Mitteilung der Bundesregierung der Bundesrepublik Deutschland an die Europäische Kommission

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1 Berlin, den 27. Mai 2011 Mitteilung der Bundesregierung der Bundesrepublik Deutschland an die Europäische Kommission Betr.: HT 582, Konsultationsverfahren, Fragebogen der Europäischen Kommission Neue Leitlinien für staatliche Beihilfen im Zusammenhang mit dem geänderten EU-Emissionshandelssystem Die vorliegende Mitteilung erfolgt in Ergänzung zu den bereits am 18. Mai 2011 übermittelten Eckpunkten der Position der Bundesregierung. A1 Wirtschaftszweige, die im EHS-3 für Beihilfen zum Ausgleich von Kosten indirekter Emissionen in Betracht kommen Nach der EHS-Richtlinie sollten die Wirtschaftszweige für Beihilfen für indirekte Emissionen in Betracht kommen, für die ein erhebliches Risiko einer Verlagerung von CO 2 -Emissionen aufgrund gestiegener Stromkosten ermittelt wurde (indirekte Emissionen). In dem an das Europäische Parlament und den Rat gerichteten Non-Paper teilte die Kommission mit, dass sie auf EU- Ebene eine Liste der Wirtschaftszweige zu erstellen beabsichtigt, bei denen davon ausgegangen wird, dass aufgrund indirekter Emissionen das Risiko einer Verlagerung von CO 2 -Emissionen besteht. Die Kommission gab an, dass sie die für direkte Emissionen entwickelte Methode verwenden wird, jedoch nach entsprechender Anpassung, um mit indirekten Emissionen verbundenen Kostensteigerungen Rechnung zu tragen. Zu einer Verlagerung von CO 2 -Emissionen 1 (englisch Carbon Leakage ) könnte es kommen, wenn mangels eines verbindlichen internationalen Abkommens die Treibhausgasemissionen in Drittländern ansteigen, deren Industrien nicht an vergleichbare CO 2 - Auflagen gebunden sind, und zugleich bestimmte energieintensive, im internationalen Wettbewerb stehende Sektoren und Teilsektoren in der EU wirtschaftlich benachteiligt werden. 1 Siehe Erwägungsgrund 24 der EHS-Richtlinie

2 Finanzielle Unterstützungsmaßnahmen sollten daher auf diejenigen stromintensiven Wirtschaftszweige beschränkt sein, die die ihnen durch CO 2 -Kosten entstehenden höheren Stromkosten nicht über die Produktpreise auf ihre Kunden abwälzen können, ohne erhebliche Marktanteile zu verlieren, und die aus diesem Grund aus der EU in Drittstaaten (d. h. in Staaten außerhalb der EU) abwandern dürften, in denen weniger strenge CO 2 -Auflagen gelten. 1. Bitte nennen Sie die Wirtschaftszweige (auf der vierstelligen Ebene der NACE 2 ), in denen Ihrer Auffassung nach und den Bestimmungen der Richtlinie zufolge wegen CO 2 - Kosten, die durch das EHS entstehen und auf den Strompreis abgewälzt werden, ein erhebliches Risiko einer Verlagerung von CO 2 -Emissionen besteht. Weite Teile der Industrien in der EU befinden sich im Wettbewerb mit der Konkurrenz aus dem außereuropäischen Ausland. Für welche Sektoren insgesamt ein Carbon Leakage Risiko besteht, hat der Carbon Leakage Beschluss der KOM vom festgestellt, dessen angehängtes Verzeichnis über 100 der vom EHS eingeschlossenen Industriesektoren auf NACE 4-steller Ebene erfasst. Um die durch indirekte Kosten Carbon Leakage gefährdeten Sektoren festzustellen, halten wir es für angemessen, auf das Verhältnis zwischen Stromverbrauch und Bruttowertschöpfung abzustellen. Bereits bei einem Verhältnis von 1 kwh Stromverbrauch/ Bruttowertschöpfung ist eine Größenordnung erreicht, in der Unternehmen sensibel gegenüber Strompreissteigerungen reagieren können. Durch eine entsprechende Grenzziehung des Empfängerkreises wird außerdem gewährleistet, dass europaweit alle spürbar betroffenen Unternehmen eine Kompensation erhalten können. Die Bestimmung der Sektoren sollte zudem darauf Rücksicht nehmen, dass bestimmte Sub- Sektoren (PRODCOM-Ebene) erheblich über dem genannten Schwellenwert liegen, obwohl der Sektor insgesamt den Schwellenwert nicht übersteigt. Für diese Fälle sollten genauso wie im Carbon Leakage Verzeichnis auch die Sub-Sektoren in den potenziellen Empfängerkreis eingeschlossen werden. 2 Nach NACE Rev. 1.1: E_1_1&StrLanguageCode=EN&StrLayoutCode=HIERARCHIC - 2 -

3 Lastenverteilung/Effizienz des EHS-3 2. Was halten Sie von der Auffassung, dass Kompensationsmaßnahmen für einige Wirtschaftszweige und deren Abschottung von den mit dem EU-EHS verbundenen indirekten Kosten zu Lasten anderer EU-Wirtschaftszweige gehen würden, die dann mit Blick auf die absolute EU-Emissionsobergrenze entweder größere Anstrengungen zur Reduzierung von CO 2 -Emissionen unternehmen müssten oder höhere Kosten zu tragen hätten? Diese Gefahr sieht die Bundesregierung nicht. Durch eine Verknüpfung der Kompensation mit produktbezogenen Strombenchmarks besteht kein Anreiz für die betroffenen Unternehmen, vermehrt Strom zu verbrauchen oder andere Effizienzverbesserungsmaßnahmen zu unterlassenen. Daher führt die Kompensation insgesamt nicht zu einer Erhöhung der Emissionen aus der Erzeugung des Stroms für die vom Ausgleich erfassten Wirtschaftszweige. Es werden vielmehr entsprechend der klaren Zielrichtung der EHS-RL Schließungen in der EU und Verlagerungen ins EU-Ausland verhindert, die global sogar zu höheren Emissionen führen könnten. Soweit dies indirekte Auswirkungen auf andere Wirtschaftszweige haben sollte, sind diese im Hinblick auf die positiven Auswirkungen einer Kompensation gerechtfertigt. Mögliche Ungleichverteilungen der Lasten können zudem durch eine weite Festlegung des Empfängerkreises minimiert werden. Bei der Kostenverteilung muss gewährleistet werden, dass Klimaschutz und Arbeitsplätze in der EU gleichermaßen gesichert werden. Internationaler Kontext 3. Inwieweit haben auch Produzenten außerhalb der EU Kosten für indirekte Emissionen zu tragen? Sind Ihnen bestehende oder unmittelbar geplante (vor 2013) Emissionshandelssysteme oder Emissionssenkungsmechanismen außerhalb der EU bekannt, die ähnliche Auswirkungen auf die Produktionskosten wie das EU-EHS hätten? Welchen Emissionssenkungsmechanismen sollten ggf. ähnliche Auswirkungen auf die Produktionskosten zugeschrieben werden wie dem EU-EHS? Der Bundesregierung sind keine vergleichbar effektiven Emissionssenkungssysteme außerhalb der EU bekannt. Sollte eine verbindliche globale Vereinbarung über die Senkung der CO 2 Emissionen oder entsprechende Vereinbarungen auf sektoraler Ebene getroffen werden und entsprechende Mechanismen auch im außer-eu Ausland eingeführt werden, sollte der Kompensationsmechanismus entsprechend der sich dann verändernden Risikolage für stromkostenbedingtes Carbon Leakage angepasst werden

