Beschluss (EU) 2020/2123 der Kommission vom 11. November 2020 zur Gewährung einer Freistellung für die kombinierte Netzlösung Kriegers Flak (Kriegers Flak combined grid solution) gemäß Artikel 64 der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates für die Bundesrepublik Deutschland und das Königreich Dänemark (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2020) 7948) (Nur der deutsche und der dänische Text sind verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR)

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17.12.2020 DE Amtsblatt der Europäischen Union L 426/35 BESCHLUSS (EU) 2020/2123 DER KOMMISSION vom 11. November 2020 zur Gewährung einer Freistellung für die kombinierte Netzlösung Kriegers Flak (Kriegers Flak combined grid solution) gemäß Artikel 64 der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates für die Bundesrepublik Deutschland und das Königreich Dänemark (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2020) 7948) (Nur der deutsche und der dänische Text sind verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR) DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION — gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, gestützt auf die Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (1) (im Folgenden „Elektrizitätsverordnung“), insbesondere auf Artikel 64, nach Unterrichtung der Mitgliedstaaten über den Antrag, in Erwägung nachstehender Gründe: 1. VERFAHREN (1) Am 1. Juli 2020 beantragten die dänischen und die deutschen Behörden bei der Europäischen Kommission eine Freistellung für die kombinierte Netzlösung Kriegers Flak (im Folgenden „KF“) gemäß Artikel 64 der Elektrizitätsverordnung. (2) Am 7. Juli veröffentlichte die Europäische Kommission den Antrag auf Freistellung auf ihrer Website (2) und forderte die Mitgliedstaaten und Interessenträger auf, bis zum 31. August 2020 Stellung zu nehmen. In der Sitzung der Ratsgruppe „Energie“ vom 13. Juli 2020 wurden die Mitgliedstaaten ferner davon in Kenntnis gesetzt, dass ein Antrag auf eine Freistellung gestellt wurde und dass Stellungnahmen übermittelt werden können. 2. DIE KOMBINIERTE NETZLÖSUNG KRIEGERS FLAK (3) Kriegers Flak bezeichnet als geografisches Gebiet ein Riff in der Ostsee, das sich über die Wirtschaftszonen Dänemarks, Deutschlands und Schwedens erstreckt. Das Gebiet des Riffs ist durch relativ flaches Gewässer gekennzeichnet, folglich waren bereits im Jahr 2007 Dänemark, Deutschland und Schweden an der Entwicklung von Windparks in diesem Gebiet interessiert. Zunächst haben die Übertragungsnetzbetreiber (im Folgenden „ÜNB“) aus allen drei Mitgliedstaaten die Möglichkeit geprüft, ein gemeinsames Projekt zur Verknüpfung von Bauprojekten im betreffenden Gebiet zu entwickeln. Seit 2010 wurde das Projekt zum Bau eines Windparks, der zwei Länder verbindet (ein sogenanntes „Hybridprojekt“), lediglich von den dänischen und deutschen Netzbetreibern durchgeführt. (4) Gemäß dem Antrag auf Freistellung bestand das Hauptziel der Entwicklung von KF als Hybridprojekt darin, die Nutzung der Verbindungen zwischen den Windparks und ihrem jeweiligen Onshore-Netz zu steigern, indem diese Kapazität für den zonenübergreifenden Handel zur Verfügung gestellt wird, wenn sie nicht in vollem Umfang für die Übertragung von in Windparks generiertem Strom an das Festlandnetz benötigt wurde. (5) Ende 2010 unterzeichneten Energinet.dk (der dänische ÜNB) und 50Hertz (der deutsche ÜNB für dieses Gebiet) eine Finanzhilfevereinbarung über einen