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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äufer jeder strategischen Herabsetzung des Referenzpreises entgegenstellen. Bei einem niedrigeren Referenzpreis sähen sich andere Erzeuger ermutigt, ihre Kapazitäten anderswo zu vermarkten. (517) Die Kommission hat das Ausmaß ausgetestet, in dem EDF die Möglichkeit hätte, auf dem Markt systematisch höhere Preise zu erzielen. Wie in Erwägungsgrund 11 erläutert, liegen der Preiskurve die eine Saison (d. h. sechs Monate) vor der Lieferung geltenden Preise bzw. der Preis der Folgesaison zugrunde. Da es sich bei der Kernkraft um eine Grundlasttechnologie mit einem beständigen und vergleichsweise erprobten Leistungsprofil handelt, könnte das Kraftwerk HPC theoretisch große Mengen an Strom für spätere Zeiten als die nächste Saison verkaufen. Sind die Preise später als eine Saison im Voraus regelmäßig beträchtlich höher als die Preise der Folgesaison — die Basis der Referenzpreiskurve —, dann könnte HPC einen durchschnittlich höheren Effektivpreis pro MWh als den Basispreis erzielen. (518) Um diese Möglichkeit abzuklären, bat die Kommission das Vereinigte Königreich, die Formel von Erwägungsgrund 11 auf die historischen Marktbedingungen (Preise und Mengen) im Zeitraum zwischen Winter 2012 und Winter 2014 anzuwenden und auf diese Weise eine historische Referenzpreiskurve zu simulieren. Die Kommission verglich die ermittelte Referenzpreiskurve für die Lieferdaten im betreffenden Zeitintervall mit den Angaben zu den Strompreisen der nächsten und übernächsten Saison. (72) Das Ergebnis ist in Anhang A Abbildung 2 dargestellt. (519) Wie aus Abbildung 2 hervorgeht, gab es zwar gelegentlich Handelstage, an denen der Grundlaststrompreis für die übernächste Saison vielleicht höher war als der Preis für die nächste Saison und der Referenzpreis, doch ist der Unterschied weder besonders groß noch scheint es sich um ein systematisches Verhältnis zu handeln. Um regelmäßig höhere Gewinne zu erzielen als den Referenzpreis, müsste EDF außerdem höchstwahrscheinlich den größten Teil seiner Produktion außerhalb des Referenzmarkts verkaufen. Das wiederum wäre wahrscheinlich für EDF mit einen höheren Risiko verbunden als der Absatz auf dem Referenzmarkt, so dass es sich weniger lohnen würde, auf eine solche Strategie zu setzen. 9.6.3. Potenzielle Anreize für EDF, Kapazität zurückzuhalten (520) In der Theorie können strategisch motivierte Zurückbehaltungen Erzeugern, selbst wenn ihr Marktanteil nur sehr klein ist, höhere Gewinne einbringen. Der maßgebliche Faktor, der sie in die Lage versetzt, auf diese Weise Marktmacht auszuüben, ist ihre Position in der Angebots- oder Leistungskurve. Da EDF sowohl flexible Kraftwerksanlagen als auch Grundlastkraftwerke besitzt, kann die Inbetriebnahme von HPC EDF die Möglichkeit bieten, Kapazitäten seiner flexiblen Anlagen zurückzubehalten, um die Großhandelspreise in die Höhe zu treiben und beim Verkauf von Strom aus seinen Grundlastkraftwerken (HPC eingeschlossen) höhere Preise zu erzielen. (521) Vom Vereinigten Königreich wurde geltend gemacht (73), dass EDF durch das Kraftwerk HPC weder die Möglichkeit noch die Anreize erhalte, flexible Kapazitäten zurückzubehalten. (522) Insbesondere erklärt das Vereinigte Königreich, dass bis 2025 der Anteil von EDF auf dem Markt flexibler