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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management — auch mit den Dienststellen der Europäischen Kommission — weiterhin erörtert. In sehr ähnlichen Präsentationen vom 14. November 2012 und (auf Basis des überarbeiteten Projektplans) vom 3. September 2014 hat Energinet.dk, der ÜNB, ausdrücklich erklärt, dass das Modell für das Engpassmanagement wesentlicher Bestandteil der Grundlage für die Investitionsentscheidung sei. In beiden Präsentationen wurde ausdrücklich auf mögliche widersprüchliche Auslegungen des vorrangigen Zugangs nach Artikel 16 der Richtlinie 2009/28/EG einerseits und des Maximierungsprinzips nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 andererseits hingewiesen. (67) In den Präsentationen wurde klar beschrieben, wie die ÜNB diesen Konflikt für das KF-Projekt lösen wollten, und zwar dahin gehend, dass die Kapazität für die Erzeugung von Windkraft für das Onshore-Netz auf Basis der Day-Ahead-Prognose reserviert würde und die verbleibende Kapazität für die Marktkopplung zur Verfügung gestellt [womit zugleich die für den Handel verfügbare Kapazität festgelegt würde] und in gleicher Weise genutzt würde wie die Kapazität für andere Verbindungsleitungen. Zwar wurde in der Präsentation von 2014 die im Vergleich zum früheren Projektplan verringerte Kapazität für den Markt nicht (schriftlich) hervorgehoben, doch wurde diese Tatsache auch nicht verborgen. Im Gegenteil: Beide Präsentationen folgten genau derselben Struktur, und bei einem Vergleich tritt der Unterschied deutlich zutage. (68) So wurde seit 2010 in Sitzungen mit den nationalen Regulierungsbehörden und den Dienststellen der Europäischen Kommission wiederholt auf die Bedeutung des Ansatzes für das Engpassmanagement hingewiesen, wobei hervorgehoben wurde, dass unterschiedliche rechtliche Anforderungen aus sekundärrechtlichen Vorschriften als widersprüchlich angesehen werden könnten. Zumindest in den späteren Präsentationen wurde auch klar dargelegt, wie die Projektpartner diese Frage lösen wollten und wie sich dies auf die grenzüberschreitende Kapazität auswirken würde. In jenen Jahren unterstützten die nationalen Behörden und die Kommission weiterhin das Projekt, auch mit erheblichen finanziellen Beiträgen, ohne Änderungen der Projektstruktur zu verlangen. (69) Die Kommission stellt ferner fest, dass das vorgeschlagene Konzept ausführlich mit den betroffenen nationalen Behörden erörtert wurde und dass keine der beteiligten nationalen Regulierungsbehörden Einwände gegen das vorgesehene Engpassmanagementkonzept erhoben hat. Vielmehr wurde das Konzept von allen Regulierungsbehörden der betreffenden Region „Hansa“ im Rahmen der Genehmigung der Kapazitätsberechnungsmethode der Region Hansa gutgeheißen. (70) Selbstverständlich kann die bloße Tatsache, dass die nationalen Behörden und die Kommission über mehrere Jahre hinweg keine rechtlichen Bedenken hinsichtlich eines Vorhabens geäußert haben, keinesfalls als Rechtfertigung für die Gewährung einer Freistellung für das Vorhaben angesehen werden. Darüber hinaus ist, wie auch in einer Antwort auf die Konsultation hervorgehoben, bei Vorhaben mit sehr langen Umsetzungsfristen mit bestimmten Änderungen (oder Klarstellungen) der rechtlichen Anforderungen zu rechnen. Angesichts der Komplexität des Themas und der ausführlichen Diskussionen über den Rechtsrahmen kann die Kommission jedoch nicht ausschließen, dass die Projektpartner möglicherweise davon ausgegangen sind, dass sie das Projekt wie geplant durchführen könnten. Dies wird auch in mehreren Stellungnahmen an die Kommission bestätigt, auch solchen, in denen die Freistellung eher kritisch gesehen wird. Hätten die nationalen Regulierungsbehörden, Ministerien oder die Kommission Einwände erhoben, hätte das Projekt möglicherweise vor Beginn seines Betriebs angepasst werden können, z. B. durch eine Erhöhung der Onshore-Verbindungskapazität, um höhere Handelsströme zu bewältigen (wie ursprünglich geplant, aber bei der