Beitrag von 150 Mio. EUR aus dem Europäischen Energieprogramm zur Konjunkturbelebung („EEPR“). Im Jahr 2013 wurde KF auch in die erste Liste von Vorhaben von gemeinsamem Interesse im Anhang der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 1391/2013 der Kommission (3) aufgenommen. Das Konzept des KF, einschließlich des Konzepts für die geplante Behandlung von Stromflüssen bei Engpässen (im Folgenden „Engpassmanagement“), war Gegenstand intensiver Diskussionen mit den beteiligten nationalen Energieregulierungsbehörden und wurde auch im Rahmen von Besprechungen mit der Europäischen Kommission dargelegt. (6) Das KF als weit gefasstes Projekt umfasst folgende Elemente (siehe auch Abbildung 1): a) Die Windparks Baltic 1 und Baltic 2, beide in den deutschen Abschnitten der Ostsee. Baltic 1 wurde 2011 in Betrieb genommen und verfügt über eine Kapazität von 48 MW. Baltic 2 wurde 2015 in Betrieb genommen und verfügt über eine Kapazität von 288 MW. b) Der Offshore-Windpark unter der Bezeichnung „Kriegers Flak“, in den dänischen Abschnitten der Ostsee. Dieser Windpark mit einer Kapazität von 600 MW soll 2022 in Betrieb genommen werden. c) Der Netzanschluss von den deutschen Windparks zur deutschen Küste mit einer Kapazität von ca. 400 MW, unter Verwendung von Wechselstrom bei einer Spannung von 150 kV über eine Entfernung von 136 km, 2011 bzw. 2015 in Betrieb genommen. d) Der Netzanschluss vom dänischen Windpark zur dänischen Küste (in Gebotszone Dänemark 2) mit einer Kapazität von 680 MW, unter Verwendung von Wechselstrom bei einer Spannung von 220 kV über eine Entfernung von 77 bis 80 km, 2019 in Auftrag gegeben. e) Eine Gegentakt-Umspannanlage in Bentwisch (Deutschland), die die Synchrongebiete Nordeuropa und Kontinentaleuropa asynchron miteinander verbindet. f) Zwei Wechselstrom-Hochspannungskabel, die die Windparks Kriegers Flak und Baltic 2 mit einer Leistung von 400 MW über eine Entfernung von 24,5 km verbinden. g) Um die Plattformen Kriegers Flak und Baltic 2 miteinander zu verbinden, mussten beide Offshore-Plattformen erweitert werden. h) Die Hauptsteuerung für den Betrieb der Verbindungsleitungen — Master Controller for Interconnector Operation („MIO“). Mit der MIO wird der Lastfluss in Echtzeit über die Gegentakt-Umspannanlage kontrolliert, das Countertrading ausgelöst, wenn aufgrund einer über den Schätzwerten liegenden Windkrafterzeugung ein Engpass auftritt, gegebenenfalls als letztes Mittel Einschränkungen der Offshore-Windparks ausgelöst, und die Sollwerte für Spannung und Blindleistung an der Gegentakt-Umspannanlage zur Sicherstellung einer stabilen Spannung angepasst. Außerdem wird stündlich die verbleibende Übertragungskapazität prognostiziert, die dem Markt zur Verfügung gestellt werden soll. (7) Von den oben genannten Anlagen werden in dem Antrag auf eine Freistellung die Windparks nicht als formale Komponente des KF-Projekts betrachtet (das somit auf die Anlagen c) bis h) des Übertragungsnetzes beschränkt ist). (8) Darüber hinaus stehen nur die Anlagen e) bis h) in unmittelbarem Zusammenhang mit der Kombination der nationalen Netze. Nur diese Anlagenkomponenten (in den Abbildungen 1 und 2 als „KF-CGS-Anlagen“ gekennzeichnet) wurden daher aus EU-Mitteln kofinanziert. 