4 A2 Fehlende Möglichkeit zur Abwälzung gestiegener Kosten indirekter Emissionen, die durch das EHS-3 bedingt sind Allgemeine Kostenstruktur 4. Ist der betreffende Wirtschaftszweige kapitalintensiv? Ist in dem Wirtschaftszweig mit verlorenen Kosten oder Marktaustrittskosten zu rechnen? Bitte nennen Sie diese und geben Sie an, welchen Anteil des Umsatzes und der Wertschöpfung in dem Wirtschaftszweig diese Kosten ausmachen. Wie hoch sind die Betriebsfixkosten? Welche Investitionen muss ein neuer Marktteilnehmer tätigen und welchen Anteil am Umsatz des neuen Marktteilnehmers können diese ausmachen? Bitte geben Sie an, welchen Anteil die Stromkosten an den Gesamtkosten ausmachen und ggf. wie viel Strom in Ihrem Wirtschaftszweig welcher Stromquelle zukommt. Die Frage bezieht sich auf betriebswirtschaftliche Informationen, zu der die Bundesregierung keinen Zugang hat. 5. Bitte erläutern Sie, ab welchem CO 2 -Preis Sie davon ausgehen würden, dass Unternehmen in Ihrem Wirtschaftszweig unter dem EHS-3 tatsächlich einem erheblichen Risiko einer Verlagerung von CO 2 -Emissionen aufgrund gestiegener indirekter Kosten ausgesetzt sind. Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Wie oben (Antwort zu Frage 1 und Vorbemerkung der Bundesregierung) ausgeführt, befindet sich das produzierende Gewerbe in der EU aufgrund der Globalisierung in einem direkten Wettbewerb mit außereuropäischen Standorten. Dabei haben die Konkurrenten aus außereuropäischen Staaten Vorteile auch bei anderen Kostenfaktoren, nicht zuletzt wegen der in der EU erreichten hohen Sozial- und Umweltstandards. Darüber hinaus liegen die Stromkosten in der EU unter anderem auch aufgrund der EHS-bedingten Strompreissteigerungen bereits erheblich über den Verhältnissen in den meisten Staaten im EU-Ausland. Nach einer Studie der NUS Consulting Group vom September 2010 lagen im Juni 2010 die Industriestrompreise ohne Steuern in den MS über fast allen untersuchten Drittstaaten (IT: 15,72 US ct./kwh, GER: 12,98, ES: 11,52, UK:11,31, U.S:, 9,27, FRA: 7,62, CAN: 7,27, AUS: 6,88, S-A: 6,44). Insofern tragen EHS-bedingte Kostenbelastungen für die stromintensiven Sektoren zu einer Erhöhung des Verlagerungsrisikos bei

5 In welchem Umfang sich dieses potentielle Risiko in einem Sektor manifestiert, hängt insbesondere von der Stromintensität dieses Sektors und von den jeweils herrschenden internationalen Wettbewerbsbedingungen für diesen Sektor ab. Daher lässt sich keine allgemeingültige Untergrenze des CO 2 -Preises festlegen, bei dessen Unterschreiten ein Einfluss auf das Verlagerungsrisiko in jedem Fall als irrelevant angesehen werden könnte. Das bisherige Preisniveau in der laufenden Handelsperiode (EHS-2) mit Durchschnittspreisen von 17 Euro/EUA liegt jedenfalls deutlich oberhalb einer solchen Irrelevanzschwelle. Im Übrigen weist die Bundesregierung darauf hin, dass die EHS-RL selbst keine Einschränkungen hinsichtlich eines CO 2 -Preises für die Kompensationszahlungen vorsieht. Darüber hinaus greift auch die Parallelvorschrift zur Verhinderung von Carbon Leakage durch direkte Kosten (Art. 10a Abs. 12), die eine 100% kostenlose Zuteilung auf der Basis anspruchsvoller Produkt- Benchmarks vorsieht, ohne Beschränkung hinsichtlich eines bestimmten CO 2 -Preiseniveaus. Vor diesem Hintergrund spricht sich die Bundesregierung dafür aus, dass die Mitgliedstaaten die Möglichkeit erhalten, den vollen CO 2 -Preis zu kompensieren, d.h. die in den Strompreis eingepreisten Zertifikatskosten ohne Abzug zu erstatten. 6. Bitte nennen Sie die Hauptfaktoren, die bei der Entscheidung über Standort- oder Produktionsverlagerungen in Drittstaaten eine Rolle spielen (in der Reihenfolge ihrer Bedeutung für die Entscheidung), und führen Sie aus, welches Gewicht dabei der Auswirkung von CO 2 - Preisen (insbesondere auf die Rentabilität) zukommt. Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Die Beantwortung dieser Frage ist aus Regierungsperspektive pauschal nicht möglich, dazu unterscheidet sich die betriebswirtschaftliche Situation in den Sektoren und Unternehmen zu sehr. Als prioritäre Faktoren werden jedoch in der Industrie die Bereiche Energie- und Rohstoffkosten, Nähe zu den Absatzmärkten, Verfügbarkeit hinreichend qualifizierter Arbeitnehmer und Personalkosten genannt. Berücksichtigung finden auch Faktoren, die eine Amortisation der Investition gefährden, z.b. unsichere Perspektiven hinsichtlich der politischen Stabilität eines Landes oder Währungsunsicherheiten. Die Stromkosten sind insbesondere auch deshalb stets Gegenstand von Standortentscheidungen, da sie objektiv vergleichbar sind und in der EU und in Deutschland im letzten Jahrzehnt auch aufgrund staatlicher Eingriffe vergleichsweise stark angestiegen sind. Nach Eurostat verdoppelte sich der Durchschnittsstrompreis (inkl. Steuern) für Industrieunternehmen mit Jahresverbrauch um 2 GWh in Deutschland von zwischen 2002 (0,078 /kwh) und 2010 (0,156 /kwh), in der EU gab es von 2004 bis 2010 einen Anstieg von 0,082 /kwh auf 0,126 /kwh