Änderung des Vorhabens verworfen). (71) Der Grund dafür, dass das Engpassmanagement als wesentlicher Bestandteil der Investitionsentscheidung genannt wurde, war, dass bei der Investitionsentscheidung die Interessen aller Beteiligten berücksichtigt werden mussten. Dazu gehörte auch die Rolle der Offshore-Windkraftanlagen, die über verschiedene nationale Fördersysteme subventioniert wurden. Es liegt auf der Hand, dass durch die Gewährung einer Maximalkapazität für den Handel die Wahrscheinlichkeit erhöht würde, dass die Offshore-Windkraftanlagen eingeschränkt werden. (72) Soweit die Einschränkung nicht marktbasiert ist, haben diese Erzeugungsanlagen nach Artikel 13 Absatz 7 selbstverständlich Anspruch auf vollständigen finanziellen Ausgleich für entgangene Einnahmen aus Förderregelungen und auf dem Day-Ahead-Markt. In Fällen, in denen die Einkommensverluste höher ausfallen könnten (z. B. durch den Intraday-Markt oder Systemdienste), sieht die Verordnung keine Ausgleichspflicht vor (obwohl sich eine solche Verpflichtung aus dem nationalen Recht ergeben könnte). In jedem Fall würde eine erhebliche Zunahme der Einschränkungen für Offshore-Windparks die Grundannahmen des Vorhabens beträchtlich ändern, die darauf abzielten, die Möglichkeiten für Offshore-Windparks zu vergrößern, Strom an Land zu transportieren sowie die Zuverlässigkeit der Stromversorgung in der Zone DK 2 und die Handelskapazität zu erhöhen, ohne jedoch die Situation der bestehenden Offshore-Windparks oder die Priorität ihrer Zufuhr im Rahmen des jeweiligen nationalen Rahmens erheblich zu verändern. Wäre den Projektpartnern bewusst gewesen, dass trotz der vorrangigen Zugangsrechte von Windparks Maximalkapazitäten für den Handel zur Verfügung gestellt werden müssen, wäre das Projekt daher möglicherweise niemals durchgeführt worden. (73) Trotz regelmäßiger Kontakte mit nationalen Regulierungsbehörden, Ministerien und der Kommission, in denen der geplante Ansatz erläutert wurde, ist es möglich, dass die Projektpartner die Rechtslage missverstanden haben könnten. Wegen dieses Umstands und angesichts der besonderen Aufmerksamkeit, die den Herausforderungen für dieses besondere Demonstrationsvorhaben für Hybrideinrichtungen zu widmen ist, könnte die Anwendung rechtlicher Vorschriften, die umfassende Änderungen der Projektgrundlagen erfordern würden (und die, wenn sie früher absehbar gewesen wären, die Verwirklichung des Projekts verhindern oder die Grundlagen des Projekts hätten ändern können), tatsächlich als erhebliche Probleme für den Betrieb des kleinen Verbundsystems verursachend angesehen werden. (74) Die Kommission kann daher den Schluss ziehen, dass die vollständige Anwendung von Artikel 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung auf das KF-System erhebliche Probleme für den Betrieb eines kleinen Verbundnetzes mit sich bringen würde. 5.3. Umfang der Freistellung (75) Die Freistellung gilt für die Berechnung und Zuweisung zonenübergreifender Kapazität auf der KF-Verbindungsleitung, wobei von den Anforderungen des Artikels 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung insofern abgewichen wird, als darin eine Mindestschwelle von 70 % der gesamten Übertragungskapazität der KF-Verbindungsleitung festgelegt wird. Stattdessen soll Artikel 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung insoweit gelten, als mindestens 70 % der Restkapazität zur Verfügung gestellt werden, d. h. mindestens 70 % der verbleibenden Kapazität nach Abzug der Menge, die benötigt wird, um die Erzeugung von den Windparks Baltic 1, Baltic 2 und Kriegers Flak zu ihren jeweiligen Onshore-Systemen zu transportieren, und zwar auf der Grundlage von Tagesprognosen für die Stromerzeugung in diesen Parks. (76) Wird in anderen Bestimmungen auf die Mindestschwelle gemäß Artikel 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung Bezug genommen, so ist dies so zu verstehen, dass sie sich auf die in diesem Beschluss festgelegte Mindestschwelle bezieht. Dies gilt auch für Stromnetzkodizes und Leitlinien, einschließlich CACM, FCA und EB, sowie für die Modalitäten, Bedingungen und Methoden, die auf diesen Verordnungen der Kommission beruhen. (77) Alle anderen Anforderungen des Artikels 16 der Elektrizitätsverordnung, insbesondere die Anforderung, unter Einhaltung der Sicherheitsstandards für den sicheren Netzbetrieb die maximale Kapazität der Verbindungsleitungen zur Verfügung zu stellen, bleiben anwendbar. 