3. DIE BEANTRAGTEN FREISTELLUNGEN (9) Alle beantragten Freistellungen zielen darauf ab, die Kapazität des KF-Systems an der Grenze zwischen der Gebotszone Dänemark 2 (DK2) und der Gebotszone Deutschland-Luxemburg (DE-LU) zuzuweisen, und zwar schwerpunktmäßig den Offshore-Windparks die direkt an das KF-System angeschlossen sind. (10) Die Antragsteller beantragen für das KF-Netz eine Freistellung in Bezug auf eine Reihe der nachstehend beschriebenen Anforderungen, die sich alle auf die verfügbare Mindestkapazität für den Handel gemäß Artikel 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung beziehen. 3.1. Artikel 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung (11) In Artikel 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung ist festgelegt, dass die Übertragungsnetzbetreiber die den Marktteilnehmern zur Verfügung zu stellende Verbindungskapazität nicht beschränken dürfen, um einen Engpass in ihrer eigenen Gebotszone zu beheben oder um Stromflüsse zu bewältigen, die aufgrund von Transaktionen innerhalb der Gebotszonen entstanden sind. Die Bestimmungen dieses Absatzes gelten als erfüllt, wenn bei Grenzen, bei denen ein Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität angewandt wird, ein Mindestwert von 70 % der Übertragungskapazität, welche die Betriebssicherheitsgrenzwerte einhält und wegen der Ausfallvarianten einen Abzug vornimmt, die gemäß der Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement ermittelt wurden, für den zonenübergreifenden Handel verfügbar sind. Die deutschen und die dänischen Behörden beantragen, dass dieser Mindestprozentsatz nicht für die gesamte Übertragungskapazität gelten sollte, die die Betriebssicherheitsgrenzwerte nach Abzug wegen Ausfallvarianten einhält. Vielmehr sollte dieser nur für die verbleibende Kapazität gelten, nachdem die gesamte für die Übertragung der Produktion von den an das KF-Netz angeschlossenen Windparks an Land erwartete Kapazität abgezogen wurde („Restkapazität“). (12) Wären beispielsweise von einer Übertragungskapazität von 400 MW 320 MW für den Transport von Windenergie an Land erforderlich, so wären im Einklang mit dem Antrag auf Freistellung nur 80 MW Gegenstand der Anforderungen des Artikel 16 Absatz 8. Würden folglich mindestens 70 % der 80 MW für den zonenübergreifenden Handel bereitgestellt, sollte dies nach Auffassung der deutschen und dänischen Behörden als ausreichend angesehen werden, um die Anforderungen des Artikels 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung zu erfüllen. Die Kapazität, die vor der Berechnung der Mindestkapazität, die im Day-Ahead-Zeitrahmen für den Handel zur Verfügung gestellt wird, von der Gesamtkapazität abgezogen wird, stützt sich auf die Prognosen der beiden ÜNB für die Windenergieproduktion in der Day-Ahead-Phase. Ungenutzte Kapazität nach der Vergabe von Day-Ahead-Kapazität wird auf dem Intraday-Markt zur Verfügung gestellt. (13) Es sei darauf hingewiesen, dass dieser Ansatz, so wie im Antrag dargelegt, derzeit in der Kapazitätsberechnungsmethodik der Kapazitätsberechnungsregion Hansa für den Day-Ahead- und den Intraday-Zeitrahmen zum Tragen kommt. Die Kapazitätsberechnungsregion Hansa deckt auch das Projekt Kriegers Flak ab. Die Kapazitätsberechnungsmethode der Region Hansa wurde am 16. Dezember 2018 von den nationalen Regulierungsbehörden der Region Hansa vereinbart. Die Kapazitätsberechnungsmethode der Kapazitätsberechnungsregion Hansa für den Terminzeitbereich und eine aktualisierte Methodik für den Day-Ahead- und den Intraday-Zeitbereich konnten zwischen den zuständigen nationalen Regulierungsbehörden der Region noch nicht vereinbart werden, insbesondere weil keine Einigung über den Kapazitätsberechnungsansatz für die Verbindungsleitung für Kriegers Flak