6 7. Falls (einige) Unternehmen in dem betroffenen Wirtschaftszweig ihren Standort oder ihre Produktion in Drittstaaten verlagern würden: In welche Länder würden sie wahrscheinlich abwandern? Würde es sich um Länder handeln, in denen CO 2 -Emissionssenkungen eine Rolle spielen, oder eher um Länder, in denen es keinen CO 2 -Kostenmechanismus gibt? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Aus der Antwort zu Frage 6 ergibt sich, dass die Stromkosten einer der wichtigen Faktoren für die Auswahl des Produktionsstandortes sind. Folglich haben Staaten ohne CO 2 - Kostenmechanismus im Strombereich den Vorteil, dass der Strompreis nicht durch diese Kosten zusätzlich belastet ist. Insofern ist davon auszugehen, dass Unternehmen wahrscheinlich eher in Länder ohne CO 2 -Kostenmechanismaus abwandern werden. Bei der Kompensation geht es generell darum, den Einfluss der emissionshandelsbedingten Strompreissteigerung auf das Verlagerungsrisiko möglichst zu minimieren und nicht darum zu beurteilen, in welchem Einzelfall und in welchem Ausmaß die EHS-bedingten Strompreiserhöhungen Auslöser von Unternehmensentscheidungen sind. 8. Bitte legen Sie dar, inwieweit es Ihrer Meinung nach infolge der Einführung des EHS-1 und EHS-2 bereits zu einer Verlagerung von CO 2 -Emissionen gekommen ist. Bitte begründen Sie Ihre Antwort durch konkrete Angaben. Wie bereits zu Frage 6. dargelegt, sind Standortentscheidungen von vielen Einzelfaktoren abhängig. Daher lassen sich solche Entscheidungen nicht allein auf die Einführung des Emissionshandels zurückführen. Es ist bereits in den bisherigen Emissionshandelsperioden zu Verlagerungen von CO 2 -Emissionen gekommen. Die Verlagerung erfolgt bislang weniger durch die Schließung bestehender Standorte, sondern durch Verlagerung der Zukunftsinvestitionen in Neuanlagen ins außereuropäische Ausland, was zu messbaren Kapazitätsverlagerungen führt. Während weltweit die Produktion von energieintensiven Produkten steigt und der Einsatz dieser Produkte in der EU relativ stabil ist, ist deren Produktion in der EU deutlich gefallen. CO 2 -Emissionen werden auf diese Weise exportiert. So ist z.b. die Primäraluminiumproduktion in Deutschland zwischen 2005 und 2009 (um 53%) rückläufig gewesen ist, während weltweit ein Anstieg von 15% (2009) gegenüber 2005 zu verzeichnen gewesen ist. Die Schließung von Betriebsstätten, wäre die drastischere Form der Verlagerung und ist noch die Ausnahme (z.b. die Schließung von zwei der drei in Deutschland betriebenen Zinkhütten, von 9 Betrieben in der Papierindustrie im Jahr 2008). Die Situation wird derzeit durch eine positive konjunkturelle Lage begünstigt, jedoch ändert dies nichts daran, dass Investitionen vorzugsweise - 6 -

7 an Standorten mit niedrigeren Strompreisen erfolgen wegen der langfristigen strukturellen Probleme, die sich für Teile der Industrie bei höheren Strompreisen stellen. Die Verlagerung von Betriebsstätten ist eine langfristige komplexe Entscheidung, die von einer Reihe Faktoren abhängig ist. Viele Unternehmen werden auch trotz eines Anstiegs der Stromkosten hohe vergangene Investitionen nicht kurzfristig aufgeben, auch wenn sie an anderen Standorten rentabler wären. Sie nutzen dann aber bereits kurzfristig Chancen, ihre verschiedenen Standorte unter Kapazitätsgesichtspunkten kostenoptimal einzusetzen. Dabei erweisen sich unternehmensintern die unter anderem auch wegen des Emissionshandels höheren Stromkosten an den EU-Standorten als Nachteil im Vergleich zu den außereuropäischen Standorten. Im Ergebnis kann es dann zur Einführung von Kurzarbeit an den EU-Standorten kommen, während zeitgleich an Standorten des Unternehmens außerhalb des EHS die Kapazitäten in wachsendem Maße genutzt werden. Mittel- und langfristig kann es daher zur Verschiebung von Zukunftsinvestitionen und absehbar zu einer Schließung der Standorte kommen. Durch das EHS-3 bedingter Anstieg der indirekten Kosten 9. Bitte geben Sie an, wie hoch die Mehrkosten sind, die Unternehmen durch die Anpassung an das EHS-3 entstehen. Bitte unterscheiden Sie in Ihrer Antwort zwischen den Auswirkungen auf Fixkosten und auf variable Kosten. Bitte vergleichen Sie auch die aktuelle Situation (unter dem EHS-2) mit der künftigen Situation unter dem EHS-3. Die Fragen 9-30 beziehen sich auf betriebswirtschaftliche Informationen, zu denen die Bundesregierung keinen Zugang hat. Gewinnspanne 10. Bitte geben Sie die Gewinnspanne im betroffenen Wirtschaftszweig an. Bitte quantifizieren Sie insbesondere, welche Auswirkungen der Anstieg der CO 2 -Kosten in Verbindung mit den Strompreisen (EHS-3 im Vergleich zu EHS-2) auf Ihren Gewinn hat (z. B. anhand der Annahme, im EHS-3 würden die Kosten bei 15 bzw. 30 EUR/t CO 2 liegen). Bitte geben Sie an, auf welche Segmente der Gewinne in dem Wirtschaftszweig sich diese indirekten CO 2 -Kosten auswirken und erläutern Sie Ihre Antwort. Bitte machen Sie dieselben Angaben bezüglich der Auswirkungen, die CO 2 -Kosten in Verbindung mit dem Strompreis auf die Betriebskosten und Gewinnspannen in dem Wirtschaftszweig haben. 11. Bitte geben Sie für direkte CO 2 -Kosten ggf. an, wie hoch der Überschuss an kostenlosen Zuteilungen gegenüber den tatsächlichen Emissionen im Zeitraum war und wie hoch der Überschuss in der verbleibenden EHS-2-Phase schätzungsweise sein wird