5.4. Keine Behinderung des Übergangs zu Energie aus erneuerbaren Quellen, zu mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung (78) Artikel 64 der Elektrizitätsverordnung sieht vor, dass der Beschluss sicherstellen soll, dass der Übergang zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen ebenso wenig behindert wird wie der Übergang zu mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung. (79) Mit dem Beschluss über eine Freistellung soll ein erstes Demonstrationsvorhaben dieser Art ermöglicht werden, das auf eine bessere Integration erneuerbarer Energien in das Elektrizitätssystem abzielt. Sie behindert daher nicht den Übergang zu erneuerbaren Energien. Sie hat auch keine spürbaren Auswirkungen auf die Elektromobilität oder die Laststeuerung. (80) In Bezug auf mehr Flexibilität und Energiespeicherung ist darauf hinzuweisen, dass die Möglichkeit von Flexibilitätsdiensten (einschließlich Speicherung) zur Unterstützung des elektrischen Netzes unmittelbar davon abhängt, dass diesen Dienstleistern präzise und klare Signale hinsichtlich Investitionen und Dispatch gegeben werden. Wenn innerhalb einer Gebotszone strukturelle Engpässe bestehen, führt dies zu verzerrten Investitionssignalen für standortspezifische Flexibilitätsdienste. Beispielsweise könnten Investitionen in die Wasserstofferzeugung oder die Batteriespeicheranlagen innerhalb des KF-Systems in einem Rechtsrahmen, der die Engpässe zwischen dem KF-System und beiden Onshore-Systemen korrekt widerspiegelt, rentabler sein. Angesichts der erheblichen technologischen Herausforderungen für Offshore-Investitionen bedeutet dies nicht automatisch, dass solche Investitionen im Falle einer getrennten Offshore-Gebotszone für das KF-System rentabel wären, aber es ist klar, dass sich der Ansatz im Zusammenhang mit dem Freistellungsbeschluss auf solche Investitionspotenziale im Vergleich zur Einrichtung einer Offshore-Gebotszone negativ auswirken kann. (81) Andererseits schreibt Artikel 64 der Elektrizitätsverordnung nicht vor, dass Freistellungsbeschlüsse das Flexibilitäts- oder Energiespeicherungspotenzial maximieren müssen, sondern lediglich, dass durch die Freistellung der Übergang nicht behindert wird. Mit anderen Worten: Die Freistellung darf Entwicklungen, die ohne die Freistellung natürlicherweise eintreten würden, nicht verhindern. Es ist jedoch nicht sicher, ob das KF-System ohne eine Freistellung als gesonderte Offshore-Gebotszone betrieben würde. Wie auch von den Teilnehmern der Konsultation hervorgehoben wurde, könnte eine Offshore-Gebotszone zwar erhebliche Vorteile für das Funktionieren des Marktes, die Transparenz und die effiziente Nutzung von Netzanlagen mit sich bringen, aber auch eine gewisse Komplexität nach sich ziehen, z. B. hinsichtlich der Verteilung von Kosten und Nutzen. Ohne die Einrichtung einer Offshore-Gebotszone ist es fraglich, ob die vollständige Umsetzung von Artikel 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung im Zusammenhang mit dem KF-Projekt ohne weiteres Zutun deutlichere Investitionssignale für Flexibilitätsdienste oder Speicherung liefern würde. (82) Auch wenn die Freistellung den Übergang zu mehr Flexibilität, auch bei der Energiespeicherung, nicht behindert, ist es wichtig, der Notwendigkeit angemessener Investitionssignale und ihrer Auswirkungen auf mögliche Investitionen in Speicheranlagen oder andere Flexibilitätsinvestitionen in Bezug auf die Freistellungsbedingungen Rechnung zu tragen. 