Beschluss (EU) 2025/429 der Kommission vom 30. April 2024 über die von Tschechien geplante staatliche Beihilfe SA.58207 (2021/N) für den Bau und den Betrieb eines neuen Kernkraftwerks am Standort Dukovany (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2024) 2858)

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echtssachen C-399/10 P und C-401/10 P, ECLI:EU:C:2013:175, Rn. 104; Urteil des Gerichtshofs vom 13. September 2010, Griechenland u. a./Kommission, verbundene Rechtssachen T-415/05, T-416/05 und T-423/05, ECLI:EU:T:2010:386, Rn. 177; Urteil des Gerichtshofs vom 15. September 1998, BP Chemicals/Kommission, T-11/95, ECLI:EU:T:1998:199, Rn. 170 und 171. (154) Erwägungsgrund 144 des Einleitungsbeschlusses. (155) Urteil des Gerichtshofs vom 15. Dezember 2021, Oltchim SA/Kommission, T-565/19, Rn. 93 bis 197. (156) Ebenda, Erwägungsgrund 157. (157) Urteil des Gerichtshofs vom 22. September 2020, Österreich/Kommission, C-594/18 P, ECLI:EU:C:2020:742, Rn. 20 und 24. (158) Ebenda, Rn. 63. (159) Ebenda, Rn. 32. (160) Erwägungsgrund 163 des Einleitungsbeschlusses. (161) Erwägungsgrund 182 des Einleitungsbeschlusses. (162) Urteil des Gerichtshofs vom 22. September 2020, Österreich/Kommission, C-594/18 P, ECLI:EU:C:2020:742, Rn. 44 und 45. (163) Die Kommission betont, dass diese Maßnahme jetzt und in Zukunft im Einklang mit dem einschlägigen Sekundärrecht, einschließlich der bei Erlass dieses Beschlusses noch nicht verabschiedeten Rechtsvorschriften, umgesetzt werden muss. In diesem Zusammenhang möchte die Kommission auf den Vorschlag für eine Verordnung zur Änderung der Verordnungen (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 im Hinblick auf die Verbesserung der Gestaltung der Elektrizitätsmärkte in der EU (COM(2023) 148) und insbesondere auf die Bestimmungen über direkte Preisstützungssysteme in Form zweiseitiger Differenzverträge für Investitionen in Anlagen zur Stromerzeugung aus Kernenergie im Einklang mit dem endgültigen Wortlaut der Verordnung verweisen, sobald sie in Kraft tritt. (164) ABl. 2012, L 26, S. 1. (165) Urteil des Gerichtshofs vom 22. September 2020, Österreich/Kommission, C-594/18 P, ECLI:EU:C:2020:742, Rn. 48 und 49. (166) Ebenda, Rn. 49. (167) Richtlinie 2011/92/EU des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Dezember 2011 über die Umweltverträglichkeitsprüfung bei bestimmten öffentlichen und privaten Projekten (ABl. L 26 vom 28.1.2012, S. 1). Siehe Erwägungsgrund 168 des Einleitungsbeschlusses. (168) Siehe Urteil des Gerichtshofs vom 3. Dezember 2014, Castelnou Energía, Rechtssache T-57/11, ECLI:EU:T:2014:1021, Rn. 181 bis 184 mit weiteren Nachweisen. Siehe auch Urteil vom 30. November 2022, Österreich/Kommission, T-101/18, ECLI:EU:T:2022:728, Rn. 31. (169) Urteil des Gerichtshofs vom 30. November 2022, Österreich/Kommission, T-101/18, ECLI:EU:T:2022:728, Rn. 32. (170) Urteil des Gerichtshofs vom 30. November 2022, Österreich/Kommission, T-101/18, ECLI:EU:T:2022:728, Rn. 37. Die Argumentation bezüglich der Notwendigkeit einer untrennbaren Verbindung, damit die Kommission die Vereinbarkeit bestimmter Beihilfemodalitäten mit dem EU-Recht beurteilen kann, wurde vom Gerichtshof in der Rechtssache Braesch bestätigt. Siehe Urteil des Gerichtshofs