Sicherungskosten möglich ist, insbesondere wenn der Stromversorger unter Zuhilfenahme der sehr großen und stabilen Erzeugung im Kraftwerk HPC eine Verrechnung interner Handelspositionen vornehmen könnte. (500) Viertens hat das Projekt möglicherweise nachteilige Auswirkungen auf die Liquidität des Großhandelsmarktes, da es zu den bereits bestehenden Stromerzeugungsanlagen eines vertikal integrierten Unternehmens hinzukommen würde, zum Ausschluss unabhängiger Stromversorger vom Wettbewerb führen könnte oder es potenziellen neuen Stromversorgern unmöglich macht, auf dem Markt Fuß zu fassen. (501) In den nachfolgenden Abschnitten soll auf diese Punkte eingegangen werden. 9.6.1. Verzerrungen bei den Investitionen und den Handelsströmen (502) Die Kommission ging der Frage nach, ob die Beihilfe zu Verfälschungen der Energieströme oder der Strompreise führen würde. (503) Einleitend weist die Kommission darauf hin, dass der in einem größeren Umfang erfolgende Abschluss von CfD-Verträgen die Rolle des Preises als Investitionssignal erheblich beeinträchtigen, wenn nicht gar ganz zunichtemachen und de facto zur Regulierung der Stromerzeugung auf einer staatlich festgelegten Höhe führen kann. (504) Die Kommission räumt ein, dass die CfD-Verträge es erfordern, dass die Erzeuger auf dem Markt verkaufen, und damit einige der Anreize, die für nicht durch Förderung gestützte Marktteilnehmer gelten, erhalten bleiben. Diese Anreize bestehen jedoch hauptsächlich auf der den Betrieb betreffenden Ebene fort, nicht jedoch auf der Ebene der Investitionsentscheidungen, die wahrscheinlich von der Einnahmenstabilität und Einnahmensicherheit, die durch den CfD geboten werden, bestimmt werden. (505) Sehr begrenzt sind auf jeden Fall die Marktverfälschungen, die sich auf der den Betrieb betreffenden Ebene aus den CfD-Verträgen für Kernkraftwerke ergeben, für die niedrige Betriebsgrenzkosten charakteristisch sind, deren Strom auf den Märkten daher wahrscheinlich unabhängig von der Höhe der Preise verkauft wird und die, wie im Weiteren noch erläutert wird, auf den anfänglichen Abschnitten der Leistungskurve angesiedelt sind. (506) In Bezug auf den Bau von Verbindungsleitungen sowie Richtung und Intensität der Handelsströme bestätigt die von der Kommission angestellte Analyse, dass die Bereitstellung von Beihilfe und der daraus resultierende Bau des HPC-Kraftwerks minimale Auswirkungen auf die Großhandelspreise im Vereinigten Königreich haben dürften. (507) Vor allem legen die erstellten Modelle (70) den Schluss nahe, dass die Preise im Vereinigten Königreich durch den Betrieb des HPC-Kraftwerks weniger als 0,5 % zurückgehen werden. Das wiederum zieht bis 2030 einen kumulativen Gesamtrückgang der Einnahmen aus den Verbindungsleitungen von weniger als 1,7 % nach sich. Dieses Ergebnis ist der Tatsache geschuldet, dass die Grenzkosten des von HPC erzeugten Stroms niedriger ausfallen werden als der Preis der bestehenden Kraftwerksanlagen, seine Gesamtkapazität jedoch nur einen geringen Teil der Gesamtkapazität Großbritanniens ausmachen wird. (508) Diesem Ergebnis liegt ein Szenario des schlimmsten Falls zugrunde, denn ohne HPC ist damit zu rechnen, dass das Vereinigte Königreich, soweit dies machbar ist, andere Arten der CO2-armen Stromerzeugung verfolgt (jedoch nicht bis zu der von HPC bereitgestellten Gesamtkapazität, die, wie in Erwägungsgrund 199 dargelegt, zu groß wäre, um allein durch CO2-arme Energiequellen ersetzt zu werden). Ohne HPC wäre somit mit einem Rückgang der Großhandelspreise und der Einnahmen aus den Verbindungsleitungen zu rechnen. (509) In Bezug auf Handelsverzerrungen ist die Kommission zu dem Schluss gekommen, dass der Einfluss von HPC auf die Preise außerhalb des Vereinigten Königreichs, der mit höchstens 0,1 % beziffert wurde, vernachlässigt werden kann. Das würde einem Rückgang der grenzüberschreitenden Handelsströme von nicht einmal 1 % entsprechen. (510) Zu guter Letzt entwarf die Kommission noch Alternativszenarien für den Fall, dass das HPC-Projekt nicht umgesetzt wird. Die Ergebnisse dieser Analysen legen den Schluss nahe, dass alternative Investitionen nur in begrenztem Maße verdrängt werden. Vor allem lässt der vorausgesagte Angebotsrückgang reichlich Platz für andere Stromerzeuger und Erzeugungstechnologien, die auf den Markt stoßen und/oder ihre Kapazitäten unabhängig von den Investitionen in HPC ausbauen können, insbesondere in Anbetracht des Zeitplans für die Stilllegung vorhandener Kernkraft- und Kohlekraftwerke. Das Vereinigte Königreich wird zwischen 2021 und 2030 rund 60 GW an neuen Stromerzeugungskapazitäten benötigen, von denen HPC 3,2 GW bereitstellen wird. CO2-arme Energieträger allein wären nicht in der Lage, diese Lücke zu schließen. (511) Daher kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die Auswirkungen der Beihilfe auf die Handelsströme, die Preise und die Investitionen unerheblich sind. 9.6.2. Versuche zur Manipulierung des Referenzpreises (512) Die Kommission hatte ursprünglich befürchtet, dass für NNBG oder EDF Anreize zu strategischem Handeln vorliegen könnten, um den Referenzpreis niedrig zu halten und auf diese Weise möglichst hohe Differenzzahlungen zu erzielen. (513) Als Antwort auf den Einleitungsbeschluss übermittelte das Vereinigte Königreich einen KPMG-Bericht (71), in dem untersucht wurde, ob für NNBG oder EDF ein Anreiz bestehen würde, mit strategischen Mitteln den Referenzpreis in der von der Kommission befürchteten Weise zu senken, und ob sie dazu in der Lage wären. (514) Für die NNBG besteht nur dann ein Anreiz zur Senkung des Referenzpreises, wenn es beträchtliche Mengen zu einem Preis verkaufen kann, der über dem Referenzpreis liegt. Verkauft die NNBG den Strom zu einem unter dem Referenzpreis liegenden Preis, so bieten die Differenzzahlungen nicht unbedingt einen vollen Ausgleich bis zur Höhe des Basispreises. (515) Die Kommission geht davon aus, dass die NNBG-Strategie des geringsten Risikos darin bestehen wird, die vom Kraftwerk HPC erzeugten Kapazitäten zu Preisen der Folgesaison zu verkaufen, damit der Preis dem Referenzpreis möglichst nahe kommt. Bestrebungen, den Referenzpreis aus strategischen Gründen niedriger anzusetzen, erhöhen die Gefahr, dass die HPC-Kapazitäten zu einem Preis unter dem Referenzpreis verkauft werden, was für die NNBG eine Abkehr von der Risikominimierungsstrategie bedeuten würde. (516) Selbst wenn für EDF und NNBG ein Anreiz bestünde, eine Strategie zur Senkung des Referenzpreises zu verfolgen, wäre ihre Fähigkeit dazu doch begrenzt. Das liegt daran, dass sich die Marktkräfte und die Arbitrage durch andere Stromverk