erzielt werden konnte. Daher wurde die Frist für den Abschluss einer Vereinbarung verlängert, mit der Erwartung, im Rahmen des vorliegenden Freistellungsverfahrens Klarheit zu schaffen. (4) 3.2. Artikel 12, 14, 15 und 16 der Elektrizitätsverordnung (14) Die Artikel 12, 14, 15 und 16 der Elektrizitätsverordnung beziehen sich in mehreren Fällen auf das Mindestniveau der verfügbaren Kapazität gemäß Artikel 16 Absatz 8. Die deutschen und die dänischen Behörden beantragen eine Freistellung dahin gehend, dass das in diesen Artikeln genannte Mindestkapazitätsniveau die oben berechnete Mindestkapazität, d. h. 70 % der Restkapazität, widerspiegelt. (15) Die Kommission betrachtet dies nicht als gesonderte Anträge auf Freistellung. Es ist wichtig, darauf hinzuweisen, dass Artikel 64 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung keine Freistellungen von Artikel 12 der Elektrizitätsverordnung zulässt. Sofern jedoch eine Freistellung von Artikel 16 Absatz 8 zu einer anderen Berechnung des Mindestkapazitätsniveaus führt, sind alle Verweise auf diesen Mindestwert in der Verordnung als Bezugnahme auf den im Beschluss über die Freistellung festgelegten Wert zu verstehen. 3.3. Netzkodizes und Leitlinien (16) Auf der Grundlage des Antrags wird die Freistellung auch bei den jeweiligen Kapazitätsberechnungen gemäß der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission (5) zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätszuweisung und das Engpassmanagement („CACM“), der Verordnung (EU) 2016/1719 der Kommission (6) zur Festlegung einer Leitlinie für die Vergabe langfristiger Kapazität („FCA“) und der Verordnung (EU) 2017/2195 der Kommission (7) zur Festlegung einer Leitlinie für den Stromausgleich („EB“) berücksichtigt. Soweit Freistellungen in Bezug auf die im Rahmen dieser Verordnungen der Kommission angenommenen Methodiken beantragt werden, gelten solche Anträge nicht als gesonderte Anträge, sondern werden als untrennbar mit dem Antrag auf Freistellung von der Elektrizitätsverordnung verbunden aufgefasst. Soweit eine Bestimmung der Elektrizitätsverordnung aufgrund einer Freistellung nicht oder nur teilweise für ein Projekt gilt, sind auch Methoden, die im Rahmen von Rechtsvorschriften auf niedrigerer Ebene angenommen wurden und die sich auf die jeweilige Bestimmung der Elektrizitätsverordnung beziehen oder darauf beruhen, nicht anwendbar. (17) In dem Antrag auf Freistellung wird ferner dargelegt, dass die Reservierung von Kapazität auf dem langfristigen Markt auf der Grundlage der nach Abzug der installierten Windkraftkapazität verbleibenden Kapazität erfolgt. Die Reservierung von Kapazität in den anderen Marktzeiteinheiten erfolgt auf der Grundlage der nach Abzug der prognostizierten Windkrafteinspeisung verbleibenden Kapazität. In dem Antrag wird zwar dargelegt, dass die Einschränkung von Offshore-Windparks (dieser Verweis gilt nur für die Windparks Baltic 1 und 2 sowie Kriegers Flak) durch die Reservierung von grenzüberschreitenden Kapazitäten für den zonenübergreifenden Handel in allen Marktzeiteinheiten vermieden werden soll, doch versteht die Kommission diesen Antrag als die beabsichtigte Folge der anderen beantragten Freistellungen und des beschriebenen Ansatzes für die Kapazitätsberechnung und -vergabe, nicht aber als einen Antrag auf separate Freistellungen. Insbesondere wird in dem Antrag ausdrücklich dargelegt, dass die zugewiesene Kapazität verbindlich sein sollte, d. h., die zugewiesene Übertragungskapazität darf nicht eingeschränkt werden, um eine Einschränkung der Offshore-Windparks zu verhindern. 