5.5. Befristung der Freistellung und Bedingungen, die einen verstärkten Wettbewerb und eine stärkere Integration in den Elektrizitätsbinnenmarkt zum Ziel haben (83) In Artikel 64 der Elektrizitätsverordnung ist ausdrücklich vorgesehen, dass die Freistellung befristet und an Bedingungen geknüpft ist, die einen verstärkten Wettbewerb und eine stärkere Integration in den Elektrizitätsbinnenmarkt zum Ziel haben. 5.5.1. Befristung (84) Eine Befristung kann daher nicht nur durch den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit gerechtfertigt sein, z. B. wenn eine kürzere Freistellung die betreffenden Probleme lösen könnte oder wenn eine längere Freistellung zu einer unverhältnismäßigen Belastung für die Marktteilnehmer führen würde. Die Verordnung sieht eine obligatorische Befristung zu mehreren Zwecken vor. In erster Linie geht die Verordnung davon aus, dass der allgemeine Rechtsrahmen auf alle Situationen im Binnenmarkt angewandt werden kann und dass eine solche allgemeine Anwendung für die Gesellschaft von Vorteil ist. In Artikel 64 wird zwar anerkannt, dass Freistellungen für bestimmte Situationen erforderlich sein können, doch können diese Freistellungen die Komplexität des Gesamtsystems erhöhen und auch in benachbarten Gebieten Hindernisse für die Integration darstellen. Darüber hinaus stützt sich die Begründung der Freistellungen im Allgemeinen auf den zum betreffenden Zeitpunkt geltenden technischen und rechtlichen Rahmen sowie auf eine bestimmte Netztopologie. All diese Situationen unterliegen zwangsläufig Änderungen. Schlussendlich ist es wichtig, dass die Marktteilnehmer in der Lage sind, regulatorische Änderungen rechtzeitig im Voraus abzusehen. Daher müssen alle Freistellungen befristet sein. (85) Die einzige Situation, in der die Verordnung allgemeine Freistellungen ohne zeitliche Begrenzung vorsieht, betrifft Gebiete in äußerster Randlage im Sinne des Artikels 349 AEUV, die aus offensichtlichen physikalischen Gründen nicht mit dem Energiemarkt der Union verbunden werden können. Dies ist leicht zu verstehen, da diese Regionen keine Auswirkungen auf den Elektrizitätsbinnenmarkt haben. Da KF kein Gebiet in äußerster Randlage ist, muss die Geltungsdauer der Freistellung klar und vorhersehbar begrenzt werden. (86) In dem Antrag auf Freistellung wird eine Befristung auf der Grundlage des Betriebs und der Anbindung der drei Offshore-Windparks vorgeschlagen. Vom Wortlaut her scheint der Antrag also nicht unbefristet zu sein. Diese Bedingung ist jedoch nicht präzise genug hinsichtlich dessen, was noch unter dem „Betrieb“ der ursprünglichen Windparks zu verstehen ist, und ermöglicht es Dritten nicht, den Rechtsrahmen rechtzeitig im Voraus abzusehen. (87) Im Interesse der Klarheit sollte deutlich erkennbar sein, ob ein an das KF-System angeschlossener Offshore-Windpark noch zu den ursprünglichen Windparks gehört oder nicht. Daher sollte in jedem Fall eine Bedingung hinzugefügt werden, dass ab dem Zeitpunkt, zu dem einer der drei Windparks — abgesehen von der üblichen Wartung oder Instandsetzung mit begrenzter Dauer — stillgelegt oder erheblichen Änderungen unterzogen wird (was zumindest dann der Fall ist, wenn ein neuer Netzanschlussvertrag erforderlich ist oder wenn die Erzeugungskapazität des Windparks um mehr als 5 % erhöht wird), die Stromerzeugung dieses Windparks vor der Berechnung der Restkapazität nicht mehr von der gesamten Übertragungskapazität abgezogen wird, wodurch sich die für den Handel verfügbare Kapazität in der Verbindungsleitung erhöht. (88) Wenn jedoch einer oder zwei der Windparks den Betrieb einstellen oder anderweitig von der Freistellung profitieren, darf sich dies nicht negativ auf die wirtschaftliche Lage der übrigen Windparks oder den Betrieb des Systems auswirken. Somit wird die Freistellung nicht einfach deshalb aufgehoben, weil die Erzeugung eines der Windparks nicht mehr im Voraus von der gesamten Übertragungskapazität abgezogen werden kann, sondern nur, wenn alle drei Windparks nicht mehr in den Genuss dieses Abzugs kommen. (89) In Bezug auf die angemessene Dauer der Freistellung stellt die Kommission fest, dass die sofortige Anwendung