vom 31. Januar 2023 in der Rechtssache C-284/21 P, Kommission/Braesch u. a., Rn. 96 bis 99. (171) Konkret wird bei den Projektmaßnahmen das Ergebnis des Verfahrens zur Vergabe des EPC-Vertrags nur insoweit berücksichtigt, als es sich auf die Berechnung der Investitionsausgaben des Projekts auswirkt, was Eingang in die Berechnung der Beihilfebeträge finden würde (z. B. bei der Berechnung der genauen Höhe der RFH oder bei der Berechnung des im Bezugsvertrag festgelegten Ausübungspreises), sowie in Bezug auf die technischen Fähigkeiten des Kraftwerks, die sich aus der im EPC-Vertrag gewählten Technologie ergeben. (172) Urteil des Gerichtshofs vom 17. Juli 2008, Essent Netwerk Noord u. a., C-206/06, ECLI:EU:C:2008:413, Rn. 40 bis 59. (173) Urteil des Gerichtshofs vom 22. Dezember 2008, Régie Networks/Rhone Alpes Bourgogne, C-333/07, ECLI:EU:C:2008:764, Rn. 99 und die dort angeführte Rechtsprechung. (174) Urteil vom 22 Dezember 2008, Régie Networks/Rhone Alpes Bourgogne, C-333/07, ECLI:EU:C:2008:764, Rn. 100 und 104. (175) Urteil vom 20. September 2018, Carrefour Hypermarchés u. a. C-510/16, ECLI:EU:C:2018:751, Rn. 21. (176) Urteil des Gerichtshofs vom 27. Oktober 2005, Distribution Casino France u. a., C-266/04 bis C-270/04, C-276/04 und C-321/04 bis C-325/04, ECLI:EU:C:2005:657, Rn. 52. (177) Urteile vom 20. September 2018, Carrefour Hypermarchés u. a., C-510/16, ECLI:EU:C:2018:751, Rn. 22, und vom 10. November 2016, DTS Distribuidora de Televisión Digital/Kommission, C-449/14 P, ECLI:EU:C:2016:848, Rn. 70 bis 72. (178) Die Core-Region besteht aus den Gebotszonengrenzen zwischen Belgien, Deutschland, Frankreich, Kroatien, Luxemburg, den Niederlanden, Österreich, Polen, Rumänien, der Slowakei, Slowenien, Tschechien und Ungarn. Weitere Einzelheiten sind Fußnote 8 zu entnehmen. (179) https://energy.ec.europa.eu/topics/oil-gas-and-coal/eu-coal-regions/coal-regions-transition_en. (180) Siehe Delegierte Verordnung (EU) 2022/1214 der Kommission vom 9. März 2022 zur Änderung der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 in Bezug auf Wirtschaftstätigkeiten in bestimmten Energiesektoren und der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2178 in Bezug auf besondere Offenlegungspflichten für diese Wirtschaftstätigkeiten (ABl. L 188 vom 15.7.2022, S. 1). (181) Delegierte Verordnung (EU) 2021/2139 der Kommission vom 4. Juni 2021 zur Ergänzung der Verordnung (EU) 2020/852 des Europäischen Parlaments und des Rates durch Festlegung der technischen Bewertungskriterien, anhand deren bestimmt wird, unter welchen Bedingungen davon auszugehen ist, dass eine Wirtschaftstätigkeit einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz oder zur Anpassung an den Klimawandel leistet, und anhand deren bestimmt wird, ob diese Wirtschaftstätigkeit erhebliche Beeinträchtigungen eines der übrigen Umweltziele vermeidet. (182) 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 (Erwägungsgründe 382 bis 385). (183) Siehe IEA Projected Costs of Generating Electricity 2020, https://iea.blob.core.windows.net/assets/ae17da3d-e8a5-4163-a3ec-2e6fb0b5677d/Projected-Costs-of-Generating-Electricity-2020.pdf, S. 46. (184) IEA Projected Costs of Generating Electricity 2020, S. 145. (185) 