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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meinsames Betriebskonzept und eine gemeinsame Betriebsfunktion verbunden. Darüber hinaus ist keine Überschneidung mit anderen Netzen gegeben und man könnte auch nicht geltend machen, dass die einzelnen Windparks getrennte Netzsysteme bildeten. Keiner der beiden ÜNB kann eine einseitige Kontrolle über die Elemente des KF-Systems ausüben. (31) Somit stellt die kombinierte Netzanlage KF zusammen mit den angeschlossenen Windparks ein Netz im Sinne von Artikel 64 der Verordnung dar. (32) Ferner handelt es sich bei KF eindeutig um ein „kleines“ Netz. Bei neu geschaffenen Systemen ist es logischerweise ausgeschlossen, sich auf den Verbrauch im Jahr 1996 zu beziehen. Dieses Bezugsjahr stammt nach wie vor aus der ersten Elektrizitätsrichtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (10), allerdings mit einem Schwellenwert von 2 500 GWh. Dieser Wert wurde in späteren Jahren als Bezugspunkt beibehalten, um zu verhindern, dass sich der Status der Systeme auf der Grundlage von Änderungen ihrer jährlichen Verbrauchszahlen ändert. (33) Sobald jedoch ein neues Netz fertiggestellt und voll funktionsfähig ist, muss sein Verbrauch zu ebendiesem Zeitpunkt als Grundlage für die Feststellung dienen, ob es sich um ein „kleines“ Netz handelt. Dies trifft auf KF zu. Das KF-Netz weist keinen nennenswerten Verbrauch auf, wobei der Gesamtverbrauch einschließlich der Netzverluste auf etwa 90 GWh geschätzt wird. Auch ist in naher Zukunft kein nennenswerter Anstieg des Verbrauchs (z. B. durch die Wasserstoffherstellung) zu erwarten. Während der Verbrauch in Artikel 2 Absätze 42 und 43 der Verordnung darauf hindeuten könnte, dass der Begriff „kleine Netze“ mit dem „menschlichen Verbrauch“ zusammenhängt und somit auf bewohnte Inseln beschränkt ist, ist die Kommission der Auffassung, dass das Fehlen einer Nachfrage durch Haushalte oder die Industrie die Einstufung als „kleines System“ nicht ausschließt. Da es darüber hinaus keine Mindestschwelle gibt, würde die Bedingung des menschlichen Verbrauchs innerhalb eines Systems kein sinnvolles Abgrenzungskriterium darstellen. Während die Entscheidungen der Kommission im Zusammenhang mit kleinen Netzen in erster Linie darauf abzielen, Abhilfe bei besonderen Herausforderungen für eine stabile und wettbewerbsfähige Versorgung der Netzteilnehmer zu schaffen, schränkt der Wortlaut der Verordnung die Möglichkeit der Freistellung nicht auf derartige Probleme ein. Da in dem Artikel auf erhebliche Probleme „bei dem Betrieb“ eines Netzes Bezug genommen wird, können diese Probleme ebenso auf den Wechselwirkungen zwischen dem Netz und der betreffenden Produktion, als auch auf den Wechselwirkungen mit der Nachfrageseite beruhen. (34) Schließlich ist KF, das selbst beträchtliche Verbindungskapazitäten bereitstellt, eindeutig als ein „verbundenes Netz“ zu betrachten. (35) KF stellt somit ein kleines verbundenes Netz im Sinne von Artikel 64 Absatz 1 Buchstabe a der Elektrizitätsverordnung dar. 5.2. Erhebliche Probleme beim Netzbetrieb 5.2.1. Was stellt ein erhebliches Problem dar? (36) Der Wortlaut von Artikel 64 ist sehr weit gefasst und bezieht sich auf „erhebliche Probleme beim Betrieb der Netze“. Der Begriff „erhebliches Problem“ ist weder rechtlich definiert, noch wurde er von der Kommission in ihrer bisherigen Entscheidungspraxis festgelegt. Die offene