Beschluss (EU) 2024/2418 der Kommission vom 11. Dezember 2023 über die staatliche Beihilfe SA.53625 (2021/C) Deutschlands für den Ausstieg aus der Braunkohle (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2023) 8551)

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.1. Die entgangenen Gewinne reichen weit in die Zukunft (40) Im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgründe (123) bis (132)) äußerte die Kommission Zweifel an den Annahmen, die der Berechnung Deutschlands zur Ermittlung der entgangenen Gewinne der RWE- und LEAG-Kraftwerke sowohl für das faktische als auch das kontrafaktische Szenario zugrunde lagen. Dabei ging es insbesondere um Folgendes: a) Lebensdauer von Braunkohlekraftwerken ohne das Kohleausstiegsgesetz: Die Kommission äußerte Zweifel daran, dass die Braunkohlekraftwerke für weitere 48 bis 70 Jahre hätten betrieben werden können, wenn das Kohleausstiegsgesetz nicht beschlossen worden wäre, und warf die Frage auf, ob nicht erhebliche Investitionskosten anfallen würden, um sie so weit zu modernisieren, dass diese langen Nutzungszeiträume hätten erreicht werden können. b) Unsicherheiten der zukunftsbezogenen Projektionen: Die Kommission stellte infrage, dass der Diskontierungsfaktor von 7,5 % den hohen Risiken und Unsicherheiten im Zusammenhang mit den Projektionen hinreichend Rechnung trage und dass zusätzliche Korrekturmechanismen vorzusehen seien. c) Brennstoff- und CO2-Preise: Die Kommission äußerte Zweifel an der Berechnung der entgangenen Gewinne der Kraftwerke, da das Modell Deutschlands auf Projektionen der Internationalen Energie-Agentur aus dem Jahr 2018 beruhte und neuere Marktentwicklungen, insbesondere den Anstieg der CO2-Preise seit 2019 (d. h. bis zur Unterzeichnung des Vertrags zwischen der deutschen Regierung und den beiden Beihilfeempfängern) und die ehrgeizigeren, auf EU-Ebene vereinbarten Klimaziele, nicht zu berücksichtigen schien. d) Kraftwerksspezifische Daten wurden nur für zwei Kraftwerke vorgelegt, was es der Kommission erschwerte, die Berechnung Deutschlands für alle stillzulegenden Anlagen zu überprüfen. e) Deutschland legte der Kommission keine Sensitivitätsanalyse vor, die es der Kommission ermöglichen würde, die Auswirkungen der Inputparameter auf die Modellergebnisse zu bewerten. 3.4.2. Mechanismus der zeitlich gestreckten Stilllegung (41) Im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgrund (133)) stellte die Kommission fest, dass RWE und LEAG auch eine Vergütung für drei Kraftwerke erhalten werden, wenn diese in die zeitlich gestreckte Stilllegung überführt werden, und äußerte Zweifel daran, dass diese zusätzliche Entschädigung für die Stilllegung der Anlagen erforderlich sei. 3.4.3. Von Deutschland vorgelegte Alternativszenarien (42) Im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgrund (134)) äußerte die Kommission Zweifel daran, dass die Szenarien der vorzeitigen Stilllegung, die Deutschland als Alternativszenarien zur Rechtfertigung der Entschädigungsbeträge vorgelegt hatte, für die Prüfung der Angemessenheit relevant seien. Die Kommission stellte fest, dass ungewiss ist, ob es tatsächlich zu vorzeitigen Stilllegungen kommen wird, und falls ja, ob die Stilllegungen, wie von Deutschland angenommen, drei Jahre