8 Transportkosten 12. Bitte geben Sie an, welche Transportkosten in dem betreffenden Wirtschaftszweig anfallen. Welche Bedeutung haben sie im Verhältnis zum Umsatz und der Wertschöpfung in dem Wirtschaftszweig? Wird ein beträchtlicher Anteil der Produktion transportiert oder werden die Produkte in der Nähe des Produktionsstandorts verkauft? Wie hoch fallen die Transportkosten für verwendete Zwischenprodukte aus? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. 13. Welche Rolle spielt die räumliche Nähe der Produktionsanlagen zu den Märkten, auf denen die Zwischenprodukte erworben werden, und zu den Absatzmärkten für die Endprodukte? 14. Bitte erläutern Sie, inwieweit sich diese Transportkosten auf die Möglichkeit einer Standort- oder Produktionsverlagerung in Drittstaaten auswirken. Differenzierung des Produktangebots 15. Bitte erläutern Sie, ob die Produkte des Wirtschaftszweigs homogen sind oder sich im Hinblick auf Qualität, Marketing und Markenpolitik oder Inhalt unterscheiden. Differenzierung des Dienstleistungsangebots 16. Bitte geben Sie an, ob Ihr Unternehmen vor Ort Dienstleistungen erbringt, die für Ihre Kunden von Bedeutung sind. 17. Bitte geben Sie an, welcher Anteil Ihres Absatzes jeweils auf Kunden im selben Mitgliedstaat, in anderen EU-Mitgliedstaaten und in Drittstaaten entfällt. Substituierbarkeit der Endprodukte 18. Bitte übermitteln Sie Informationen zur Substituierbarkeit der Produkte des Wirtschaftszweigs aus Sicht der Kunden. Sind Produkte aus Drittstaaten als nahes Substitut anzusehen? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. 19. Bitte übermitteln Sie Studien oder Berichte, die belegen, dass der mengenmäßige Umfang der EU-Produktion nicht sehr preiselastisch ist, d. h., dass die EU-Produktion erheblich zurückgehen würde, wenn die EU-Erzeuger ihre Produktpreise anheben würden, bzw. die belegen, dass dies nicht der Fall ist. Bitte belegen Sie Ihren Standpunkt durch konkrete Beobachtungen aus der (jüngeren) Vergangenheit. 20. In welchen Drittstaaten wäre der größte Produktionsanstieg zu verzeichnen, wenn die Preise der EU-Produktion infolge des EHS-3 ansteigen würden? Bitte begründen Sie Ihre Antwort

9 Elastizität der Gesamtnachfrage 21. Bitte übermitteln Sie Informationen zur Elastizität der Gesamtnachfrage im betreffenden Wirtschaftszweig im Hinblick auf Preissteigerungen. Marktsegmentierung und Branchenstruktur 22. Bitte machen Sie Angaben zu den Merkmalen des durch einen möglichen CO 2 - Kostenanstieg betroffenen Marktes, einschließlich des Marktumfangs (innerhalb und außerhalb der EU), des Marktanteils der wichtigsten Unternehmen, des Agglomerationsgrads sowie des vertikalen und horizontalen Integrationsgrads. Nachfragezuwachs 23. Bitte übermitteln Sie Informationen zum Nachfragezuwachs, der in den nächsten 10 Jahren im Hinblick auf das betreffende Produkt erwartet wird, sowohl insgesamt als auch auf räumlicher Makroebene. Einfuhr- und Ausfuhrvolumen 24. Bitte geben Sie für die Jahre sowohl auf i) weltweiter Ebene als auch auf ii) EU- Ebene Folgendes an: a) Gesamtjahresproduktion (Volumen und Wert), b) Gesamtmarktgröße, c) Gesamtjahresimport in die EU, d) Gesamtjahresexport aus der EU. Schlüsseln Sie diese Angaben, falls möglich, bitte auch nach Mitgliedstaaten und die Import- und Exportangaben jeweils nach den 10 wichtigsten Bestimmungs- und Ursprungsländern auf. 25. Bestehen in dem betreffenden Wirtschaftszweig Einfuhrbeschränkungen, z. B. in Form von EU-Einfuhr- oder -Ausfuhrzöllen? Extra-EU-Handelsintensität 26. Bitte geben Sie das Verhältnis zwischen dem Gesamtwert der EU-Exporte in Drittstaaten und dem Gesamtwert der EU-Importe aus Drittstaaten sowie der EU-Gesamtmarktgröße für den Zeitraum an. Bitte geben Sie an, in welchen Regionen Handel mit den Produkten des Wirtschaftszweigs stattfindet. Strukturänderungen im Welthandel 27. Bitte geben Sie an, ob sich die Strukturen des Welthandels in diesem Wirtschaftszweig verändert haben

10 Substituierbarkeit von Vorleistungen 28. Bitte geben Sie an, ob im betreffenden Wirtschaftszweig die Energieintensität des Produktionsprozesses gesenkt werden kann, indem andere Produktionsfaktoren eingebracht werden. Verbreitung neuer Technologien auf dem Markt 29. Bitte beschrieben Sie die Anpassungsfähigkeit des Sektors an neue CO 2 -ärmere Technologien und Produktionsverfahren. Bitte belegen Sie Ihre Antwort durch Angabe der bestehenden Kapitalinfrastruktur des Wirtschaftszweigs, der Ausreifung der neuen Technologien (und deren Kosten) sowie der Art der Änderung (schrittweise oder radikal). Wie stark sind solche Technologien auf dem Markt verbreitet? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Globale Preisbildungsmechanismen 30. Bitte geben Sie an, inwieweit EU-Erzeuger in diesem Wirtschaftszweig Preise nicht selbst bestimmen können. Sind die Produkte des Wirtschaftszweigs Grundstoffe, die auf dem Weltmarkt verkauft werden? Welcher Prozentanteil des Wirtschaftszweigs (Volumen und Wert) wird auf dem Weltmarkt verkauft? Wie funktioniert dieser globale Preisbildungsmechanismus? Bitte geben Sie die Aufschläge auf mögliche Preise auf Weltmarktebene an. Bitte begründen Sie Ihre Antwort. TEIL B: FÖRDERUMFANG Nach der EHS-Richtlinie, die den Übergang vom EHS-2 zum EHS-3 regelt, ist eine Kompensation des Anstiegs der Kosten indirekter Emissionen möglich, der sich aus der Umsetzung des EHS-3 ergibt (aufgrund der Senkung der Obergrenze, die vermutlich zu höheren CO 2 -Preisen führen wird). Die EHS-Richtlinie legt fest, dass trotz etwaiger finanzieller Unterstützungsmaßnahmen ein Anreiz für eine Senkung des Stromverbrauchs und eine Umstellung von grauem auf grünen Strom bestehen bleiben soll. 31. Wie könnte ein solcher Anreiz aufrechterhalten werden? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Eine Senkung des spezifischen Stromverbrauchs verbessert für Unternehmen mit bedeutendem Stromverbrauch deren Wettbewerbsposition; daher haben solche Unternehmen ein originäres Interesse an effizienzverbessernden Maßnahmen. Dies gilt insbesondere für stromintensive