Formulierung ermöglicht es der Kommission, alle potenziellen Probleme im Zusammenhang mit der besonderen Situation kleiner Netze zu berücksichtigen, sofern diese einen erheblichen und nicht nur marginalen Umfang aufweisen. Diese Probleme können je nach den geografischen Besonderheiten, der Produktion und dem Verbrauch des betreffenden Netzes erheblich variieren, aber auch im Hinblick auf technische Entwicklungen (z. B. Stromspeicherung und Stromerzeugung in kleinem Umfang). (37) In früheren Entscheidungen bezogen sich die zu lösenden Probleme auf die Wahrung der sozialen Kohärenz und/oder auf gleiche Wettbewerbsbedingungen zwischen dem Festland und den Inseln in einer Situation, in der die Netzsicherheit auf der Insel zusätzliche Maßnahmen erforderte oder deutlich höhere Kosten auf der Insel im Vergleich zum Festland implizierte. Der Begriff „Betrieb“ kann daher nicht eng ausgelegt werden, sodass beispielsweise ohne die Freistellung ein sicherer Netzbetrieb nicht möglich wäre. Vielmehr war es stets die gängige Auffassung, dass unter „Problemen“ auch sozioökonomische Probleme für die Nutzer des jeweiligen Netzes zu verstehen sind (11). (38) Ferner müssen die betreffenden Probleme im Zusammenhang mit dem Betrieb des Netzes auftreten. Insofern ist es schwer vorstellbar, dass im Rahmen einer Begründung ausschließlich Auswirkungen außerhalb des Netzes, z. B. Auswirkungen auf nationale Subventionsregelungen, zu berücksichtigen wären. Dies schließt nicht aus, dass „indirekte“ Auswirkungen, z. B. auf den sicheren Betrieb des Netzsystems, relevant sind. 5.2.2. Der neuartige Charakter des KF-Netzes (39) Bei dem KF-Netz handelt es sich um ein neuartiges Netzsystem, das Verbindungskabel zwischen Onshore-Netzen und Offshore-Windparks in zwei verschiedenen Ländern umfasst, ein Kabel, das diese Offshore-Windparks verbindet und dadurch den Stromhandel zwischen beiden Onshore-Systemen ermöglicht, eine Gegentakt-Umspannanlage zwischen zwei verschiedenen Synchrongebieten, zwei verschiedene Spannungsebenen, die über einen Offshore-Stromrichter verbunden sind, und die MIO, mit deren Hilfe autonom (unter der Aufsicht der Betreiber beider ÜNB) verschiedene Systemkomponenten gesteuert werden, wodurch erforderlichenfalls Countertrading oder Einschränkungen ausgelöst werden und die Sollwerte für die Gegentakt-Umspannanlage festgelegt werden. (40) Die Errichtung eines derartig neuartigen Systems ist ein komplexes Unterfangen, das mit erheblichen Herausforderungen konfrontiert war. Angesichts der hohen Komplexität des Projekts war der Zeitraum von der Projektplanung bis zur endgültigen Realisierung sehr lang. (41) Als im Jahr 2010 eine Finanzhilfevereinbarung zwischen der Kommission und den ÜNB unterzeichnet wurde, durch die EU-Mittel in Höhe von 150 Mio. EUR zum KF-Projekt bereitstellt wurden, sah die Vereinbarung vor, dass der Betriebsstart des KF-Systems für Juni 2016 geplant war. (42) Der neuartige Charakter der Anlage machte es jedoch notwendig, die Systemkonfiguration während der Projektlaufzeit zu ändern. Ursprünglich war die Nutzung von HVDC-Kabeln geplant, doch da die Kosten der geplanten Offshore-HVDC-Plattform um etwa 250 % anstiegen (12), musste das Netzsystem mithilfe von Offshore-Wechselstromkabeln neu konzipiert werden. Im September 2015 wurde eine überarbeitete Finanzhilfevereinbarung unterzeichnet. (43) Diese überarbeitete Struktur führte zu einer erheblichen Verringerung der