früher erfolgen und für alle Kraftwerke gelten würden, die erst nach 2030 stillgelegt werden sollen. (43) Ferner stellte die Kommission im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgrund 135) ausschließlich in Bezug auf die LEAG-Maßnahme fest, dass in einem Szenario, in dem LEAG den Tagebau nicht auf Mühlrose und Welzow-Süd TA II ausweitet, der Nettowert der erwarteten Gewinne, die LEAG entgehen, nach den Berechnungen Deutschlands den Barwert des Entschädigungsbetrages nicht übersteigen würde. Die Kommission äußerte daher Zweifel an der Angemessenheit der Entschädigung für LEAG. 3.4.4. Zusätzliche Tagebausanierungskosten (44) Im Einleitungsbeschluss (Erwägungsgründe 137 bis 139) äußerte die Kommission Zweifel an der Höhe der Zusatzkosten, da sich die von Deutschland vorgelegte Studie von EY und BET auf andere Stilllegungszeitpunkte stützt als die im Kohleausstiegsgesetz festgelegten Zeitpunkte und die Studie auf öffentlich verfügbaren Informationen beruht und einräumt, dass die Kosten abweichen können. (45) In Bezug auf die LEAG-Maßnahme hatte die Kommission darüber hinaus Zweifel, ob das kontrafaktische Szenario für die Ermittlung der zusätzlichen Kosten auch die Ausweitung des Tagebaus auf Mühlrose und Welzow-Süd TA II umfassen sollte, da eine solche Ausweitung der Studie zufolge in einem Szenario ohne Kohleausstiegsgesetz für LEAG nicht erforderlich wäre, um den Kohlebedarf zu decken. 3.5. Geänderte RWE-Maßnahme/Entwicklungen nach dem Einleitungsbeschluss (46) Am 4. Oktober 2022 verständigten sich die Bundesregierung und RWE darauf, den Kohleausstieg im Rheinischen Revier von 2038 auf 2030 vorzuziehen (29). Die Bundesregierung erklärte, dieser Vertrag werde zur Einhaltung der Klimaschutzziele beitragen und gleichzeitig die Versorgungssicherheit in der aktuellen Energiekrise stärken (30). Deutschland änderte daher das Kohleausstiegsgesetz, indem es das Änderungsgesetz erließ und den Änderungsvertrag mit RWE unterzeichnete. (47) Die Kommission stellt ferner fest, dass sich neben dem Änderungsgesetz und dem Änderungsvertrag einige der im Einleitungsbeschluss beschriebenen Fakten und Umstände im Zusammenhang mit dem Strommarkt nach Erlass dieses Beschlusses geändert haben. Insbesondere änderten sich die Strompreise in jüngerer Vergangenheit erheblich. Der durchschnittliche Day-Ahead-Preis auf dem deutschen Strommarkt stieg von 30,5 EUR/MWh (2020) auf 96,8 EUR/MWh (2021). Dieser Trend setzte sich im Jahr 2022 mit einem Anstieg auf 235,4 EUR/MWh fort, wobei das Marktumfeld sehr volatil wurde: Die monatlichen Durchschnittspreise reichten von 129 EUR/MWh bis 465 EUR/MWh (31). Dieser extreme Anstieg und die hohe Volatilität der Strompreise wurden unter anderem durch den grundlosen und ungerechtfertigten Angriff Russlands auf die Ukraine am 24. Februar 2022 und den vorsätzlichen Einsatz seiner Gaslieferungen als Druckmittel beeinflusst. Außerdem stiegen auch die Preise der Emissionszertifikate — zunächst von durchschnittlich 25 EUR/tCO2 im Jahr 2020 auf 53 EUR/tCO2 im Jahr 2021, und dann auf 81 EUR/tCO2 im Jahr 2022 (32). (48) Deutschland teilte der Kommission ferner mit, dass RWE seit 2020 sechs Braunkohlekraftwerke gemäß dem im Kohleausstiegsgesetz festgelegten Zeitplan stillgelegt hat: Tabelle 