3.4. Geltungsdauer der beantragten Freistellung (18) In dem Antrag auf Freistellung wird ersucht, dass die Freistellung mit der für Q3/2020 erwarteten Inbetriebnahme von KF in Kraft tritt und gelten soll, „solange die Windparks Baltic 1 Baltic 2 und Kriegers Flak an KF angeschlossen sind“. An anderer Stelle wird auf eine Zeitbegrenzung „für die Dauer des Betriebs und Anbindung dieser Offshore-Windparks an das Netz“ verwiesen. (19) In der Auffassung der Kommission bezieht sich dies auf die derzeit betriebenen Windparks bzw., im Falle des Windparks Kriegers Flak, auf die in unmittelbarer Zukunft geplante Inbetriebnahme. Somit würde bei neuen Windparks, oder sogar bei Folgeinvestitionen in bestehende Anlagen, deren prognostizierte Produktion vor der Berechnung der Restkapazität nicht von der gesamten Übertragungskapazität abgezogen werden. 4. WÄHREND DES KONSULTATIONSZEITRAUMS EINGEGANGENE STELLUNGNAHMEN (20) Während der Konsultation gingen bei der Kommission Stellungnahmen von fünf verschiedenen Interessenträgern sowie von einem Mitgliedstaat ein. — Vier der sechs Stellungnahmen sprachen sich für die beantragte Freistellung aus oder haben zumindest ihr Verständnis für die beantragte Freistellung zum Ausdruck gebracht. In zwei dieser Stellungnahmen wurden jedoch klare zeitliche Begrenzungen der Freistellung im Hinblick auf eine rasche Anpassung des Projekts an den unionsrechtlichen Rahmen gefordert. Eine andere Stellungnahme bezog sich nicht direkt auf den Antrag auf Freistellung, während in der sechsten Stellungnahme eine Ablehnung der Freistellung befürwortet bzw. als zweitbeste Lösung eine zeitliche Begrenzung mit kurzer Dauer vorgeschlagen wurde. — Was die Dauer einer möglichen Freistellung betrifft, so sprachen sich zwei von den vier Stellungnahmen zugunsten der Gewährung einer Freistellung dafür aus, dass diese die gesamte Lebensdauer der verbundenen Windparks abdecken sollte, während in einer Stellungnahme die Angabe der Dauer der Freistellung ohne konkrete Angabe zur Dauer gefordert wurde, und in einem weiteren Antrag eine befristete Freistellung gefordert wurde, wobei als Beispiel eine fünfjährige Befristung im Hinblick auf die Entwicklung einer Offshore-Gebotszonenlösung für KF angeführt wurde. — In fünf der sechs Stellungnahmen wurde betont, dass ein (an Bedingungen geknüpfter) Ad-hoc-Beschluss über die Freistellung zwar aufgrund der einzigartigen Merkmale im vorliegenden Fall gerechtfertigt sein könne, Freistellungen aber keine geeignete Alternative zur Festlegung eines umfassenderen Rechtsrahmens seien, um eine dauerhafte regulatorische Lösung zu gewährleisten. Eine solche regulatorische Lösung wäre nicht nur für künftige Hybridprojekte nützlich, sondern könnte auch die Möglichkeit bieten, die Freistellung nach einer gewissen Zeit zu ersetzen, und zwar nach der Zeit, die erforderlich ist, um eine Einigung über die regulatorische Behandlung und eine mögliche Neuaushandlung von KF-Verträgen zu erzielen. In der sechsten Stellungnahme wurde eingeräumt, dass sich der Rahmen geändert hat, jedoch wurde betont, dass es bei langfristigen Projekten durchaus normal sei, bestimmte rechtliche Änderungen zu akzeptieren. — In Bezug auf den Inhalt einer solchen dauerhaften Regulierungslösung, die außerhalb des Anwendungsbereichs dieses Beschlusses über die Freistellung liegt, wird in zwei Stellungnahmen betont, dass die Unterstützung direkt auf marktbasierte Weise (z. B. durch Auktionen) und nicht indirekt über künstlich hohe Strompreise oder betriebliche Sonderbehandlung wie vorrangige Einspeisung und fehlende Ausgleichsmaßnahmen gewährt werden sollte. In einer Stellungnahme wird konkreter ausgeführt, dass die Unterstützung von Offshore-Gebotszonen eine vielversprechende Lösung darstelle, die in Zukunft auch auf KF angewandt werden könnte. Gleichzeitig wird betont, dass bei der Marktgestaltung nicht zwischen Onshore- und Offshore-Anlagen unterschieden werden sollte, wobei anerkannt wird, dass die Verteilungseffekte von Offshore-Gebotszonen eingehender bewertet werden müssen. 5. BEURTEILUNG (21) Gemäß Artikel 64 der Elektrizitätsverordnung kann eine Freistellung von den einschlägigen Bestimmungen der Artikel 3 und 6, des Artikels 7 Absatz 1, des Artikels 8 Absätze 1 und 4, der Artikel 9, 10 und 11, der Artikel 14 bis 17, der Artikel 19 bis 27, der Artikel 35 bis 47 und des Artikels 51 der Verordnung gewährt werden, wenn der/die Mitgliedstaat(en) (in diesem Fall sowohl Dänemark als auch Deutschland) nachweisen kann (können), dass beim Betrieb kleiner, isolierter Netze oder kleiner verbundener Netze erhebliche Probleme auftreten. (22) Mit Ausnahme von Gebieten in äußerster Randlage ist die Freistellung befristet und an Bedingungen geknüpft, die einen verstärkten Wettbewerb und eine stärkere Integration in den Elektrizitätsbinnenmarkt zum Ziel haben. (23) Schließlich hat die Freistellung zum Ziel sicherzustellen, dass der Übergang zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen durch die Freistellung ebenso wenig behindert wird wie der Übergang zu mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung. 5.1. Kleine isolierte oder kleine Verbundnetze (24) Die Elektrizitätsverordnung sieht keine generellen automatischen Freistellungen für kleine verbundene oder kleine isolierte Netze vor. Insofern wird in der Verordnung davon ausgegangen, dass trotz der großen Vielfalt an Umfang und technischen Merkmalen der Elektrizitätsnetze in der EU alle diese Netze im Einklang mit dem Rechtsrahmen in seinem vollem Umfang betrieben werden können und sollten. (25) Diese Annahme kann jedoch insofern eingeschränkt werden, als nach Artikel 64 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung eine Freistellung von der Anwendung festgelegter Bestimmungen der Elektrizitätsverordnung möglich ist, wenn die Mitgliedstaaten unter anderem nachweisen, dass die Anwendung dieser Bestimmungen auf kleine isolierte Netze zu erheblichen Problemen führen könnte, insbesondere aufgrund der geografischen Gegebenheiten oder der für die betreffenden Netze relevanten Nachfrageprofile. Dies gilt beispielsweise für bestimmte kleine und isolierte Mittelmeerinseln mit einer sehr geringen Nachfrage im Winter und einem deutlichen Anstieg der Nachfrage in kurzen Zeiträumen der touristischen Saison (8). (26) Zusätzlich zu den isolierten Netzen sieht die Elektrizitätsverordnung die Möglichkeit vor, Freistellungen auch für kleine verbundene Netze zu gewähren. Dies wirft die Frage auf, was unter einem Netz im Sinne von Artikel 64 der Elektrizitätsverordnung zu verstehen ist. Bislang betreffen alle Kommissionsentscheidungen, mit denen Freistellungen für isolierte Netze gewährt wurden, Inseln. Die Tatsache, dass das einzige, in Artikel 64 ausdrücklich genannte Netz das von Zypern ist, einer Insel, deren Übertragungsnetz derzeit nicht an die Übertragungsnetze anderer Mitgliedstaaten angeschlossen ist, deutet darauf hin, dass es eindeutig