Übertragungskapazität zusätzlich zu dem, was für die Übertragung der von den Offshore-Windparks erzeugten Windenergie an die Küste erforderlich ist. Dies lässt sich anhand von zwei Beispielen zum Engpassmanagement belegen, die in verschiedenen Präsentationen von Energinet.dk gegenüber der Kommission am 14. November 2012 bzw. am 3. September 2014 vorgestellt wurden: (44) Aus diesen Beispielen geht hervor, dass die Kapazität des KF-Netzes, das dem Markt für den Handel mit Deutschland zur Verfügung gestellt würde, unter Annahme einer gleichen Windkraftleistung in beiden Szenarien 830 MW bei dem Vorhaben vom Jahr 2012 und 230 MW bei dem Vorhaben vom Jahr 2014 betrug. Es sei jedoch darauf hingewiesen, dass der tatsächliche Unterschied zwischen beiden Projektkonzepten stark von der Windsituation abhängt (13). (45) Diese erhebliche Änderung der Projektkonzeption zeigt die besondere Herausforderung dieses Projekts. Bei dem neuen Konstruktionsdesign werden ungewöhnlich lange Wechselstromkabel mit einer Gesamtlänge von mehr als 200 km verwendet; üblicherweise wird in solchen Fällen Gleichstromtechnik verwendet (wie ursprünglich geplant). Dies stellt eine Herausforderung für die Spannungsstabilität innerhalb des KF-Systems dar. Um dieser Herausforderung zu begegnen, wurde das MIO-Konzept entwickelt, um die Werte des KF zu überwachen und zu steuern und gegebenenfalls (autonom, aber unter Aufsicht der Übertragungsnetzbetreiber) zu reagieren. (46) Die MIO-Reaktionen umfassen die Bereitstellung der erforderlichen Countertrading-Volumina im Falle von Engpässen. Bei hohen Windstärken würden die in den Offshore-Windparks erzeugten Strommengen einen sehr hohen Anteil der Kabelkapazität beanspruchen. Wären in solchen Situationen hohe Mindesthandelsvolumina erforderlich, würden große Countertrading-Volumina häufiger auftreten. (47) Beispiele: In Fällen, in denen der Preis in der Zone DE/LU über dem Preis in der DK2-Zone liegt, wäre das Verbindungskabel zwischen den deutschen Windparks und der deutschen Küste überlastet, und die Gewährleistung eines Mindesthandelsvolumens für dieses Kabel würde Countertrading in Richtung DE/LU nach DK erfordern. Müssten in einem solchen Fall mindestens 70 % der Kapazität von 400 MW (d. h. 280 MW) für den Handel bereitgestellt werden, so würde diese Kapazität für Stromflüsse aus der Zone DK 2 (möglicherweise aus der Windenergieerzeugung in Dänemark oder anderen skandinavischen Ländern) in das Gebiet DE/LU genutzt. Die Hinzufügung der 280 MW und der Windenergie aus den Windparks Baltic 1 und Baltic 2, die sich in der Gebotszone DE/LU befinden, würde jedoch die Kapazität des Verbindungskabels zwischen diesen Windparks und der deutschen Küste übersteigen. (48) Um diese Kapazität verfügbar zu machen, müsste entweder die Produktion der Windparks reduziert werden (Einschränkungen/abwärts gerichteter Redispatch) oder die Netzbetreiber müssten Countertrading betreiben (Handel mit Strom aus der Zone DE/LU in die Zone DK2). Beide Ansätze würden den physischen Lastfluss an dem Kabel verringern und Überlastungen verhindern. Wie jedoch auch in Artikel 13 der Elektrizitätsverordnung festgelegt wird, darf ein nicht marktbasiertes, abwärts gerichtetes Redispatch von Strom aus erneuerbaren Energiequellen nur dann genutzt werden, wenn keine andere Möglichkeit besteht. Darüber hinaus könnten erhebliche Verkürzungen der Betriebszeiten der Anlagen zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen deren Geschäftsszenario oder die Ziele des Förderprogramms für erneuerbare Energien negativ beeinflussen. Folglich ist die MIO so eingerichtet, dass die Verringerung der Stromerzeugung der Windfarmen nur als letztes Mittel fungiert, bei Engpässen vielmehr zunächst auf Countertrading zurückgegriffen wird. (49) Die Anwendung von Artikel 16 Absatz 8 würde daher zu einer Erhöhung des erforderlichen Countertrading führen. Dadurch würde zweifelsohne die Aufrechterhaltung eines stabilen Betriebs des KF-Systems komplexer werden, da häufigere Eingriffe der MIO erforderlich wären und ein höheres Handelsvolumen von der MIO autonom gehandhabt werden müsste. Aus den verfügbaren Informationen geht jedoch nicht hervor, dass diese erhöhte Komplexität die Betriebssicherheit des KF-Systems selbst infrage stellen und damit für sich allein genommen eine Freistellung rechtfertigen würde. (50) In diesem Zusammenhang ist jedoch darauf hinzuweisen, dass in der Elektrizitätsverordnung ausdrücklich die besonderen Herausforderungen von innovativen Projekten im Allgemeinen und von Hybrideinrichtungen, die Verbindungsleitungen mit Onshore-Verbindungen kombinieren, im Besonderen anerkannt werden. (51) Nach Artikel 3 Buchstabe l der Elektrizitätsverordnung gilt: „Die Marktvorschriften ermöglichen die Entwicklung von Demonstrationsvorhaben zu nachhaltigen und sicheren Energiequellen, -technologien oder -systemen mit geringen CO2-Emissionen, die verwirklicht und zum Wohle der Gesellschaft genutzt werden.“ Der Rechtsrahmen zielt somit darauf ab, Demonstrationsvorhaben zu erleichtern. In Artikel 2 Absatz 24 der Elektrizitätsverordnung wird „Demonstrationsvorhaben“ wie folgt definiert: „ein Vorhaben, das eine in der Union völlig neue Technologie (‚first of its kind‘) demonstriert, die eine wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation darstellt“. Dies trifft eindeutig auf KF zu, bei dem es sich um das erste Projekt handelt, das — wie auch die erheblichen Herausforderungen bei seiner Verwirklichung verdeutlichen — wesentliche Innovationen erforderlich machte, die weit über den Stand der Technik hinausgingen. (52) Darüber hinaus heißt es in Erwägungsgrund 66 der Verordnung, dass „Offshore-Strominfrastruktur mit Doppelfunktion (sogenannte Offshore-Hybrideinrichtungen), bei denen die Übertragung von Offshore-Windenergie an Land mit Verbindungsleitungen kombiniert wird, ebenfalls ausgenommen werden können [sollte], z. B. nach den Vorschriften, die für neue Gleichstromverbindungsleitungen sowie“ — wenn die Kosten des Projekts besonders hoch sind — neue Wechselstromverbindungsleitungen gelten. Kriegers Flak ist wesentlich komplexer als ein durchschnittliches Vorhaben mit Wechselstromverbindungsleitung und wäre daher grundsätzlich für eine Ausnahme nach Artikel 63 in Betracht gekommen. „Bei Bedarf sollte der Regulierungsrahmen den Besonderheiten dieser Einrichtungen gebührend Rechnung tragen, damit Hindernisse für die Verwirklichung von mit Blick auf die Gesellschaft kosteneffizienten Offshore-Hybrideinrichtungen beseitigt werden können.“ Zwar werden in diesem Erwägungsgrund Ausnahmen insbesondere für neue Verbindungsleitungen genannt (wodurch er auf Artikel 63 verweist), doch zeigt die Verwendung von „z. B.