11 Branchen, in denen geringe Änderungen der Stromkosten die Bruttowertschöpfung einschneidend verändern können. Die in Europa verwendeten Technologien gleichen sich weitgehend. Insofern verbleiben auch bei einer Kompensation der emissionshandelsbedingten Zusatzkosten ausreichende Anreize, dem Stromverbrauch ein Hauptaugenmerk zu widmen und ihn zu reduzieren. Im Übrigen besteht in Deutschland, wie auch in vielen anderen MS, ein Anreizsystem für die Förderung erneuerbarer Energien auf der Erzeugerseite, so dass eine zusätzliche Anreizwirkung auf der Konsumentenseite entbehrlich ist. 32. Welcher Beihilfenumfang wäre geeignet, einen angemessenen Anreiz für eine Senkung des Stromverbrauchs aufrechtzuerhalten? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Der ökonomische Anreiz zur Senkung des Stromverbrauchs durch Effizienzverbesserungsmaßnahmen besteht unabhängig vom Beihilfeumfang. 33. Sind Sie der Auffassung, dass ein vorgeschriebener Eigenbeitrag (zusätzlich zu den Effizienz-Benchmarks) einen weiteren Anreiz für Energieverbraucher schaffen würde, noch energieeffizienter zu sein, und dass ein solcher Beitrag sicherstellen würde, dass weiterhin Anreize bestehen, wenn die Benchmarks mit der Zeit relativ gesehen weniger ehrgeizig werden? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Aus der Antwort zu Frage 32 ergibt sich, dass die Bundesregierung einen zusätzlichen Eigenbeitrag als weiteres Anreizinstrument nicht für erforderlich hält. 34. Sind Sie der Auffassung, dass ein vorgeschriebener Eigenbeitrag Stromerzeugern einen indirekten Anreiz bieten würde, in weniger umweltschädliche Technologien zur Stromerzeugung zu investieren? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Da derzeit die Erzeugungskosten für grünen Strom noch weit über den Kosten für grauen Strom liegen, würde ein Eigenbeitrag keine Auswirkung auf das Kaufverhalten der Stromverbraucher und damit indirekt die Investitionen der Stromerzeuger haben. Entscheidend für die Investition in grüne Technologien zur Stromerzeugung sind andere Anreizsysteme wie Stromeinspeiseregelungen, festgeschriebene Tarife oder Quoten

12 35. Wie würden Sie sicherstellen, dass die Unterstützung nicht zu einer Abhängigkeit von Beihilfen führt? Würde eine stufenweise Verringerung der Förderung zur Vorbereitung auf ihr schrittweises Auslaufen im Einklang mit dem befristeten Charakter der Maßnahme beitragen? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. In diesem Zusammenhang ist die spezielle Natur der Kompensation zu berücksichtigen, von der diejenigen Unternehmen profitieren sollen, deren Strompreise regulativ durch den Emissionshandel bedingt steigen. Vor diesem Hintergrund verschafft die Kompensation den Empfängern keine originären Vorteile, aus der eine Abhängigkeit von dieser Beihilfe entstehen könnte. Wie bereits zu Frage 3. ausgeführt, sollte der Kompensationsmechanismus bei Einführung globaler oder sektoraler weltweiter CO 2 -Kostenmechanismen entsprechend der sich dann verändernden Risikolage für stromkostenbedingtes Carbon Leakage angepasst werden, so dass sich auch hieraus keine Abhängigkeit von der Beihilfe ergeben kann. Darüber hinaus ist davon auszugehen, dass aufgrund des zunehmenden Einsatzes erneuerbarer Energien zur Stromerzeugung der relevante CO 2 -Faktor, der eine bestimmende Größe für die Höhe der Ausgleichszahlungen ist, mit der Zeit absinken wird. Damit werden absehbar die Mehrkosten aus dem Emissionshandel reduziert und dadurch gleichermaßen eine Degression in den Zahlungen erreicht. ABSCHNITT C: BENCHMARKS Die EHS-Richtlinie 3 sieht vor, dass Beihilfen für indirekte Emissionen auf Ex-Ante-Benchmarks für die indirekten CO 2 -Emissionen pro Produktionseinheit beruhen müssen. Diese Ex-ante- Benchmarks werden für einen bestimmten Sektor bzw. Teilsektor berechnet als Produkt des Stromverbrauchs pro Produktionseinheit entsprechend den effizientesten verfügbaren Technologien und den CO 2 -Emissionen des relevanten europäischen Stromerzeugungsmix. In dem an das Europäische Parlament und den Rat gerichteten Non-Paper gab die Kommission an, dass zur Berechnung des Beihilfehöchstbetrags Benchmarks eingeführt werden würden, die an die wirksamsten Technologien geknüpft sind. Die Kommission wird eine Studie durchführen, um die Effizienz-Benchmarks für die betreffenden Wirtschaftszweige festzulegen. 36. Welche Faktoren sind Ihrer Auffassung nach zur Festlegung von Benchmarks für Ihren Sektor relevant, um für die Begünstigten Anreize für Investitionen in Energieeffizienz zu schaffen? 3 Artikel 10a Absatz 6 der EHS-Richtlinie