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 (Erwägungsgrund 385). (186) Projected Costs of Generating Electricity — 2020 Edition, abrufbar unter: https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_51110/projected-costs-of-generating-electricity-2020-edition. (187) Erwägungsgrund 187 des Einleitungsbeschlusses. (188) Erwägungsgrund 152 des Einleitungsbeschlusses. (189) Siehe Beschluss der Kommission vom 8. Oktober 2014 über die Beihilfemaßnahme SA.34947 zugunsten des Kernkraftwerks Hinkley Point C, Erwägungsgründe 392 bis 405. Im Fall von Hinkley Point C wurde insbesondere die Kombination aus dem Differenzvertrag, der Kreditgarantie und der Vereinbarung mit dem Ministerium (über den Schutz vor Änderungen der Rechtsvorschriften und/oder sonstiger Vorgaben) als geeignetes Instrument zur Gewährung von Beihilfen angesehen. Für das Projekt wurde statt einer staatlichen Garantie die Inanspruchnahme der RFH bevorzugt, weil i) durch die RFH das Risiko wegfällt, dass die kommerzielle Finanzierung des Projekts nicht ausreicht; ii) die RFH eine zeitnähere Lösung zur Bereitstellung des Gesamtfinanzierungspakets im Vergleich zu einer kommerziellen Darlehensfazilität ermöglicht und iii) die RFH geringere Fremdkapitalkosten im Hinblick auf die direkte Darlehensvergabe durch den Staat sowie geringere Gebühren im Zusammenhang mit der Bereitstellung und Bindung von Finanzmitteln über die gesamte Bauzeit mit sich bringt. Weitere Einzelheiten sind Erwägungsgrund 166 zu entnehmen. (190) Ebenda, Erwägungsgründe 197 und 198. So wurde insbesondere der Abnahmevertrag für Hinkley Point C für 35 Jahre abgeschlossen, während die Rückzahlungsfrist der RFH bei PAKS II nur 21 Jahre betrug und die Maßnahme nicht mit einer anderen Form von Betriebsbeihilfe einherging. (191) Ebenda, Erwägungsgrund 205. (192) Bei Hinkley Point C wird beispielsweise eine ähnliche DV-Formel verwendet. (193) Abschnitt 6.2.6.4, Level and volatility of wholesale prices, Commission Staff Working Document Impact Assessment accompanying the Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council on common rules for the internal market in electricity (recast), SWD/2016/0410 final — 2016/0379, 30. November 2016. (194) Verordnung (EU) 2021/1119 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Juni 2021 zur Schaffung des Rahmens für die Verwirklichung der Klimaneutralität und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 401/2009 und (EU) 2018/1999 („Europäisches Klimagesetz“) (ABl. L 243 vom 9.7.2021, S. 1). (195) Beispielsweise lagen die Großhandelspreise für Strom auf dem Day-Ahead-Markt auf der iberischen Halbinsel in den drei Wochen zwischen dem 26. Februar und dem 17. März 2024 in 63 % der Stunden unter 10 EUR/MWh; Quelle: ENTSO-E Transparency Platform. (196) Der langsame Rückgang der Preise um [1 bis 2] % pro Jahr in Preisen von 2020 in nominalen Werten wird durch die angenommene Inflationsrate von 2 % überkompensiert, sodass in diesem Zeitraum nominal von einem langsamen Preisanstieg ausgegangen wird. (197) Da der Nettogegenwartswert des kontrafaktischen Szenarios gleich null ist, bedeutet dies, dass das Unternehmen in diesem Szenario bereit ist, ein Projekt umzusetzen, bei dem die Rendite aus dem Kapital den Kosten dieses