“, dass dies nicht der einzige Weg hin zu spezifischen Rahmen für Hybrideinrichtungen im Sinne des Erwägungsgrunds ist. Da es sich bei KF um die erste Hybrideinrichtung handelt, ist klar, dass die Gesetzgeber dieses Projekt bei der Abfassung des Erwägungsgrunds 66 kannten und die Möglichkeit in Betracht zogen, dass ein spezifischer Regelungsrahmen für das Projekt nötig sein könnte. (53) Zwar können in einem Erwägungsgrund die rechtlichen Anforderungen der Verordnung für die Billigung spezifischer Rahmenregelungen im Wege von Freistellungen oder Ausnahmen nicht geändert werden und enthält Artikel 3 Buchstabe l keine spezifischen Anforderungen hinsichtlich des Umgangs mit Demonstrationsvorhaben im Regelungsrahmen, doch zeigen beide zusammengenommen den Willen des Gesetzgebers, dass die Kommission die konkrete Situation und die Herausforderungen im Zusammenhang mit Hybrideinrichtungen und Demonstrationsvorhaben berücksichtigen sollte. (54) Vor diesem Hintergrund ist KF als ein Demonstrationsvorhaben mit zunehmender Komplexität konfrontiert. Das Ausmaß dieser Komplexität kann noch nicht vollständig nachgewiesen werden, da dieses Projekt das erste seiner Art ist. Dies könnte ausreichen, um als Problem im Sinne von Artikel 64 zu gelten. Diese Frage könnte jedoch offengelassen werden, wenn andere Gründe für eine Freistellung — allein oder in Verbindung mit dem oben beschriebenen komplexen Betrieb und Aufbau des KF-Systems als einer neuartigen Hybrideinrichtung — ausreichen würden. 5.2.3. Sicherer Betrieb des Gebiets DK2 (55) Neben der erhöhten Komplexität des Betriebs des KF-Systems würde sich das zunehmende Countertrading auch auf benachbarte Gebotszonen auswirken. Während es sich bei dem Gebiet DE/LU um eine große Region handelt, ist das Gebiet DK2 erheblich kleiner. Dies führt zu einer eingeschränkteren Verfügbarkeit von Ressourcen für die Aufwärts- und Abwärtsregelung. In dem Antrag auf Freistellung wird geltend gemacht, dass diese Mittel möglicherweise bereits vollständig durch Countertrading für das KF-System genutzt werden. (56) Es könnten Zweifel bestehen, ob ein solcher Mangel an technischer Verfügbarkeit von Countertrading-Ressourcen häufig auftreten würde, da das Countertrading in der Regel in Situationen mit starkem Wind stattfinden würde, in denen in der DK2-Zone eine große Anzahl von Windkraftanlagen Strom produziert. Angesichts der großen Bandbreite möglicher Netzsituationen kann dies jedoch nicht vollständig ausgeschlossen werden. (57) Dennoch verfügt KF auch über andere Mittel, um Engpässe in seinem Netz zu bewältigen. So könnte die KF-Anlage auch bei mangelnden Countertrading-Ressourcen weiterhin sicher betrieben werden, wenn die Leistung der Windparks, die Teil des KF-Systems sind, reduziert würde. Dies ist, soweit dies zur Gewährleistung der Betriebssicherheit erforderlich ist, nach Artikel 13 der Elektrizitätsverordnung ausdrücklich zulässig. (58) Darüber hinaus ist darauf hinzuweisen, dass Steigerungen der Systemkosten allein — sei es aufgrund höherer Countertrading-Kosten oder höherer Kosten für die Beschaffung von Reserven für das DK2-Gebiet — als solche keine Grundlage für Freistellungen nach Artikel 64 darstellen können. In diesem Zusammenhang ist auch festzuhalten, dass die Kommission in ihrem jüngsten Verpflichtungsbeschluss in der Sache AT.40461 DE/DK Interconnector (Verbindungsleitung zwischen Deutschland und Dänemark), in dem systematische Beschränkungen grenzüberschreitender Kapazitäten nach den EU-Wettbewerbsvorschriften untersucht wurden, der Auffassung war, dass die zusätzlichen Kosten, die sich aus einem erhöhten Countertrading- oder Redispatch-Bedarf ergeben, nicht als Rechtfertigung für die Beschränkung grenzüberschreitender Stromflüsse akzeptiert werden können (14). 