Kapazitäten lediglich 6,5 % betragen werde (unter Berücksichtigung der Schließung eines Kohlekraftwerks, das sich dem Ende seiner Nutzungsdauer nähert, und der potenziellen Inbetriebnahme eines neuen Kraftwerks). Da der Marktanteil möglicherweise ein schwacher Indikator der Fähigkeit eines Erzeugers zur Einflussnahme auf Preise durch Zurückbehaltung von Kapazitäten ist, erfolgte eine Berechnung verschiedener Indizes zur Bewertung des in dieser Hinsicht ausschlaggebenden Faktors (d. h. des Ausmaßes, in dem eine Stromerzeugungsanlage oder ein Unternehmen für die Befriedigung der Nachfrage benötigt wird, und der damit verbundenen Möglichkeit, den Marktpreis durch Herunterfahren von Kapazität zu beeinflussen), wobei nachgewiesen wurde, dass der flexiblen Kapazität von EDF für 2025 die Rolle des ausschlaggebende Faktors nicht zukommen dürfte. Ausgehend von verschiedenen kontrafaktischen Fallkonstellationen konnte ferner gezeigt werden, dass der Bau des Kraftwerks HPC keinerlei Beitrag zur Stärkung des für die Marktpreisbeeinflussung ausschlaggebenden Faktors leistet. (523) Nach Auffassung der Kommission schränkt das CfD-Instrument von seiner Anlage her die Anreize für Zurückbehaltungen ein. Der Absicherungsstrategie entsprechend, die von NNBG und IUK gemeinsam aufgestellt wurde, würde insbesondere als wichtigster Effekt des CfD die meiste HPC-Energie auf dem Referenzmarkt verkauft, um das Grundrisiko möglichst gering zu halten. Dadurch erzielt EDF Energy für den von HPC gelieferten Strom den Basispreis, und seine Einnahmen erhöhen sich nicht, wenn die Spotpreise am Großhandelsmarkt durch eine vorübergehende Zurückbehaltung von Kapazitäten ansteigen. Vor diesem Hintergrund erscheint es nicht wahrscheinlich, dass sich eine Strategie, die den Verkauf einer großen Kapazitätsmenge auf dem Spotmarkt anstrebt, als gewinnbringend erweist. (524) Angesichts der Besonderheiten der Leistungskurve ist die Kommission jedoch der Auffassung, dass eine gewisse flexible Kapazität selbst dann, wenn sie nicht ausschlaggebend ist, dennoch Einfluss auf den Preis haben kann. Je nach der relativen Position auf der Angebotskurve kann selbst die Zurückbehaltung einer kleinen Kapazität vom Markt die Angebotskurve nach links verschieben und zu einem Gleichgewicht mit höheren Preisen führen. Da der Bau von HPC die potenziellen Gewinne aus einer Zurückbehaltung erhöhen kann, könnte EDF mehr Anreize sehen, sie sich nach Entgegennahme der Beihilfe zunutze zu machen. (525) Daher prüfte die Kommission die Anreize von EDF zur Zurückbehaltung von Kapazität unter Zugrundelegung einer Simulation, die vom Vereinigten Königreich anhand der Leistungskurve für 2025 entwickelt wurde. (526) Diese Simulation führt vor Augen, dass die Inbetriebnahme von HPC selbst bei einem hypothetischen und unrealistischen Szenario, das die Wirkung des CfD außer Acht lässt, theoretisch keinerlei größeren Anreize erzeugen würde, die flexible Kapazität, über die EDF Energy ohne den CfD wahrscheinlich verfügt, zurückzubehalten. Der Simulation des Vereinigten Königreichs liegt der für 2025 im Vereinigten Königreich erwartete Strommix zugrunde, der weitgehend den Szenarien des Ministeriums für Energie und Klimawandel für die Reform des Strommarkts entspricht. Die Überprüfung macht deutlich, dass das Auftreten plausibler Nachfragestärken, bei denen eine Zurückbehaltungsstrategie Gewinne versprechen würde, ausgesprochen unwahrscheinlich ist. (527) Abschließend kommt die Kommission zu der Auffassung, dass Wettbewerbsverfälschungen im Zusammenhang mit potenziellen Zurückbehaltungen von Kapazität sich auf ein Mindestmaß beschränken. 