Kapitals entspricht (d. h. WACC = interner Zinsfuß des Projekts). Da die Finanzierungslücke hier dem Nettogegenwartswert des faktischen Szenarios entspricht, bedeutet daher die Tatsache, dass die staatliche Beihilfe sicherstellt, dass der Nettogegenwartswert des faktischen Szenarios null beträgt, dass auch im faktischen Szenario die WACC dem internen Zinsfuß des Projekts entspricht, was mit dem kontrafaktischen Szenario übereinstimmt. (198) Mit einem Abzinsungssatz oder WACC, der bzw. die die einschlägigen Fremdkapitalkosten und Eigenkapitalkosten widerspiegelt bzw. widerspiegeln. (199) Erwägungsgrund 67 des Einleitungsbeschlusses. (200) Erwägungsgrund 69 des Einleitungsbeschlusses. (201) Erwägungsgrund 207 des Einleitungsbeschlusses. (202) Siehe das Vorbringen von Tschechien vom 25. September 2023. (203) Siehe das Vorbringen von Tschechien vom 25. September 2023, Tabelle 15 „Studien zu Risikoprämien“. (204) Beschluss zu Paks II, Erwägungsgrund 258. In dem Beschluss zu Hinkley Point C wird keine PEGR oder ähnliche Art von Prämie erwähnt. (205) Dieser Ansatz beruht auf der Harris-Pringle-Formel und wird in Abschnitt 3.6.5 beschrieben. (206) Weitere Einzelheiten sind Abschnitt 3.6.5.1 zu entnehmen. (207) Dies steht auch im Einklang mit dem Ansatz, den die Kommission in ihrem Beschluss zu Paks II verfolgt hat. (208) Die Daten zur Rendite von 30-jährigen Staatsanleihen mit AAA-Rating im Euro-Währungsgebiet stammen vom EZB-Datenportal, Yield curve spot rate, 30-year maturity - Government bond, nominal, all issuers whose rating is triple A - Euro area (https://data.ecb.europa.eu/data/datasets/YC/YC.B.U2.EUR.4F.G_N_A.SV_C_YM.SR_30Y). Die Daten zur Rendite von 30-jährigen deutschen Staatsanleihen stammen von der Website der Deutschen Bundesbank, Tägliche Renditen der jeweils jüngsten Bundeswertpapiere, Zeitreihen BBSSY.D.REN.EUR.A640.000000WT3030.A (Tägliche Renditen der jüngsten Bundeswertpapiere |Deutsche Bundesbank). (209) Weitere Einzelheiten sind Abschnitt 3.6.5.1 zu entnehmen. (210) Einzelheiten zur Schätzung dieser Zahl sind Fußnote 65 zu entnehmen. (211) Diese Zahl ist konservativ im Vergleich zur jüngsten Erhebung von Fernandez zur MRP, die im Juni 2022 veröffentlicht wurde und einen Medianwert von 6,7 % für die MRP angibt. Einzelheiten dazu sind Fußnote 66 zu entnehmen. (212) Durchschnitt aus den 5,6 % von Damodaran und den 6,7 % von Fernandez. Dieser Ansatz steht im Einklang mit dem Ansatz der Kommission im Beschluss zu Paks II. (213) Weitere Einzelheiten sind Abschnitt 3.6.5.1 zu entnehmen. (214) Bei dieser von Tschechien verwendeten Methode wird eine Kombination aus dem zweijährigen Regressions-Beta und dem fünfjährigen Regressions-Beta verwendet, wobei erstere zu 2/3 und letztere zu 1/3 gewichtet wird. Beta = (2/3) zweijähriges Regressions-Beta + (1/3) fünfjähriges Regressions-Beta. Hierbei handelt es sich um dieselbe Methode, die auch von Prof. Damodaran wie nachstehend erläutert angewandt wird: Variables used in Data Set (nyu.edu). (215) Siehe Website von Prof. Damodaran, Daten für 2023, Datei „betaEurope“, Branche „power“, aus der ein ungehebeltes, um Barmittel bereinigtes Beta von 0,54 hervorgeht. (216) Hierbei handelt es sich um den einfachen Durchschnitt der wöchentlichen