der Vorschriften, von denen eine Freistellung beantragt wird, erhebliche Änderungen der rechtlichen und gewerblichen Regelungen für KF mit möglichen negativen Auswirkungen auf den Betrieb der Windparks erfordern würde. (90) Andererseits stellt die Kommission fest, dass eine Gewährung der Freistellung für die gesamte Zeit, während der die Windparks betrieben werden und miteinander verbunden bleiben, bedeuten könnte, dass die Freistellung angesichts der durchschnittlichen Lebensdauer von Offshore-Windparks 20 Jahre oder länger gelten würde. Eine derart lange Freistellung könnte zu erheblichen Nachteilen für die Marktintegration führen. (91) Darüber hinaus ist es wichtig, dass die Freistellung für KF nicht zu einem unveränderlichen und unflexiblen, eher störenden Element des sich entwickelnden Regulierungsrahmens für Offshore-Anlagen führt. Um ausreichende Flexibilität zu gewährleisten, gleichzeitig aber allen Projektbeteiligten und anderen Marktteilnehmern angemessene Sicherheit und Berechenbarkeit zu bieten, sollte festgelegt werden, dass der mit diesem Freistellungsbeschluss genehmigte Rechtsrahmen regelmäßig überprüft wird. (92) Die Kommission muss daher einen Ausgleich zwischen den legitimen Interessen der Projektpartner von KF und der benachbarten Mitgliedstaaten, die Vertrauen in die Rechtmäßigkeit der für das neuartige Projekt entwickelten Regulierungslösung gezeigt haben, sowie den Interessen der Verbraucher und Produzenten in der EU schaffen, die von dem Grundsatz der Maximierung grenzüberschreitender Stromflüsse profitieren möchten. (93) Die Kommission trägt der Tatsache Rechnung, dass die Entwicklung und Umsetzung einer Regulierungslösung, die keine Freistellung erfordert, zwar möglich ist (20), aber viel Zeit in Anspruch nehmen und ebenfalls eine erhebliche Komplexität mit sich bringen würde. Gleiches gilt für die notwendigen vertraglichen Anpassungen der neuen regulatorischen Behandlung im Einklang mit den EU-Vorschriften. Da der Rechtsrahmen für Offshore-Hybrideinrichtungen derzeit erörtert wird, sollte darüber hinaus ausreichend Zeit vorgesehen werden, um sicherzustellen, dass mit solchen Anpassungen nicht begonnen werden muss, bevor eine solide und klare Grundlage sichergestellt ist. Daher erscheint es angemessen, die Freistellung für einen Zeitraum von 10 Jahren zu gewähren. (94) Es kann jedoch nicht völlig ausgeschlossen werden, dass dennoch eine kontinuierliche Freistellung erforderlich wird, um das wirtschaftliche Gleichgewicht aufrechtzuerhalten und die Tragfähigkeit des KF-Systems auch über diesen Zeitraum von 10 Jahren hinaus zu gewährleisten. Die Kommission kann also diesen Zeitraum verlängern, wenn dies gerechtfertigt ist. Die Freistellung, einschließlich etwaiger Verlängerungen, sollte einen Zeitraum von 25 Jahren nicht überschreiten, da dies über die erwartete Restlaufzeit der Windparks hinausgehen würde. (95) Die Überprüfung eines Verlängerungsantrags durch die Kommission muss eine Bewertung umfassen, ob eine Änderung der Projektstruktur in einer Weise möglich ist, die eine vollständige Integration des KF-Systems in den allgemeinen Rechtsrahmen, z. B. durch die Festlegung von Offshore-Gebotszonen, ermöglicht. Bei einer solchen Änderung der Projektstruktur würde das in dem Beschluss über die Freistellung konstatierte wirtschaftliche Gleichgewicht gebührend berücksichtigt werden. Ein detailliertes Verfahren für die Beantragung und Gewährung einer solchen Verlängerung ist in Abschnitt 5.5.3 beschrieben. 