9.6.4. Vorteil für EDF durch Senkung der Absicherungskosten (528) Aufgrund der Besonderheiten von Angebot und Nachfrage sind die Elektrizitätsgroßhandelsmärkte für Stromerzeuger und Stromversorger unsicher. Um mehr Sicherheit in Bezug auf die Einnahmen aus dem Stromverkauf und die Stromkosten zu erhalten, kaufen oder verkaufen Erzeuger und Versorger den Strom im Allgemeinen am Terminmarkt und nutzen Spotmärkte und Near-Term-Märkte, um ihre Positionen abzustimmen. (529) Mithin werden Termingeschäfte (Hedging) genutzt, um einen gewissen Schutz vor Preisschwankungen zu haben. Die Absicherungskosten werden in erster Linie bestimmt durch die Spanne zwischen Kauf- und Angebotspreis bei den Terminkursen, d. h. dem Unterschied zwischen dem Kaufpreis (dem Preis, zu dem die Käufer zu kaufen bereit sind) und dem Angebotspreis (dem Preis, zu dem die Verkäufer zu verkaufen beabsichtigen). Je größer die Anzahl der Teilnehmer und die gehandelten Mengen sind, umso kleiner fällt die Spanne zwischen Angebots- und Kaufpreis aus und umso niedriger sind die Kosten, die Verkäufer und Käufer zu tragen haben. (530) Die Kommission hatte zunächst befürchtet, dass die zusätzliche Grundlastkapazität, die von HPC erzeugt und von EDF Energy verkauft wird, EDF Energy die Möglichkeit bietet, seine Absicherungskosten zu senken und damit einen Wettbewerbsvorteil gegenüber den anderen Marktteilnehmern zu erlangen, insbesondere aufgrund seiner potenziell größeren Fähigkeit, sein Risikoportfolio zu optimieren. Außerdem hatte die Kommission zunächst die Befürchtung geäußert, dass EDF Energy womöglich in einer besseren Position sein könnte, seinen Anteil an spezifischen Segmenten wie etwa bei den energieintensiven Unternehmen zu vergrößern. (531) The Kommission prüfte die von EDF vorgelegten Unterlagen zu der Kapazität, die in dem im Anschluss an die Beihilfegewährung einsetzenden Szenario bereitgestellt wird. EDF verfügte bereits 2013 über eine Nettostromerzeugung von 22,9 TWh; diese entspricht der Differenz zwischen der Menge aus der Erzeugung in eigenen Anlagen und der Menge, die über den Einzelhandel verkauft wird. Für 2020 rechnet das Unternehmen in seinen Schätzungen mit einer Nettoerzeugung von […] TWh und für 2025, mit HPC, mit einer Nettoerzeugung von […] TWh. (532) Daher kommt die Kommission zu dem Schluss, dass sich die Absicherungskosten durch die Beihilfe wahrscheinlich nicht verändern werden. (533) Außerdem kann der Bereich der Stromversorgung der gewerblichen Kunden, energieintensive Unternehmen eingeschlossen, als von Wettbewerb geprägt betrachtet werden. Der Marktanteil von EDF liegt ungeachtet seiner derzeitigen hohen Grundlastkapazität unter 25 %. In seiner jüngsten Empfehlung an die Wettbewerbs- und Marktaufsichtsbehörde, eine umfassende Untersuchung der Strommärkte vorzunehmen, schloss Ofgem (74) den gewerblichen Sektor ausdrücklich mit der Begründung aus, er könne im Großen und Ganzen als von Wettbewerb geprägt angesehen werden (75). (534) Trotz aller Unsicherheiten, die für die Vorhersage von Strategien und Marktergebnissen über einen verhältnismäßig langen Zeithorizont charakteristisch sind, insbesondere bis zu dem Zeitpunkt, zu dem HPC in Betrieb gehen wird, schätzt die Kommission diese Argumente als hinreichend solide ein, um ihre Befürchtungen in Bezug auf diese spezielle Art potenzieller Wettbewerbsverfälschungen zu zerstreuen. 