2 RWE-Kraftwerke, die seit 2020 stillgelegt wurden Anlagenbetreiber Blockname MW (netto) Zeitpunkt der Überführung in die zeitlich gestreckte Stilllegung Stilllegungszeitpunkt RWE Niederaußem D 297 — 31.12.2020 RWE Niederaußem C 295 — 31.12.2021 RWE Neurath B 294 — 31.12.2021 RWE Weisweiler E 321 — 31.12.2021 RWE Neurath A 294 — 1.4.2022 RWE Frechen/Wachtberg 120 — 31.12.2022 (Brikettierung) (von 176 (49) Die wichtigsten Merkmale der geänderten RWE-Maßnahme sind nachstehend in den Erwägungsgründen (50) bis (62) zusammengefasst. Deutschland erklärt, dass die weiteren Bestimmungen (z. B. steuerliche Behandlung, Sicherung der Gelder für die Rekultivierung, Klausel über den Verzicht auf Rechtsbehelfe) unverändert bleiben. 3.5.1. Verschiebung der endgültigen Stilllegung zweier Anlagen von Ende 2022 auf März 2024 (50) Zwei Kraftwerke (Neurath D und Neurath E mit einer Kapazität von jeweils rund 600 MW), die nach dem Kohleausstiegsgesetz und dem Vertrag von 2021 spätestens am 31. Dezember 2022 stillgelegt werden sollten, werden nun bis zum 31. März 2024 auf dem Markt verfügbar bleiben. Nach Angaben Deutschlands dient dies dazu, die Auswirkungen der derzeitigen Energiekrise weiter abzufedern, Gas im Stromsektor zu sparen und damit die Versorgungssicherheit zu erhöhen. (51) Die Bundesregierung kann bis zum 30. September 2023 entscheiden, ob diese Anlagen bis zum 31. März 2025 auf dem Markt bleiben oder in eine neue Reserve überführt werden sollen. Eine solche neue Reserve ist noch nicht näher definiert worden und nicht Teil dieses Beschlusses. Soweit eine solche neue Reserve staatliche Beihilfen beinhaltet, würde Deutschland sie entsprechend seiner Verpflichtung nach Artikel 108 Absatz 3 AEUV anmelden müssen. (52) Nach Paragraf 3 des Änderungsvertrags muss RWE die Kosten für die Aufrüstung der Kraftwerke, die Kosten zur Anpassung der Personalplanung, die laufenden Betriebskosten sowie die Kosten der CO2-Emissionszertifikate tragen, wenn Deutschland sich für den Weiterbetrieb der beiden Kraftwerke um ein Jahr (1. April 2024 bis 31. März 2025) entscheidet, wie in obenstehendem Erwägungsgrund (51) beschrieben. Gleichzeitig verbleiben die Erlöse aus der Vermarktung des Stroms bei RWE, wobei eine mit dem Gesetz vom 20. Dezember 2022 zur Einführung einer Strompreisbremse und zur Änderung weiterer energierechtlicher Bestimmungen eingeführte Obergrenze für Markterlöse eingehalten werden muss, die der Finanzierung von Maßnahmen zur Entlastung der Letztverbraucher von den hohen Stromkosten dient (33). (53) Die nachstehende geänderte Tabelle der Stilllegungszeitpunkte entspricht der in Paragraf 1 Absatz 9 des Änderungsgesetzes und im Anhang des Änderungsvertrags enthaltenen Tabelle: Tabelle 3 Braunkohlekraftwerke: Überführung in die zeitlich gestreckte Stilllegung und Stilllegungszeitpunkte (geänderte Zeitpunkte in Fettdruck) (34) Anlagenbetreiber Blockname MW (netto) Zeitpunkt der Überführung in die zeitlich gestreckte Stilllegung Stilllegungszeitpunkt RWE Niederaußem D 297 — 31.12.2020 RWE Niederaußem C 295 — 31.12.2021 RWE Neurath B 294 — 31.12.2021 RWE Weisweiler E oder F (35) 321 — 31.12.2021 RWE Neurath A 294 — 1.4.2022 RWE Frechen/Wachtberg 120 — 31.12.2022 (Brikettierung) (von176 ) RWE Neurath D 607 — 31.3.2024 