Regressions-Betas der Vergleichsunternehmen von EDU II über fünf Jahre. Die fünfjährigen Regressions-Beta-Werte sind die konservativste der beiden Beta-Sätze (der andere ist der wöchentliche Beta-Wert über zwei Jahre), die von Tschechien und Damodaran bei der Beta-Bewertung verwendet werden. Tatsächlich beträgt der einfache Durchschnitt der wöchentlichen Betas über zwei Jahre 0,55. Die Kommission stellt ferner fest, dass das Beta von 0,51 dem konservativen, nicht um Barmittel bereinigten einfachen Durchschnitt der Betas der drei Branchen entspricht, die als Vergleich für das EDU-II-Projekt herangezogen werden können: Grüne und erneuerbare Energien, Energie und Versorgungsunternehmen (Quelle: Website von Prof. Damodaran, Datei „betaEurope“). (217) Die Kommission verwendete dieselbe Stichprobe wie Tschechien und bereinigte die Betas der Vergleichsunternehmen um die Steuern (unter Annahme des globalen Steuersatzes von Damodaran von 24,8 %, gemäß der Datei „betaEurope“ von Damodaran, Stand Januar 2023, betaEurope22.xls (live.com)). Dies steht im Einklang mit dem in Fußnote 213 beschriebenen Hamada-Ansatz, bei dem Steuern bei der Berechnung des Betas berücksichtigt werden. Daraus ergibt sich eine Schätzung eines ungehebelten Betas von 0,595, die auf dem in den Fußnoten 69 und 208 erläuterten Ansatz von Damodaran beruht, bei dem der gewichtete Durchschnitt der wöchentlichen Betas von Vergleichsunternehmen über zwei und fünf Jahre zugrunde gelegt wird. Aus Gründen der Konservativität hat die Kommission Nuclearelectrica aus der Stichprobe herausgenommen. Dadurch beläuft sich die Gesamthöhe des ungehebelten Beta-Werts auf 0,516. (218) Diese Annahme entspricht auch den Annahmen zu Paks II. (219) Dieser Ansatz beruht auf der Hamada-Formel. Bei diesem Ansatz wird der Zins-Tax-Shield (d. h. die Steuerermäßigung, die sich aus dem zulässigen Abzug vom steuerpflichtigen Einkommen ergibt) bei den Hebelwirkung-Anpassungen des Betas verwendet, wodurch das gehebelte Beta und damit auch die Eigenkapitalrendite reduziert werden. Die Hamada-Formel lautet wie folgt: , wobei β L das gehebelte Beta, β U das ungehebelte Beta, D die Verschuldung, E das Eigenkapital, T der Steuersatz und der Tax-Shield ist. In Übereinstimmung mit dem tschechischen Finanzmodell wird von einem Steuersatz von 21 % ausgegangen. Es ist zu beachten, dass in dieser Formel ein Schulden-Beta von null angenommen wird. (220) Weitere Einzelheiten sind Abschnitt 3.6.5.1 und Fußnote 57 zu entnehmen. (221) Dabei handelt es sich um den durchschnittlichen Verschuldungsgrad des Projekts über die gesamte Vertragslaufzeit. Weitere Einzelheiten sind Abschnitt 3.6.5.1 zu entnehmen. (222) Siehe das Vorbringen von Tschechien vom 21. März 2024. (223) Tschechisches Finanzmodell. (224) Der Verschuldungsgrad der Vergleichsunternehmen von EDU II lag im letzten vollständigen Jahr, für das Zahlen auf Bloomberg verfügbar waren (d. h. 2022), zwischen 41,8 % und 75,6 %, mit einem Durchschnitt von 56,3 % und einem Schwellenwert von 68,4 % für das 75. Perzentil. Der angestrebte Verschuldungsgrad von […] % liegt somit unter dem 75. Perzentil. (225) Die Zahl von […] % ist auch im Vergleich zu der Spanne von 67-78 % konservativ, die auf der von Tschechien vorgelegten