9.6.5. Potenzieller Rückgang der Liquidität des Großhandelsmarkts (535) Der bloße Umstand, Zugang zu zusätzlichem eigenem Strom zu haben, könnte sich nachteilig auf das Liquiditätsniveau des Großhandelsmarktes auswirken, was wiederum einen negativen Einfluss auf die unabhängigen Stromversorger haben könnte. Dies bedeutet zwar nicht automatisch, dass eine vertikale Integration weniger liquide Märkte oder eine Marktabschottung nach sich zieht, es heißt aber doch, dass die Liquidität der Märkte unter Umständen zunehmend geringer wird, wenn sich der größte Teil der Erzeugungskapazität im Eigentum von Stromversorgern befindet. (536) Die Kommission hatte zunächst Befürchtungen dahingehend, dass in stärkerem Maße zur Verfügung stehende Eigenerzeugung dazu führen könnte, dass EDF sich weniger der Terminmärkte bedienen müsste, um Kapazitäten zu erlangen. Das Ausmaß, in dem EDF nach der Beihilfegewährung Handel treiben müsste, würde durch seine Fähigkeit aufgewogen, Zugang zu dem von HPC erzeugten Strom zu erhalten. (537) In seiner Antwort auf die Fragen der Kommission zu den potenziellen Auswirkungen, die HPC auf die Marktliquidität haben könnte, entgegnete EDF, für das Unternehmen bestünden keine Anreize noch sei es in der Lage, diese zu senken. (538) EDF Energy erklärt, sein Versorgungsgeschäft laufe völlig unabhängig vom Bau des Kraftwerks HPC und sei das Unternehmen auch sonst nicht von HPC abhängig. (76) Wie bereits im vorangegangenen Abschnitt erläutert, liege dem Konzept von EDF für die Erzeugung und das Vertriebsgeschäft das Bestreben zugrunde, das Marktpreisrisiko zu verringern. Es existiere kein Konzept für systematische interne Lieferungen, da das nicht der beste Weg sei, das Marktpreisrisiko zu senken. Der beste Weg zur Verringerung dieses Risikos sei vielmehr, am Markt (oder zu einem Marktpreis) zu kaufen und zu verkaufen. (539) EDF Energy macht weiter geltend, es betreibe seine Geschäfte nicht in einer Weise, bei der eine Mengenverrechnung zwischen Vertrieb und Erzeugung angestrebt werde. Von EDF würden Handelstransaktionen zwischen seinem Erzeugungs- und Vertriebsgeschäft nicht einmal gesondert erfasst und auch nicht am Markt nachverfolgt. (540) Zur Untermauerung der Behauptung, dass das Ausmaß der internen Verrechnung begrenzt sei, übermittelte EDF Zahlenangaben zu seinem Handelsvolumen und zum Umfang des Anbieterwechsels der Kunden. (77) Und schließlich führte EDF aus, dass es vor dem Hintergrund der jüngsten Entwicklungen im Regelungsbereich überhaupt nicht in der Lage, eine Senkung der Liquidität des Großhandelsmarktes zu bewirken. Um die Liquidität einer Reihe von Marktsegmenten zu verbessern, habe Ofgem in die Lizenzen der sechs größten Energieversorger im Vereinigten Königreich, EDF Energy eingeschlossen, eine unbedingte „Market-Making-Pflicht“ eingebunden. Dabei gelte die Forderung, am Markt Geld- und Briefkurse mit dem Ziel anzugeben, die Preisfindung zu unterstützen und regelmäßige Handelsmöglichkeiten sicherzustellen. (541) Die Kommission prüfte das Ausmaß, in dem die Beihilfemaßnahme