RWE Neurath E 604 — 31.3.2024 RWE Weisweiler E oder F (36) 321 — 1.1.2025 LEAG Jänschwalde A 465 31.12.2025 31.12.2028 LEAG Jänschwalde B 465 31.12.2027 31.12.2028 RWE Weisweiler G oder H 663 — 1.4.2028 oder 656 LEAG Jänschwalde C 465 — 31.12.2028 LEAG Jänschwalde D 465 — 31.12.2028 RWE Weisweiler G oder H 663 — 1.4.2029 oder 656 LEAG Boxberg N 465 — 31.12.2029 LEAG Boxberg P 465 — 31.12.2029 RWE Niederaußem G oder H 628 — 31.12.2029 oder 648 RWE Niederaußem K 944 — 31.3.2030 RWE Neurath F (BoA 2) 1 060 — 31.3.2030 RWE Neurath G (BoA 3) 1 060 — 31.3.2030 RWE Niederaußem G oder H 628 31.12.2029 31.12.2033 oder 648 Saale Energie (37) Schkopau A 450 — 31.12.2034 Saale Energie Schkopau B 450 — 31.12.2034 LEAG Lippendorf R 875 — 31.12.2035 EnBW Lippendorf S 875 — 31.12.2035 LEAG Schwarze Pumpe A 750 — 31.12.2038 LEAG Schwarze Pumpe B 750 — 31.12.2038 LEAG Boxberg R 640 — 31.12.2038 LEAG Boxberg Q 857 — 31.12.2038 (54) Deutschland legte ferner Daten zur Erstinbetriebnahme der Kraftwerke von RWE und zu den in Tabelle 4 aufgeführten Stilllegungsterminen vor. Die meisten (13 von 16) der RWE-Anlagen wurden zwischen Mitte der 1960er-Jahre und Mitte der 1970er-Jahre in Betrieb genommen, was bedeutet, dass diese Anlagen bisher seit etwa 50 bis 60 Jahren in Betrieb sind. Von den 16 Anlagen sind drei neuer und wurden jeweils in Betrieb genommen: Niederaußem K (Inbetriebnahme 2003); Neurath F (BoA 2) (Eröffnungsdatum 2012); Neurath G (BoA 3) (Inbetriebnahme 2012). (55) Deutschland macht geltend, dass nach den Daten, die RWE der Bundesregierung übermittelt hat, die Kosten der ältesten 14 von 16 RWE-Kraftwerken zum Zeitpunkt ihrer Stilllegung gemäß dem Kohleausstiegsgesetz im Einklang mit den RWE-Rechnungslegungsvorschriften abgeschrieben seien. (56) Darüber hinaus macht Deutschland geltend, dass den von RWE vorgelegten Daten zufolge die Kraftwerksblöcke Neurath F und G zum 31. März 2030 einen Buchwert von insgesamt ca. 570 Mio. EUR hätten. Dieser Buchwert stellt die fortgeführten Kosten dar und umfasst keine Immobilien (Grundstücke). Deutschland wies ferner darauf hin, dass der Abschreibungsplan angepasst worden sei, um der Verpflichtung Rechnung zu tragen, die Kraftwerke gemäß dem Kohleausstiegsgesetz stillzulegen. Die oben beschriebenen Werte spiegeln die Buchwerte wider, die sich wahrscheinlich ergeben hätten, wenn der ursprüngliche Abschreibungsplan beibehalten worden wäre. Darüber hinaus werden künftige CAPEX-Kontrollkosten nicht berücksichtigt. Beide Kraftwerke werden in der Regel alle vier Jahre regelmäßig kontrolliert und verbessert, was Kosten in Höhe von jeweils 60 bis 70 Mio. EUR verursacht. Die letzte Kontrolle bei Neurath F fand 2023 und bei Neurath G im Jahr 2021 statt. Tabelle 4 Braunkohleanlagen von RWE: Datum der Eröffnung im Vergleich zum Stilllegungstermin Anlagenbetreiber Blockname Datum der Eröffnung/des Betriebs Stilllegungszeitpunkt RWE Niederaußem D 1968 31.12.2020 RWE Niederaußem C 1965 31.12.2021 RWE Neurath B 1972 31.12.2021 RWE Weisweiler E oder F (38) 1965, 1967 31.12.2021 RWE Neurath A 1972 1.4.2022 RWE Frechen/Wachtberg 1962 31.12.2022 (Brikettierung) RWE Neurath D 1975 31.3.2024 RWE Neurath E 1976 31.3.2024 RWE Weisweiler E oder F (39) 1965, 1967 1.1.2025 RWE Weisweiler G oder H 1974, 