und in Abschnitt 3.6.5.1 Fußnote 76 beschriebenen Methode des „effektiven Verschuldungsgrads“ beruht. (226) Siehe Webseite von Prof. Damodaran, Daten für 2023, Datei „dbtfundEurope23“, Branche „Power“. (227) Die Kommission stellt fest, dass die angestrebte Eigenkapitalrendite von [9 bis 11] % weiterhin erreicht wird, wenn im „Basisszenario“ der sechsmonatige risikofreie Zinssatz von 2,7 % durch den zwölfmonatigen risikofreien Zinssatz von 2,5 % ersetzt wird. (228) Die Kommission stellt fest, dass die Eigenkapitalkosten bei einem „hohen“ Szenario, bei dem der angestrebte Verschuldungsgrad von EDU II von […] % durch den durchschnittlichen Verschuldungsgrad von 56 % der Vergleichsunternehmen von EDU II im letzten vollen Jahr, für das bei Bloomberg Zahlen verfügbar waren (d. h. 2022), ersetzt wird, […] % betragen würden. Somit würde die angestrebte Eigenkapitalrendite von [9 bis 11] % immer noch erreicht werden. (229) Zu den für 2023 relevanten länderspezifischen WACC-Zahlen siehe „Data“, „Archived data“, „Cost of capital by industry“, „Europe“, „1/23“ http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/. Diese Datenbank ist Teil einer globalen Datenbank und umfasst europäische Länder (als Westeuropa bezeichnet). Die Länder sind jedoch noch weiter unterteilt und die Tschechische Republik gehört zu einer Untergruppe mit der Bezeichnung „Developed Europe“, siehe die Registerkarten „Global alphabetical“ und „Europe by industry“, Datei http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/indname.xls. (230) Bei diesen Branchen handelt es sich um „Grüne und erneuerbare Energien“, „Energie“ und „Versorgungsunternehmen (allgemein)“. Die Eigenkapitalkosten für grüne und erneuerbare Energien betragen 10,65 %, für Energie 9,98 % und für Versorgungsunternehmen (allgemein) 10,01 %. Der einfache Durchschnitt dieser Zahlen liegt bei 10,21 %, während der gewichtete Durchschnitt (wobei die Gewichtung die Anzahl der in der Stichprobe enthaltenen Unternehmen darstellt) bei 10,26 % liegt. Siehe Damodaran, Januar 2023, Datei „waccEurope“. (231) Tschechisches Finanzmodell. (232) Um diese Empfindlichkeiten zu berechnen, hat die Kommission keine der anderen Annahmen geändert, auch nicht den Ausübungspreis. (233) Siehe Abschnitt 8.3.3.3. (234) Zur Klarstellung sei darauf hingewiesen, dass in Abschnitt 8.3.3.5.4 die Auswahl von ČEZ als Projektträger im Zusammenhang mit den Auswirkungen auf die Angemessenheit der Beihilfe geprüft wurde. In diesem Abschnitt wird die Wahl von ČEZ als Projektträger im Hinblick auf mögliche übermäßige negative Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel bewertet. (235) Die Kommission stellt fest, dass viele KKW zwar von Betreibern mit Sitz in dem Mitgliedstaat betrieben werden, in dem die Investition getätigt wird, dies jedoch nicht immer der Fall ist (dies trifft z. B. auf EDF zu, das als Betreiber im Vereinigten Königreich ausgewählt wurde). (236) Siehe z. B. Abschnitt 6.2.6.4 „Level and volatility of wholesale prices“ [Höhe und Volatilität der Großhandelspreise] der Folgenabschätzung zum Paket „Saubere Energie für alle Europäer“, SWD(2016) 410 final vom 30. November 2016, in dem es heißt: „Die verbesserte Marktgestaltung wird zu volatileren durchschnittlichen