geeignet sein könnte, einen Rückgang der Liquidität auf den Großhandelsmärkten zu bewirken. (542) Sie stellte fest, dass bei EDF Energy das Verhältnis zwischen der gehandelten Menge und der erzeugten Menge kontinuierlich zurückgegangen ist, und zwar von einer Abwanderungsrate (Handelsvolumen/Erzeugung) von 3 im Jahr 2010 hin zu einer Abwanderungsrate von 2 im Jahr 2014. Diese Rate ist zudem die niedrigste unter den sechs wichtigsten vertikal integrierten Energieerzeugern im Vereinigten Königreich. (78) (543) Die Kommission stellt fest, dass die vom Ofgem vorgegebenen „Market-Making-Verpflichtungen“ das Ausmaß begrenzen könnten, in dem vertikal integrierte Anbieter absichtlich oder unabsichtlich Strategien verfolgen könnten, die einen Rückgang des Liquiditätsniveaus nach sich ziehen. Der Kommission ist jedoch das Ausmaß unklar, in dem solche Verpflichtungen Bestand haben bzw. in welchem Maße sie die Verrechnung interner Positionen (d. h. die Verwendung eigener Erzeugungsanlagen zur Versorgung eigener Kunden) verhindern können. (544) Daher ersuchte die Kommission um weitere Sicherheiten, um in Bezug auf eine potenzielle Beeinträchtigung der Marktliquidität in einem nach Gewährung der Beihilfe verfolgten Szenario sämtliche Befürchtungen zu zerstreuen. (545) Insbesondere erklärte sich EDF bereit, die Transparenz in Bezug auf seinen Handel mit Strom am Markt und auf die Marktverkäufe zu verbessern und damit das Ausmaß zu verringern, indem es seine Ertragskraft unangemessen verbessern und nachteilige Auswirkungen auf die Liquidität auslösen könnte. (546) Als einziger Anbieter von Marktdienstleistungen für die NNBG im Zusammenhang mit den Produktionsprognosen für HPC hat EDF die folgenden Zusagen (79) abgegeben: a) Die Abschlüsse zum Verkauf der prognostizierten Leistung von HPC werden in ein gesondertes NNBG-Buch eingetragen. b) Der Preis aller mit EDF getätigten Abschlüsse zum Verkauf der prognostizierten Leistung von HPC wird zum Marktpreis für das betreffende Produkt am Abschlusstag angesetzt. c) Alle bilateralen Abschlüsse zur prognostizierten Leistung von HPC mit anderen im Eigentum eines Unternehmens von EDF befindlichen oder von ihm gehandelten Anlagenportfolios werden zum Marktpreis durchgeführt und d) als Beleg für die Einhaltung der vorstehenden Zusagen wird jährlich ein Bericht an die CfD-Vertragspartei und die Europäische Kommission übermittelt. 9.6.6. Schlussfolgerung zu Wettbewerbsverfälschungen (547) Unter Zugrundelegung ihrer Überlegungen in den Abschnitten 9.6.1., 9.6.2., 9.6.3., 9.6.4. und 9.6.5. und in Anbetracht der Zusagen von EDF schätzt die Kommission ein, dass das Potenzial für Wettbewerbsverfälschungen insgesamt begrenzt ist. (548) Nach gründlicher Abwägung und Berücksichtigung der Zusagen von EDF ist die Kommission zu dem Schluss gelangt, dass sich die aus der Inbetriebnahme des HPC resultierenden Wettbewerbsverfälschungen auf das notwendige Mindestmaß beschränken und durch die positiven Effekte der Beihilfemaßnahme wettgemacht werden. (549) In Bezug auf die Einhaltung der Artikel 30 und 110 AEUV hat sich das Vereinigte Königreich verpflichtet, solange der CfD nicht Stromerzeugern mit Sitz außerhalb Großbritanniens offensteht, das Verfahren der Berechnung der von den Stromversorgern zu leistenden CfD-Zahlungen so anzupassen, dass teilnahmeberechtigte Kernenergie, die in anderen EU-Mitgliedstaaten als Großbritannien erzeugt und an Kunden in Großbritannien geliefert wird, auf die Marktanteile der Stromversorger nicht angerechnet wird. Das Vereinigte Königreich wird diese Ausnahmebestimmung abschaffen, sobald nicht im Vereinigten Königreich ansässige Stromerzeuger berechtigt sein werden, sich um CfD-Verträge zu bewerben. 