1975 1.4.2028 RWE Weisweiler G oder H 1974, 1975 1.4.2029 RWE Niederaußem G oder H 1974, 1974 31.12.2029 RWE Niederaußem K 2003 31.3.2030 RWE Neurath F (BoA 2) 2012 31.3.2030 RWE Neurath G (BoA 3) 2012 31.3.2030 RWE Niederaußem G oder H 1974, 1974 31.12.2033 3.5.2. Vorziehen der endgültigen Stilllegung dreier Anlagen von 2038 auf 2030 (57) Die Stilllegung von drei Kraftwerken (Niederaußem K, Neurath F und Neurath G mit einer Kapazität von jeweils rund 1 000 MW) wird vom 31. Dezember 2038 auf den 31. März 2030 vorgezogen. Nach Angaben Deutschlands bedeutet dies, dass die Restbetriebszeit von 3 GW Erzeugungskapazität der neuesten und effizientesten von RWE betriebenen Kraftwerke um fast 50 % verkürzt wird. (58) Deutschland stellt fest, dass die geänderten Stilllegungszeitpunkte auch erhebliche Auswirkungen auf die Tagebaue haben, welche die drei Kraftwerke mit vorgezogenem Stilllegungszeitpunkt beliefern. Genauer gesagt wurde als Teil der geänderten RWE-Maßnahme vereinbart, dass der Tagebau Garzweiler in den kommenden Jahren deutlich weniger Braunkohle fördern soll. (59) Die Bundesregierung kann bis zum 15. August 2026 entscheiden, ob diese drei Anlagen bis zum 31. Dezember 2033 in eine Reserve überführt werden sollen. Eine solche neue Reserve ist noch nicht näher definiert worden und nicht Teil dieses Beschlusses. Soweit eine solche neue Reserve staatliche Beihilfen beinhaltet, würde Deutschland sie entsprechend seiner Verpflichtung nach Artikel 108 Absatz 3 AEUV anmelden müssen. Wenn diese Kraftwerke für eine solche Reserve noch benötigt würden, wären keine Änderungen am Tagebauplanungsprozess erforderlich im Vergleich zu ihrer endgültigen Stilllegung bis 2030. Auch die Rekultivierung, die im Jahr 2030 beginnen wird, würde unverändert fortgesetzt. 3.5.3. Keine zusätzliche Entschädigung für RWE (60) Deutschland sieht in der geänderten RWE-Maßnahme keine zusätzliche, über den Vertrag von 2021 hinausgehende Entschädigung für RWE vor, sondern hält an dem Beihilfebetrag von 2,6 Mrd. EUR fest. (61) Nach der Auffassung Deutschlands stehen den wegfallenden Erlösen in den Jahren 2030-2038 aus dem eingestellten Betrieb von rund 3 GW Kraftwerkskapazität und den zusätzlichen Kosten erneuter Umplanungen u. a. geringere Erlösausfälle aufgrund des um 15 Monate, d. h. von Anfang 2023 bis Ende des ersten Quartals 2024, verlängerten Einsatzes von Neurath D und E gegenüber. (62) Das Änderungsgesetz (Paragraf 1 Absatz 4) und der Änderungsvertrag (Paragraf 4) sehen vor, dass die Zahl der Raten, in denen die Entschädigung an RWE gezahlt wird, von 15 auf 10 verringert wird und die Raten nicht, wie zuvor vorgesehen, gleich hoch sind. Die Jahrestranchen für die Jahre 2020 bis 2023 belaufen sich auf 173 Mio. EUR, die Jahrestranchen für die Jahre 2024 bis 2029 auf 318 Mio. EUR. Die erste Ratenzahlung für RWE ist nach dem Änderungsgesetz und dem Änderungsvertrag am 31. Dezember 2020 fällig, d. h. an dem Tag, an dem RWE seine erste Anlage stillgelegt hat. 3.6. Überarbeitete Berechnungen (63) Im Rahmen der Stellungnahme vom 23. Dezember 2022 übermittelte Deutschland der Kommission eine überarbeitete Berechnung der entgangenen Gewinne für neun RWE-Anlagen, die bereits stillgelegt wurden oder im Einklang mit dem Änderungsgesetz (Paragraf 1 Absatz 9) spätestens am 31. März 2025 (40) stillgelegt werden sollen (im Folgenden „überarbeitete Berechnung“). Diese Berechnung mit Datum vom 16. Dezember 2022 wurde von r2b energy consulting erstellt. (64) Danach beläuft sich der Barwert der entgangenen Gewinne von acht RWE-Anlagen (die zwischen dem 31. Dezember 2021 und dem 31. März 2025 stillgelegt wurden bzw. werden) auf rund 2,2 Mrd. EUR (nominell 2,3 Mrd. EUR) und ist somit höher als die vereinbarten Entschädigungszahlungen für RWE von 1,7 Mrd. EUR (nominell 2,6 Mrd. EUR) (41). Deutschland argumentiert angesichts dieser Berechnung, dass der Entschädigungsbetrag gerechtfertigt sei. (65) Die überarbeitete Berechnung zeigt, dass acht der neun RWE-Kraftwerke, die in die überarbeitete Berechnung einbezogen wurden, im Zeitraum 2021-2026 geschätzt auf Gewinne verzichtet haben. Von diesen acht Blöcken mit entgangenen Gewinnen wurden 2021-2022 bereits fünf stillgelegt (Neurath A und B, Niederaußem C, Weisweiler E und Frechen/Wachtberg); die übrigen drei Blöcke (Weisweiler F und Neurath D und E) sollen spätestens 2025 folgen. Für alle neun Blöcke, für die Daten übermittelt wurden, wurden nur für den Zeitraum ab ihrer Stilllegung bis Ende 2026 entgangene Gewinne errechnet. Die entgangenen Gewinne fallen in keinem Fall später als drei Jahre nach dem vorgesehenen Stilllegungszeitpunkt der jeweiligen Anlage an. Für die neunte Anlage in der überarbeiteten Berechnung (Niederaußem D), die am 31. Dezember 2020 als erste Anlage stillgelegt wurde, werden keine entgangenen Gewinne geltend gemacht. (66) Für die sieben Blöcke, die nach 2026 stillgelegt werden sollen (Weisweiler G und H, Niederaußem H, K und G sowie Neurath F und G), werden demnach keine entgangenen Gewinne in die überarbeiteten Berechnungen einbezogen, da sie nicht vor 2026 stillgelegt werden. (67) Nachstehend werden die wichtigsten Parameter erläutert, die in der überarbeiteten Berechnung zur Schätzung der entgangenen Gewinne der neun Blöcke, für die Daten übermittelt wurden, herangezogen wurden: (1) Die Berechnung geht davon aus, dass die Kraftwerke als einzige Erlösquelle Grundlaststrom zu Marktpreisen verkaufen, die den Kursen an der deutschen Warenbörse EEX entsprechen. Das heißt konkret: a) Für die zum Zeitpunkt der Vorlage der überarbeiteten Berechnung bei der Kommission bereits stillgelegten Blöcke (Neurath A und B, Niederaußem C und D, Weisweiler E) wurden die Annahmen in Bezug auf Strom- und CO2-Preise, Inflation und regulatorisches Umfeld (42) entsprechend den Markterwartungen unmittelbar vor dem jeweiligen Stilllegungstermin zugrunde gelegt. Für Strom- und CO2-Preise wurden die an der EEX in den zwei Wochen vor dem jeweiligen Stilllegungstermin notierten Durchschnittspreise für Futures bei Bereitstellung im betreffenden Monat, Quartal oder Jahr (je nach Produktverfügbarkeit) zwischen 2021 und 2026 zugrunde gelegt. b) Für die vier Blöcke, deren Stilllegung im Zeitraum vom 31. Dezember 2022 bis zum 31. März 2025 erfolgt (Frechen/Wachtberg, Weisweiler F und Neurath D und E), wurden die Annahmen in Bezug auf Strom- und CO2-Preise, Inflation und regulatorisches Umfeld (43) entsprechend den zum Zeitpunkt der Vorlage der überarbeiteten Berechnung verfügbaren aktuellen Markterwartungen