5.2.4. Vertrauensschutz (59) In dem Antrag auf eine Freistellung wird dargelegt, dass die ersten Gespräche über das KF-Projekt bereits 2007 begonnen hätten und dass das Projekt seitdem immer auf der Grundlage eines spezifischen Konzepts für das Engpassmanagement geplant worden sei, bei dem nur die Kapazitäten dem Markt zugewiesen werden, die nach Abzug der Windprognosen in der Day-Ahead-Phase verbleiben. (60) In dem Antrag wird ferner erklärt, dass der Rechtsrahmen seit 2007 erheblich geändert worden sei und dass insbesondere die Elektrizitätsverordnung durch die Einführung von Artikel 16 Absatz 8 neue Anforderungen gegenüber den bestehenden Rechtsvorschriften enthalte. In dem Freistellungsantrag wird argumentiert, dass die Investitionsentscheidung von 2016 unter der Annahme getroffen wurde, dass Offshore-Windparks von dem Grundsatz des vorrangigen Dispatch auf Basis der Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (15) profitieren könnten, was zur Folge hätte, dass die Kapazitäten für den grenzüberschreitenden Handel verringert werden könnten. (61) Vor diesem Hintergrund möchte die Kommission betonen, dass der Grundsatz der Maximierung grenzüberschreitender Kapazitäten kein neues Konzept ist und dass diese Argumente deshalb nicht akzeptiert werden können. Erstens stützt er sich auf die Grundprinzipien des EU-Rechts, insbesondere auf Artikel 18 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV), der jede Diskriminierung aus Gründen der Staatsangehörigkeit verbietet, und auf Artikel 35 des Vertrags, der mengenmäßige Ausfuhrbeschränkungen sowie alle Maßnahmen gleicher Wirkung verbietet. Zweitens wurde in Artikel 16 Absatz 3 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates (16) die Verpflichtung zur Maximierung der Verbindungskapazität festgelegt, wonach „den Marktteilnehmern […] unter Beachtung der Sicherheitsstandards für den sicheren Netzbetrieb die maximale Kapazität der Verbindungsleitungen und/oder der die grenzüberschreitenden Stromflüsse betreffenden Übertragungsnetze zur Verfügung gestellt [wird]“. In Anhang 1.7 der genannten Verordnung ist außerdem festgelegt, dass „die ÜNB die Verbindungskapazität nicht beschränken [dürfen], um einen Engpass innerhalb der eigenen Regelzone zu beheben“. Darüber hinaus entschied die Kommission am 14. April 2010 in der Sache AT.39351 Swedish Interconnectors (17), Verpflichtungen des schwedischen ÜNB zu akzeptieren, da er der vorläufigen Beurteilung der Kommission zufolge seine beherrschende Stellung auf dem schwedischen Markt missbraucht habe, indem er die grenzüberschreitende Kapazität zur Behebung interner Engpässe eingeschränkt habe, was gegen Artikel 102 AEUV verstoße. Eine ähnliche vorläufige Schlussfolgerung, die zu Verpflichtungen führte, wurde in der Sache AT.40461 Verbindungsleitung zwischen Deutschland und Dänemark (18) für die Grenze zwischen Westdänemark (DK1) und der Zone Deutschland-Luxemburg getroffen. (62) Ausgehend von den vorstehenden Grundsätzen hätten die Marktteilnehmer sich des Grundsatzes der Maximierung der grenzüberschreitenden Kapazitäten bewusst sein müssen. In jedem Fall wurde spätestens seit April 2010 auf der Grundlage der Sache AT.39351 Swedish Interconnectors die Auslegung der bestehenden Vorschriften über grenzüberschreitende