10. SCHLUSSFOLGERUNG (550) Ausgehend von der vorstehenden Würdigung und in Anbetracht der besonderen Umstände des vorliegenden Falls ist die Kommission zu dem Schluss gekommen, dass das vom Vereinigten Königreich angemeldete Maßnahmenpaket staatliche Beihilfen beinhaltet, die in der durch die unterbreiteten Zusagen geänderten Fassung nach Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV mit dem Binnenmarkt vereinbar sind. (551) Der Kommission stellt fest, dass die bisher vereinbarten Eckpunkte zur Finanzierung des HPC-Projekts zur Würdigung vorgelegt worden sind. Das Vereinigte Königreich hat erklärt, dass die übrigen allgemeinen und besonderen Bedingungen sowie die endgültigen Finanzierungsdokumente Standardklauseln enthalten werden, die bei ähnlichen Projekten ebenfalls anstreben würden. Da die Kommission keine Gelegenheit hatte, dies zu überprüfen, werden die endgültigen Unterlagen, sofern darin in irgendeiner Hinsicht Änderungen an der der Kommission derzeit vorliegenden Maßnahme vorgenommen werden, vom Vereinigten Königreich bei der Kommission angemeldet werden müssen. Sollten die endgültigen Finanzunterlagen jedoch weitere Elemente staatlicher Beihilfe enthalten, dann können diese rebus stantibus nicht genehmigt werden, da das derzeitige staatliche Maßnahmenpaket alle Beihilfen enthält, die für die Genehmigung des HPC-Investitionsprojekts erforderlich sind — HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN: Artikel 1 Die Beihilfe für Hinkley Point C in Form eines Contract for Difference (CfD), einer Vereinbarung mit dem Ministerium (Secretary of State Agreement) und einer Kreditgarantie sowie alle damit in Zusammenhang stehenden Elemente, die das Vereinigte Königreich durchzuführen plant, sind im Sinne des Artikels 107 Absatz 3 Buchstabe c des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union mit dem Binnenmarkt vereinbar. Die Durchführung der Beihilfe wird daher genehmigt. Artikel 2 Dieser Beschluss ist an das Vereinigte Königreich Großbritannien und Nordirland gerichtet. Brüssel, den 8. Oktober 2014 Für die Kommission Joaquín ALMUNIA Vizepräsident (1) ABl. C 69 vom 7.3.2014, S. 60. (2) Von Grundlasterzeugung wird üblicherweise bei Kraftwerken gesprochen, die ununterbrochen Leistung erzeugen können und somit zu jedem Zeitpunkt den Grundbedarf an Strom decken können. Kernkraftwerke sind Grundlasterzeuger und zeichnen sich durch relativ geringe variable Kosten aus, da sie üblicherweise auf den anfänglichen Abschnitten der Angebotskurve angesiedelt sind. (3) Im Rahmen des CfD wird dafür folgende Formel verwendet: , darin bezeichnet d die Anzahl der Handelstage in der vorherigen Saison, e die Anzahl der Quellen, BP den Preis an jedem einzelnen Tag für jede einzelne Quelle und BQ die Menge an jedem einzelnen Tag für jede einzelne Quelle. (4) Abrufbar unter folgender Adresse: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/267649/Generic_CfD_-_Terms_and_Conditions__518596495_171_.pdf (*1) Geschäftsgeheimnis. (5) Eine