zugrunde gelegt. Für Strom- und CO2-Preise wurden die an der EEX im Zeitraum vom 21. Oktober 2022 und dem 4. November 2022 notierten Durchschnittspreise für Futures bei Bereitstellung im betreffenden Monat, Quartal oder Jahr (je nach Produktverfügbarkeit) zwischen 2021 und 2026 zugrunde gelegt. (2) Was die Brennstoffkosten auf Basis der Vollkosten der Braunkohleförderung angeht, wurden die variablen Kosten der Braunkohleförderung mit 1,5 EUR/MWh(th) und die entsprechenden Fixkosten mit 4,7 EUR/MWh(th) veranschlagt. Diese Annahmen wurden einer unabhängigen Studie des Öko-Instituts entnommen, die im Januar 2022 veröffentlicht wurde (44). Bei der Aufteilung je Produktionseinheit wird davon ausgegangen, dass die Gesamttagebaukosten aufgrund der kurzen Dauer des kontrafaktischen Szenarios stabil bleiben. In der Regel vergeht eine längere Zeit bis Fixkosten, die den größten Teil der Gesamttagebaukosten ausmachen, sich an veränderte Produktionsvolumina anpassen. (68) Bei der Berechnung wurden die wichtigsten technischen Merkmale jedes Kraftwerks berücksichtigt, wie Wirkungsgrad, Kraftwerksleistung, Fixkosten sowie typische Verfügbarkeits- und Auslastungsraten. Die Fixkosten basierten auf repräsentativen Werten für die jeweilige Kraftwerksklasse und entsprachen den Ergebnissen der Öko-Institut-Studie. (69) Erlöse aus der Wärmeerzeugung und aus der Regelenergie wurden nicht in die überarbeitete Berechnung einbezogen. (70) Für Blöcke, die im Zeitraum vom 31. Dezember 2022 bis zum 31. März 2025 stillgelegt werden, wird in der Berechnung für den Zeitraum vom 1. Dezember 2022 bis zum 30. April 2024 eine Obergrenze für Markterlöse angewandt. Die Rechtsgrundlage für die Einführung der Obergrenze für Markterlöse ist im Gesetz zur Einführung einer Strompreisbremse (im Folgenden „Strompreisbremsegesetz“) dargelegt. Wenn die erwarteten Strompreise die Obergrenze überschreiten, werden 90 % der Übergewinne vom deutschen Staat abgeschöpft. Die Höhe der Obergrenze wird gemäß dem Strompreisbremsegesetz durch die Kosten der CO2-Zertifikate beeinflusst. Ein CO2-Preis von 81 EUR/t (d. h. der durchschnittliche Spotmarktpreis im Jahr 2022) führt zu einer Obergrenze von rund 160 EUR/MWh. Nach dem Strompreisbremsegesetz gilt die Obergrenze vom 1. Dezember 2022 bis zum 30. Juni 2023 und kann durch Rechtsverordnung der Bundesregierung bis zum 30. April 2024 verlängert werden. Letztlich hat die deutsche Regierung beschlossen, die Anwendung der Obergrenze nicht über den 30. Juni 2023 hinaus zu verlängern. Deutschland weist darauf hin, dass sich die Obergrenze für Markterlöse auf die entgangenen Gewinne lediglich eines Kraftwerks (Frechen/Wachtberg) auswirkt, da die anderen RWE-Braunkohlekraftwerke entweder erst nach dem Anwendungszeitraum der Obergrenze stillgelegt werden oder bereits stillgelegt wurden, bevor die Bundesregierung konkrete Pläne zur Einführung der Obergrenze angenommen hatte. (71) In Bezug auf Neurath D und E, deren Stilllegung auf den 31. März 2024 verschoben wurde (mit der Möglichkeit einer weiteren Verschiebung bis zum 31. März 2025), sind nur ab dem 31. März 2025 entgangene Gewinne in die Berechnung eingeflossen. (72) Die für die Zwecke der Diskontierung der entgangenen Gewinne und der Entschädigungszahlungen heran