13 Die Bundesregierung geht für alle Sektoren davon aus, dass der relevante Faktor der zur Herstellung einer Produkteinheit erforderliche Stromverbrauch ist. Die Ableitung dieser produktbezogenen Effizienzbenchmarks sollte sich an der ansonsten im EHS verwendeten Methodik orientieren. 37. Bitte geben Sie den Stromverbrauch pro Produktionseinheit an, der den effizientesten verfügbaren Technologien in einem bestimmten Wirtschaftszweig entsprechen sollte. Bitte belegen Sie Ihre Antwort mit Daten und Quellen. Die Frage bezieht sich auf betriebswirtschaftliche Informationen, zu denen die Bundesregierung keinen Zugang hat. 38. Auf welchem Niveau liegt die Stromeffizienz Ihres Unternehmens? Bitte vergleichen Sie bei Ihrer Antwort Ihr Unternehmen mit anderen Unternehmen in Ihrem Wirtschaftszweig und insbesondere in Ländern außerhalb der EU. Nach den vorläufigen Ergebnissen einer Studie im Auftrag der Bundesregierung zur Feststellung der Energieeffizienzpotenziale in der deutschen Industrie ist das Energieeffizienzpotenzial im Hinblick auf verfügbare Technologien relativ ausgeschöpft. Laut einer anderen Studie des RWI konnte der spezifische Energieverbrauch in den energieintensiven Sektoren zwischen 1990 und 2008 zwischen 12% im Zementsektor und 28% im Chemiesektor gesenkt werden. Laut dieser Studie ist die deutsche energieintensive Industrie im internationalen Vergleich bereits sehr fortgeschritten in den Vermeidungsaktivitäten und daher kann eine weitere Erschließung von Einsparpotentialen nur unter höheren Kosten erreicht werden als im Ausland. Daher geht die Bundesregierung davon aus, dass die Stromeffizienz der Produktionsanlagen in Deutschland einem hohen Niveau entspricht, das über dem in den meisten anderen Staaten inund außerhalb der EU liegt. ABSCHNITT D: CO 2 -EMISSIONSFAKTOR; Der CO 2 -Emissionsfaktor entspricht den CO 2 -Emissionen pro MWh erzeugten Stroms. Die Frage ist, welcher CO 2 -Faktor als Grundlage für die Berechnung der Kompensation verwendet werden sollte. In dem Non-Paper an das Europäische Parlament und den Rat gab die Kommission an, dass der tatsächliche CO 2 -Faktor grundsätzlich anhand der Eigenstromerzeugung und anhand von Stromversorgungsverträgen festgestellt werden kann, in denen ausdrücklich angegeben ist,

14 in welcher Höhe der EUA-Preis/MWh auf den Strompreis abgewälzt wird. Wird der Strom über ein Netz erworben (über eine Strombörse oder auf dem Forward-Markt), könnte die durchschnittliche CO 2 -Intensität der gesamten Stromerzeugung in der EU verwendet werden 4. Nachstehend werden vier mögliche Methoden vorgestellt. Bei den ersten drei Methoden wird vorgeschlagen, den tatsächlichen CO 2 -Faktor zu verwenden, der sich aus der Eigenstromerzeugung oder aus Stromversorgungsverträgen ergibt. Sie unterscheiden sich hinsichtlich der Möglichkeiten für den Fall, dass der Strom über ein Netz bezogen wird. Die vierte Möglichkeit sieht vor, in jedem Fall einen einheitlichen CO 2 -Faktor zu verwenden. 39. Sind Sie der Auffassung, dass eine der vier nachstehend dargelegten Methoden in allen Fällen angewandt werden sollte, einschließlich im Fall von Eigenstromerzeugung und im Fall von Stromversorgungsverträgen, in denen die Höhe der abgewälzten Kosten ausdrücklich angegeben ist? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Die Bundesregierung ist der Auffassung, dass die Methode 1 im Grundsatz die beste von allen vier Methoden ist. Ein solcher Nachweis der Höhe der abgewälzten Kosten ist in den aufgeführten Fällen der Stromversorgungsverträge und der Eigenstromerzeugung vorstellbar (zum Terminmarkt vgl. aber die Antwort zu Frage 40), jedoch müssen Manipulationen ausgeschlossen werden können. Methode 1: Wird der Strom über ein Netz bezogen, so wird der CO 2 -Faktor des Grenzkraftwerks der betreffenden Anlage verwendet. 40. Sind Sie der Auffassung, dass die Verwendung des gewichteten Jahresdurchschnitts des CO 2 -Faktors des Grenzkraftwerks auf dem relevanten Strommarkt, das den Begünstigten versorgt, die angemessene Methode ist? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Ja, für den börslichen day-ahead Spotmarkt ist die Bundesregierung grundsätzlich der Auffassung, dass der CO 2 -Faktor des preissetzenden Kraftwerks als Grundlage für die Berechnung der Kompensation verwendet werden sollte. Somit ist gewährleistet, dass die tatsächliche Belastung der industriellen Verbraucher ausgeglichen wird. Alle anderen Methoden, insbesondere die Zugrundelegung eines durchschnittlichen EU-Faktors, führen zu Über- und Unterkompensationen, 4 Auf die durchschnittliche CO 2 -Intensität der gesamten EU-Stromerzeugung wird auch in der Formel verwiesen, die in dem Non-Paper für den Beihilfehöchstsatz, den ein Mitgliedstaat für eine Anlage gewähren könnte, aufgeführt ist

15 die nicht im Einflussbereich der Unternehmen liegen und schaffen somit neue Wettbewerbsverzerrungen. Allerdings bedarf es dabei einiger Klarstellungen: Wird der Strom über ein Netz bezogen, gibt es kein einzelnes Grenzkraftwerk, das den Begünstigten versorgt. Vielmehr wird der Abnehmer aus der Gesamterzeugungsleistung aller Kraftwerke versorgt, ohne dass man bestimmen könnte, welches Kraftwerk den abgenommenen Strom konkret erzeugt hat. Auch der Gedanke des Grenzkraftwerks passt hier eigentlich nicht. Vielmehr bemisst sich der Strompreis in Abhängigkeit des zuschlagerhaltenden Grenzgebotes. Diesem zuschlagerhaltenden Grenzgebot ordnet der Stromerzeuger dann aber typischer Weise ein Kraftwerk zu, das dann landläufig Grenzkraftwerk genannt wird. Im Lichte dieser Zuordnung erscheint Methode 1 für den Spotmarkt sinnvoll. Für den Terminmarkt lässt sich eine solch klare Aussage demgegenüber nicht treffen. Am Terminmarkt gibt es schon gar kein Grenzgebot und schon gar nicht ein zuordnenbares Grenzkraftwerk. Hier wird vielmehr fortlaufend gehandelt und wenn sich Angebot und Nachfrage decken, kommt ein Geschäft zustande. Für jene Terminhandelsgeschäfte, die nicht noch einmal am Spotmarkt umgeschlagen werden, müsste also eine Ersatzmethode entwickelt werden, die der Methode 1 in der Wertung möglichst nahe kommt. Denkbar ist insoweit z. B. eine Angabe der Höhe der abgewälzten CO 2 -Kosten im Vertrag oder eine Anlehnung am Spotmarkt des Tages, an dem der Terminkontrakt geschlossen wird. Allerdings wirft dies schwierige Fragen der Einsatzstrategie auf. Ein Erzeugungsunternehmen weiß zum Zeitpunkt des Geschäfts typischer Weise noch nicht, in welchem Kraftwerk der von ihm verkaufte Strom zum Zeitpunkt der Lieferung erzeugt wird. Methode 1 bedarf insoweit weiterer Überlegungen. Die Bundesregierung schlägt in diesen Fällen vor, einen typisierten CO 2 -Faktor zugrunde zu legen, der sich aus der durchschnittlichen Tages- oder Jahrslastverlauf (vgl. Antwort zu Frage 45) im relevanten europäischen Strommarkt ergibt. Für Deutschland liegt dieser Wert bei rund 0,7 t CO 2 /MWh. 41. Ist es den nationalen Regulierungsbehörden immer möglich, das Grenzkraftwerk in dem für die Preisbildung relevanten Gebiet festzulegen? Sind Sie der Auffassung, dass die nationalen Regulierungsbehörden aus Vertraulichkeitsgründen oder mangels Transparenz des Marktes oder der Daten dieses Grenzkraftwerk eventuell nicht bestimmen können? Bitte begründen Sie Ihre Antwort