ausführliche Beschreibung der Zusagen findet sich in Anhang C. (6) Insbesondere HPC IUK Model […]. (7) Die Begebung bezieht sich auf Anleihen in Höhe von ursprünglich 16 Mrd. GBP und Anleihen in Höhe von weiteren 1 Mrd. GBP für die Anpassung von Sizewell C im Rahmen des CfD (im Folgenden „SZC-Anleihe“). (8) Die Basisbedingung („Base Case Condition“) lautet, dass ausreichend nachgewiesen sein muss, dass Flamanville 3 den Versuchsbetrieb abgeschlossen hat und die Auflagen des Garantiegebers in Bezug auf die in diesem Zeitraum zu erbringende Leistung erfüllt wurden. Der Garantiegeber kann die Frist für die Erfüllung der Basisbedingung verlängern, indem das Eigenkapital aufgestockt und dafür Sorge getragen wird, dass diese Aufstockung von der erforderlichen Kreditsicherung profitiert. Die Basisbedingung muss spätestens am 31. Dezember 2020 erfüllt sein. (9) Laut der „FFS Failure Condition“ muss Folgendes erfüllt sein: a) […]; b) […] und c) […]. (10) Sicherungsrechte, die dem Empfänger Rechte in Bezug auf die besicherte Anleihe einräumen. Eine „charge“ ist eine Art Sicherungsmittel, das dem Sicherungsnehmer weder das Eigentums- noch das Besitzrecht verleiht. Vielmehr handelt es sich bei der „charge“ um die Belastung des Sicherungsgegenstands, durch die dem Sicherungsnehmer das Recht verliehen wird, den Sicherungsgegenstand für die Begleichung besicherter Forderungen zu verwerten. Die „charge“ verleiht dem Sicherungsnehmer ein billigkeitsrechtliches Eigentumsrecht am Sicherungsgegenstand, indem er das Recht erhält, den Sicherungsgegenstand in sein Eigentum zu übernehmen und den Erlös aus dessen Verkauf zur Begleichung besicherter Forderungen zu verwenden. (11) „Fixed charge“ bezieht sich auf den betreffenden konkreten Sicherungsgegenstand unmittelbar nach der Ausgabe der Schuldverschreibung, doch kann der Sicherungsnehmer ohne Zustimmung des Sicherungsgebers den Sicherungsgegenstand weder veräußern noch anderweitig über ihn verfügen. (12) „Floating charge“ bezieht sich auf (aktuelle und künftige) Vermögenswerte des Sicherungsnehmers, die bestimmten Schwankungen unterliegen. (13) „Qualifying floating charge“ im Sinne des Insolvency Act von 1986 bezieht sich (im Wesentlichen) auf das gesamte Vermögen eines Unternehmens, das den Erwerber dieses Rechts befugt, einen Insolvenzverwalter bzw. Zwangsverwalter zu benennen. (14) Die besicherten Parteien sind der Garantiegeber, der Emittent, das Ministerium für Energie und Klimawandel und die Nuclear Decommissioning Fund Company Limited. (15) Das Ministerium für Energie und Klimawandel und die Nuclear Decommissioning Fund Company Limited in Bezug auf die Regelungen zur Abschaltung von Hinkley Point C. (16) Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 55). (17) Die Stromgestehungskosten sind ein Maß für die Kosten der Stromerzeugung mithilfe verschiedener Technologien, auf der Grundlage bestimmter Annahmen ermöglicht es den Vergleich dieser Kosten. (18) Leveque F und Robertson A, Future Electricity Series Part 3: Power from Nuclear, Carbon Connect, Policy Connect, London, 2014. (19) Mitteilung der Kommission über die Anwendung der Artikel 87 und 88 des EG-Vertrags auf staatliche Beihilfen in Form von Haftungsverpflichtungen und Bürgschaften (ABl. C 155 vom 20.6.2008, S. 10). (20) Mitteilung der Kommission über den Rahmen der Europäischen U