der Faktor der Insellage war, der die Intention des Gesetzgebers bei der Gewährung einer Möglichkeit der Freistellung für kleine isolierte oder kleine verbundene Netze bestimmte. (27) Der Begriff „Netz“ selbst wird weder in der Elektrizitätsverordnung noch in der Elektrizitätsrichtlinie definiert. In Artikel 2 Absatz 42 und 43 der Elektrizitätsrichtlinie werden jedoch die Begriffe „kleines isoliertes Netz“ bzw. „kleines Verbundnetz“ definiert. Ein kleines, isoliertes Netz wird definiert als „ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 3 000 GWh im Jahr 1996, bei dem weniger als 5 % seines Jahresverbrauchs durch einen Verbund mit anderen Netzen bezogen wird“, während ein kleines Verbundnetz als „ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 3 000 GWh im Jahr 1996, bei dem mehr als 5 % des Jahresverbrauchs durch einen Verbund mit anderen Netzen bezogen werden“ definiert wird. (28) Erstens gehen beide Definitionen davon aus, dass das Netz eine Entität darstellt, innerhalb deren der Stromverbrauch gemessen und definiert werden kann. Zweitens handelt es sich um eine Entität, die mit anderen Netzen verbunden werden kann. Der Begriff „Verbindungsleitung“ in Artikel 2 Absatz 39 der Richtlinie (der von der Verordnung abweicht) wird auch als „Anlage, die der Verbundschaltung von Elektrizitätsnetzen dient“ definiert. Vor diesem Hintergrund wird deutlich, dass ein „Netz“ die folgenden Merkmale aufweisen muss: i) es kann Abnahmestellen umfassen und ii) es kann über elektrische Kabel mit anderen Netzen verbunden werden. Dies scheint eine Auffassung von mehreren sich überschneidenden und miteinander verflochtenen Systemen als „Netz“ auszuschließen. Vielmehr müssen die einzelnen Netze klar von anderen abgegrenzt werden können. Die deutlichste Abgrenzung, die auch in der bisherigen Entscheidungspraxis der Kommission zur Anwendung kam (9), ist eine topologische Trennung eines geografischen Gebiets von einem anderen, z. B. ein Meer, das eine Insel von anderen Inseln und dem Festland trennt, oder Berge. Darüber hinaus ist es offensichtlich, dass ein „Netz“ durch bestimmte Elemente verbunden werden muss und nicht aus mehreren völlig unabhängigen und nicht miteinander verbundenen Elementen bestehen kann, sodass beispielsweise eine Kette getrennter und nicht miteinander verbundener Inseln nicht ein einziges, sondern mehrere Netzwerke bilden würde. (29) Im vorliegenden Fall liegt das durch Kabel als ein Element des KF verbundene Gebiet mitten im Meer. Während sich die Windparks Baltic 2 und Kriegers Flak auf dem bzw. in der Nähe des Riffs Kriegers Flak befinden, liegt der Windpark Baltic 1 zwischen dem Riff und der deutschen Küste. Die Windparks sind somit deutlich durch die Ostsee vom Festland getrennt. Das Meer trennt jedoch auch die jeweiligen Windparks voneinander. Auch wenn sie über Kabel miteinander verbunden sind, unterscheidet sich dies nicht von ihrer Anbindung an die Festlandsysteme. (30) Das KF-Netz bildet jedoch aufgrund des gemeinsamen Betriebs über die MIO eine Einheit. Die MIO fungiert in vielerlei Hinsicht als eine separate Betriebssteuerung: So werden die Kapazitäten autonom berechnet, Abhilfemaßnahmen bei Engpässen vorgeschlagen, Maßnahmen zur Sicherstellung der Spannungsstabilität eingeleitet und Countertrading-Dienste erworben, wenn auch unter Aufsicht der Netzbetreiber — der beiden ÜNB, die Eigentümer der Netzelemente sind. Somit ist das KF von anderen Netzen durch das Meer getrennt und zu einem einzigen Netz durch ein ge