5.5.2. Sonstige Bedingungen (96) Was weitere Bedingungen betrifft, würde die Auferlegung einer Vergrößerung der für den Handel verfügbaren Mindestkapazität bei einem ansonsten unveränderten Vorhaben unmittelbar dazu beitragen, dass sich das Problem, das durch die Freistellung gelöst werden soll, zu den Zeiten, in denen die Kabel im KF-System überlastet sind, wieder einstellt. Andererseits gilt in Fällen, in denen solche Kabel nicht überlastet sind, in jedem Fall das Maximierungsprinzip, sodass die maximale technisch machbare Kapazität bis zur gesamten Übertragungskapazität des Übertragungsnetzes bereits zur Verfügung gestellt werden muss. (97) Allerdings kann längerfristig ein Spielraum für die Vergrößerung der verfügbaren Kapazität nicht völlig ausgeschlossen werden. Insbesondere war in den früheren Plänen für das Projekt noch der Bau zusätzlicher Gleichstromkabel vorgesehen, und diese Pläne wurden aufgrund von Kostensteigerungen um das Zweieinhalbfache bei den erforderlichen Komponenten (siehe Erwägungsgründe 40-42 oben) aufgegeben. Daher ist nicht ausgeschlossen, dass solche Investitionen in Zukunft getätigt werden könnten. So war in der KF-Finanzhilfevereinbarung die Möglichkeit vorgesehen, einen schwedischen Windpark in das KF-System zu integrieren, und es wurde die Möglichkeit einer Kapazitätserweiterung in einem solchen Szenario angesprochen. (98) Führen neue technologische Entwicklungen, Marktentwicklungen oder Investitionen in neue Offshore-Windparks in der Nähe von KF zu einer Modernisierung des bestehenden Systems oder zum Bau neuer Kabel, wodurch die für den Handel zur Verfügung stehenden Kapazitäten finanziell tragfähig werden (unter Berücksichtigung der Notwendigkeit, den sicheren Betrieb des KF-Systems und der angrenzenden Systeme zu gewährleisten), so sollten solche Investitionen getätigt werden. Im Falle von Verlängerungsanträgen muss die Kommission bei ihrer Bewertung auch berücksichtigen, ob solche Investitionen in zusätzliche Kapazitäten nach vernünftigem Ermessen zu erwarten sind. (99) Wenn die Anbieter von Flexibilitätsdiensten konkretes Interesse an der Durchführung von Projekten innerhalb von oder in der Nähe des KF-Systems zeigen, durch die die verfügbare Handelskapazität durch Inanspruchnahme von Flexibilitätsdiensten (z. B. Speicherung überschüssiger Windenergie in Offshore-Batterien) erhöht werden könnte, sollten solche Investitionen von den betreffenden nationalen Behörden gebührend berücksichtigt werden, wobei ihr Potenzial, die verfügbare Handelskapazität bis zu dem in Artikel 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung festgelegten Mindestwert zu erhöhen, genutzt werden sollte. 5.5.3. Verfahren für etwaige Verlängerungsanträge (100) Damit die Kommission beurteilen kann, ob die Freistellung im Hinblick auf mögliche künftige Klarstellungen und Änderungen des Rechtsrahmens für Hybridprojekte noch erforderlich ist, müssen die nationalen Behörden der Kommission rechtzeitig vor Ablauf des Freistellungszeitraums mitteilen, ob sie die Verlängerung der Freistellung für erforderlich halten. Sollten die nationalen Behörden eine Verlängerung der vorliegenden Freistellung beantragen wollen, so ist rechtzeitig vor Ablauf des Freistellungszeitraums ein gemeinsamer Antrag zu stellen, um eine gründliche Analyse des Verlängerungsantrags und eine frühzeitige Unterrichtung der Marktteilnehmer über den künftigen Rechtsrahmen für KF zu ermöglichen. Ein solcher Antrag muss eine Kosten-Nutzen-Analyse umfassen, in der die Auswirkungen der Freistellung sowohl auf das KF-System als auch auf regionaler und europäischer Ebene aufgezeigt werden, wobei zumindest die Möglichkeiten einer Verlängerung der Freistellung in ihrer derzeitigen Form, der Erhöhung der verfügbaren Kapazität durch zusätzliche Investitionen und der vollständigen Integration des KF-Systems in den zum Zeitpunkt des Verlängerungsantrags geltenden allgemeinen Rechtsrahmen für Offshore-Hybrideinrichtungen verglichen werden. (101) Bei der Entscheidung über einen Verlängerungsantrag trägt die Kommission den wirtschaftlichen Interessen der angeschlossenen Windparks und der beteiligten Netzbetreiber, aber auch den weiteren sozioökonomischen Auswirkungen der Freistellung auf regionaler und europäischer Ebene gebührend Rechnung. Bei der Überprüfung soll insbesondere festgestellt werden, ob und wie das KF-System in einen umfassenderen Rechtsrahmen für Hybrideinrichtungen integriert werden sollte. (102) Um Änderungen des Rechtsrahmens sowie Technologie- und Marktentwicklungen ausreichend Rechnu