16 Nein. Die nationalen Regulierungsbehörden können das Grenzkraftwerk nicht festlegen, sondern nur das Grenzgebot identifizieren. Preisbestimmend ist nicht das Grenzkraftwerk, sondern das Grenzgebot (vgl. Antwort zu Frage 40) und festgelegt wird das Grenzgebot durch den Preisbildungsmechanismus an der Börse. 42. Wäre es den nationalen Regulierungsbehörden möglich, das Grenzkraftwerk festzulegen, wenn das für die Preisbildung relevante Gebiet nicht den Grenzen der einzelnen Mitgliedstaaten entspräche, sondern in einigen Fällen supranational oder subnational wäre? Wie könnten die nationalen Regulierungsbehörden sicherstellen, dass das für die Preisbildung relevante Gebiet regelmäßig überprüft wird, da sich die Verbindungs- und Erzeugungsinfrastruktur weiterentwickelt? Vgl. die Antwort zu Frage 41. Über geeignete Kooperationsmechanismen sollte eine grenzüberschreitende Identifizierung des Grenzgebotes i.ü. in ähnlicher Weise möglich sein wie eine nationale Identifizierung. 43. Sind Sie der Auffassung, dass diese Methode zu einer Über- oder Unterkompensation führen könnte? Wenn ja, unter welchen Umständen? Bitte berücksichtigen Sie bei Ihrer Antwort die folgenden Szenarien: a. Die Einführung einer CO 2 -Einpreisung wird in einigen Fällen zur Umkehrung der Merit-Order führen, z. B. dann, wenn ein Gaskraftwerk ohne CO 2 -Einpreisung das Grenzkraftwerk ist, ein Kohlekraftwerk aber das Grenzkraftwerk wird, wenn die CO 2 -Kosten berücksichtigt werden. b. In einem für die Preisbildung relevanten Gebiet, das nicht den Grenzen eines Mitgliedstaats entspricht, könnten, wenn der CO 2 -Faktor auf einem sich in einem anderen Mitgliedstaat und nicht im Land der Anlage befindlichen Grenzkraftwerk beruht, für Unternehmen in dem für die Preisbildung relevanten Gebiet Bedingungen entstehen, die zu einer Überkompensation führen, während Unternehmen in einem anderen Preissetzungsgebiet keine ausreichende Kompensation erhalten. c. Ein kohle-/gasbefeuertes Kraftwerk wird als alternative Sicherung für Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien verwendet. Nein, gemessen an den Zahlungsflüssen zwischen Abnehmer und Erzeuger kann diese Methode grundsätzlich nicht zu einer Über- oder Unterkompensation des Abnehmers führen, weil mit ihr nur diejenigen CO 2 -Kosten kompensiert werden, die der Stromerzeuger auf den Kunden abwälzt

17 unter zusätzlicher Berücksichtigung eines Effizienzbenchmarks ergibt sich für einige Unternehmen aber (gemessen am tatsächlichen Stromverbrauch) eine Unterkompensation. Die Bundesregierung geht i.ü. davon aus, dass die Kompensation nicht zu einer Veränderung der Merit-Order führt. Soweit sich die Ausgleichsregelung an der Merit-Order orientiert, sollte eine Über- oder Unterkompensation vermieden werden. Die Berechnung nach Methode 1 stellt trotz immer noch möglicher Ungenauigkeiten die genaueste Annäherung an die tatsächlichen Kosten der Unternehmen dar. Im Falle eines EU-Mittelwertes als CO 2 -Emissionsfaktor wäre bspw. bereits in der Regel eine Über- (z.b. in Regionen in denen Kernkraft preissetzend ist) oder Unterkompensation (z.b. in Regionen, in denen Kohlekraftwerke preissetzend sind) normativ vorgegeben. Für mögliche Ungenauigkeiten in den genannten Einzelfällen sollten in Abstimmung mit den nationalen Regulierungsbehörden pragmatische Lösungen gefunden werden. 44. Würde mit dieser Methode Ihrer Meinung nach ein Anreiz für grauen Strom geschaffen? Insbesondere könnte für Stromerzeuger durch diese Methode auf Märkten ohne vollkommenen Wettbewerb ein Anreiz entstehen, die Wahl des Grenzkraftwerks dahingehend zu beeinflussen, dass dasjenige mit dem höchsten CO 2 -Faktor (das umweltschädlichste also) gewählt wird, so dass die Methode eine Kompensation auf der Grundlage künstlich höherer CO 2 -Kosten rechtfertigen würde. Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Dieses Problem könnte allenfalls auftreten, wenn Stromerzeugungsunternehmen über eine Marktmacht verfügen, die Kompensation hoch ist und Erzeugungsunternehmen und industriellen Abnehmer zusammenarbeiten (Kollusion zu Lasten der kompensationszahlenden Haushaltsstelle). Allerdings sind die Interessen hier gegenläufig. Eine Zusammenarbeit wäre allenfalls denkbar, wenn über eine solche Strategie auch das Erzeugungsunternehmen Vorteile erlangt. Es sollte daher darauf geachtet werden, dass die Kompensation so ausgestaltet bzw. angepasst wird, dass sie Anreize für Wettbewerbsverhalten der EVU untereinander nicht unterminiert und ungerechtfertigte Teilhabe der Stromerzeuger an den Kompensationsleistungen ausschließt. Im Übrigen wird sich die Bundesregierung weiterhin für die Verbesserung der Rahmenbedingungen für mehr Wettbewerb auf den Stromerzeugungsmärkten und eine wirksame kartellrechtliche Kontrolle marktbeherrschender Erzeuger einsetzen. Die Wettbewerbssituation auf dem Markt für Stromerzeuger könnte z.b. auf Basis von Sektoruntersuchungen der nationalen Kartellbehörden festgestellt werden