Kapazitäten durch die Kommission eindeutig festgelegt. Entgegen der Behauptung im Freistellungsantrag war es ferner auch nach Anhang 1 Nummer 1.7 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 nicht möglich, die zonenübergreifende Kapazität aus Gründen der Betriebssicherheit, der Kostenwirksamkeit oder der Minimierung negativer Auswirkungen auf den Elektrizitätsbinnenmarkt unbeschränkt zu verringern. Stattdessen wurde eine solche Beschränkung, wenn sie ausnahmsweise zulässig war, eindeutig „nur so lange geduldet […], bis eine langfristige Lösung gefunden wird“. Somit war die Schaffung eines ganzen Systems, das auf einer dauerhaften Verringerung der Kapazität beruht, nach der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 eindeutig nicht zulässig. (63) Das Verhältnis zwischen der Verpflichtung zur Maximierung der grenzüberschreitenden Kapazität nach der Elektrizitätsverordnung und der Gewährung eines vorrangigen Dispatch und eines vorrangigen Zugangs zu Energie aus erneuerbaren Quellen nach der Richtlinie 2009/28/EG wurde jedoch zumindest von einigen Marktteilnehmern als nicht ganz klar empfunden. Die Antragsteller wiesen darauf hin, dass dieses Thema wiederholt von den Vorhabenträgern in ihren Kontakten mit der Europäischen Kommission hinsichtlich dieses besonderen neuartigen Vorhabens zur Sprache gebracht wurde. Auch die ÜNB, die an dem KF-Projekt arbeiteten, übersahen nicht einfach die möglichen Probleme mit ihrer geplanten Herangehensweise an das Engpassmanagement. Vielmehr stellten sie den Dienststellen der Europäischen Kommission wiederholt ihren geplanten Ansatz vor. Nach Ansicht des Antragstellers hat die Tatsache, dass die Dienststellen der Europäischen Kommission seit 2010 in zahlreichen Kontakten mit den Projektträgern nicht um eine Änderung der Struktur des KF-Projekts gebeten hatten, um die Anwendung des Maximierungsprinzips zu gewährleisten, zur Verwirrung des Vorhabenträgers hinsichtlich der für dieses Projekt geltenden Regeln beigetragen. (64) Im Finanzhilfeantrag 2010 für das KF-Projekt (19) wurde dargelegt, dass eine korrekte Auslegung der vorrangigen Einspeisung gefunden werden müsse, um die Tragfähigkeit des Vorhabens zu gewährleisten. In der gemeinsamen Durchführbarkeitsstudie, die den Kommissionsdienststellen vorgelegt wurde, hieß es, dass die Grundannahme darin bestehe, dass Kapazitäten an den Verbindungsleitungen, die für den Transport von Windenergie voraussichtlich nicht erforderlich sind, dem Spotmarkt zur Verfügung gestellt werden können. Bei der erwarteten zusätzlichen Übertragungskapazität für den Handel handelte es sich somit nur um die Kapazität, die nach dem Transport der Offshore-Windenergieerzeugung an die Küste übrig bleibe. (65) In der Studie heißt es ferner, dass gemäß der Richtlinie 2009/28/EG alle Länder vorrangigen Zugang zum Netz für erneuerbare Energiequellen hätten. Darüber hinaus sähen die deutschen Rechtsvorschriften vor, dass Windkraftanlagen jederzeit Strom in das nationale deutsche Übertragungsnetz einspeisen können. Bei unzureichender Übertragungskapazität könnten jedoch Probleme mit den formalen Anforderungen an den Zugang zum Stromnetz mittels Maßnahmen des Countertrading oder des Regelreservemarkts gelöst werden. Das heißt also, dass sowohl das Problem des Engpassmanagements als auch eine mögliche Lösung mittels Countertrading bereits diskutiert wurden. (66) Dennoch wurde der Ansatz für das Engpass