Stundenpreisen führen, was zum Teil auf die Einführung von standortbezogenen Signalen zurückzuführen ist, die den unterschiedlichen Wert von Strom an den verschiedenen Knotenpunkten aufzeigen. Diese Volatilität wird jedoch relativ begrenzt sein und nicht auf extreme Preisschwankungen zwischen null und dem VoLL zurückzuführen sein. Die beobachteten Preisspannen werden relativ begrenzt sein, solange der Anteil von Strom aus variablen erneuerbaren Energiequellen innerhalb bestimmter Grenzen bleibt. Wenn der Anteil des Stroms aus erneuerbaren Energiequellen und insbesondere der Anteil der Technologien für Strom aus variablen erneuerbaren Energiequellen diese groben Grenzen jedoch überschreitet, kann die Preisvolatilität erheblich zunehmen, wenn noch keine anderen Ressourcen wie Speicher vorhanden sind, um einen großen Teil davon aufzufangen. Wie der nachstehenden Tabelle zu entnehmen ist, wird der Anteil von Strom aus erneuerbaren Energiequellen im Jahr 2050 voraussichtlich bei 60 % liegen. In diesem Fall steigt die Spanne zwischen den Grundlast- und Spitzenlastpreisen erheblich an, was hauptsächlich auf die im Vergleich zu den vorherigen Zeiträumen niedrigeren Grundlastpreise zurückzuführen ist. Die durchschnittlichen Day-Ahead-Marktpreise bleiben jedoch über den gesamten Projektionszeitraum hinweg hoch, da die Wärmeerzeugung während der meisten Stunden des Jahres nach wie vor marginal sein dürfte (und somit den Day-Ahead-Marktpreis bestimmt).“ (237) Erwägungsgrund 224 des Einleitungsbeschlusses. (238) Das Kraftwerk erhält die marktübliche Vergütung über die Zweckgesellschaft auf der Grundlage des Bezugsvertrags und der allgemeinen Beihilfestruktur. Da jedoch alle Dispatch-Rechte beim Kraftwerk liegen und die Vergütung unmittelbar an die tatsächlichen stündlichen Day-Ahead-Marktpreise gekoppelt ist, sollten die Anreize für den Betrieb des Kraftwerks so gestaltet sein, als würde das Kraftwerk selbst direkt am Markt handeln. (239) Die Dispatch-Kapazität umfasst alle Wärmekraftwerke, Kernkraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke. (240) https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/en/remit/Documents/ACER_Guidance_on_REMIT_application_6th_Edition_Final.pdf. (241) Informationen zur Merit-Order und der Dynamik der Preisfestlegung auf den europäischen Strommärkten sind hier abrufbar: https://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/handle/JRC134300. (242) BloombergNEF: EU Power Weekly: Identifying Europe’s ’Macrogrids’, 10. Februar 2020. (243) ENTSO-E Transparency Platform. (244) Der „Residual Supply Index“ wird berechnet als das Verhältnis zwischen der gesamten verfügbaren Kapazität abzüglich der Kapazität des Unternehmens, dividiert durch die Restnachfrage. (245) Urteil des Gerichtshofs vom 3. Juli 1991, AKZO Chemie BV/Kommission der Europäischen Gemeinschaften, C-62/86, ECLI:EU:C:1991:286, Rn. 60. (246) Urteil des Gerichtshofs vom 13. Februar 1979, Hoffmann-La Roche & Co./Kommission, 85/76, ECLI:EU:C:1979:36, Rn. 39 bis 41. (247) Siehe Oxera-Bericht. ANHANG Im Finanzmodell berücksichtigte Einflussgrößen, die Änderungen unterliegen Nach der EPC-Ausschreibung Einflussgröße Beschreibung der Einflussgröße Blatt Zeile Grund für die Aktualisierung Dauer vo