18 45. Sind Sie der Auffassung, dass diese Methode einen übermäßigen Veraltungsaufwand schafft, da die nationalen Regulierungsbehörden die notwendigen Daten zur Verfügung stellen müssten? Falls ja welche Alternative wäre Ihrer Meinung nach geeigneter? Der Verwaltungsaufwand wäre voraussichtlich höher als bei den anderen Modellen, dafür wäre die Kompensation aber recht genau. Gegebenenfalls würde eine Typisierung aber zu ganz ähnlichen Ergebnissen führen, wenn sich Über- und Unterkompensationen jedenfalls anteilig aufwiegen. Denkbar wäre eine Typisierung entlang der durchschnittlichen Tageslastverläufe (Bspw.: peak-/offpeak-kontrakte), der durchschnittlichen Jahreslastverläufe (Bspw.: nach Jahresquartalen oder Monaten) oder einer Kombination von beidem. Für Deutschland liegt dieser Wert bei rund 0,7 t CO 2 /MWh. Methode 2: Wird der Strom über ein Netz bezogen, so wird der durchschnittliche CO 2 -Emissionsfaktor für die EU verwendet. 46. Sind Sie der Auffassung, dass die Verwendung des durchschnittlichen CO 2 -Emissionsfaktors auf EU-Ebene die geeignete Methode ist? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Bitte geben Sie an, ob Sie die Verwendung eines anderen EU-weiten Faktors befürworten würden, und begründen Sie, warum Sie den entsprechenden Faktor für geeigneter halten. Die Bundesregierung hält die Verwendung eines durchschnittlichen EU-Faktors für ungeeignet, um die Kompensationszahlungen zu berechnen. Die Verwendung eines EU-Mittelwertes als CO 2 - Emissionsfaktor würde außer in zufälligen Einzelfällen zu Über- (z.b. in Regionen in denen Kernkraft preissetzend ist) oder Unterkompensation (z.b. in Regionen, in denen Kohlekraftwerke preissetzend sind) führen. Ausgehend von einem EU-CO 2 -Emissionsfaktor von 0,465 t/mwh und einem CO 2 -Faktor der Grenzkraftwerke von über 0,7 t/mwh in den deutschen Strommärkten, würde allein dieser Faktor zu einer Unterkompensation von durchschnittlich 40% führen, wohingegen Unternehmen in anderen MS mit dem gleichen Wert überkompensiert werden. Mit der Methode 2 wäre somit eine Wettbewerbsverzerrung systemimmanent. 47. Sind Sie der Auffassung, dass diese Methode eine Überkompensation in einigen Mitgliedstaaten mit grünerem Strom und eine Unterkompensation in Mitgliedstaaten mit grauem Strom zur Folge haben könnte? Bitte begründen Sie Ihre Antwort

19 Eine solche Situation ist vorstellbar. Genauso würde die Methode eine Überkompensation von Strom aus Kernkraft zur Folge haben. Siehe zur Begründung die Antwort auf Frage Sind Sie der Auffassung, dass diese Methode gegenüber Methode 1 den Vorteil der Einfachheit hat? Angesichts des Verbots der Überkompensation im Beihilfekontrollrecht und des Gebots einer möglichst geringen Wettbewerbsverzerrung, kann das Kriterium der Einfachheit an dieser Stelle nicht im Vordergrund stehen. Methode 3: Wird der Strom über ein Netz bezogen, so wird der durchschnittliche CO 2 -Emissionsfaktor des Grenzkraftwerks in dem für die Preissetzung relevanten räumlichen Gebiet verwendet. 49. Stimmen Sie zu, dass eine Methode auf der Grundlage der durchschnittlichen CO 2 -Intensität einer Anlage in dem für die Preisbildung relevanten räumlichen Gebiet, die, falls möglich, die Verbrauchsstrukturen dieser Unternehmen (Anteil des Grundlaststroms und des Spitzenverbrauchs) widerspiegelt, geeignet wäre? Würde eine solche Methode den Bedarf dieser Unternehmen eher widerspiegeln als Methode 2? Bitte begründen Sie Ihre Antwort. Die Bundesregierung geht zunächst davon aus, dass Methode 3 entsprechend der englischen Fassung, die Verwendung des durchschnittlichen räumlich relevanten CO 2 -Faktors nicht der der Grenzkraftwerke beschreibt. Auch hier sieht die Bundesregierung die bei Methode 2 vorgetragenen Bedenken hinsichtlich einer ungenauen Kompensation. Aufgrund der räumlichen Eingrenzung ist dieser Wert jedoch präziser als der in Methode 2 verwandte Wert, so dass Methode 3 im Vergleich zu Methode 2 der Vorzug zu geben wäre. Die Bundesregierung favorisiert von den angesprochenen Methoden aber ganz klar Methode 1. Methode 4: Der durchschnittliche CO 2 -Emissionsfaktor für die EU wird verwendet, unabhängig von den tatsächlichen Stromversorgungsbedingungen der betreffenden Anlage. 50. Bitte nehmen Sie zu dem Standpunkt Stellung, dass ein durchschnittlicher CO 2 -Emissionfaktor für die EU unabhängig von den tatsächlichen Stromversorgungsbedingungen der betreffenden Anlage am besten geeignet wäre, den Anreiz für Strombezieher

20 aufrechtzuerhalten, zu grüner Energie zu wechseln und die Möglichkeiten zu nutzen, die der EU-Strombinnenmarkt bietet? Siehe Antwort zu Frage 31. ABSCHNITT E: SONSTIGES Haben Sie weitere Anmerkungen zu den vorstehenden Themen? Wie in Abschnitt D ausgeführt, präferiert die Bundesregierung bei der Festlegung des relevanten Emissionswertes für die Stromerzeugung eine typisierende Betrachtung anhand des Grenzgebots. Als Ausgleich für die Unschärfen dieser typisierenden Betrachtung hält es die Bundesregierung aber aus beihilferechtlichen Gründen für unabdingbar, dass Unternehmen im Verfahren der Beihilfefestsetzung nachweisen, dass im konkreten Einzelfall keine Überkompensation erfolgt. Angesichts der in einzelnen Mitgliedstaaten bestehenden Privilegierungen für industrielle Stromabnehmer kann nur durch einen solchen Einzelfallnachweis sichergestellt werden, dass innerhalb der EU gleiche Wettbewerbsbedingungen für alle Marktteilnehmer herrschen. Fügen Sie bitte Kopien von Unterlagen oder Studien bei, die von Bedeutung sein könnten, um Ihre Angaben zu belegen. Geben Sie bitte an, ob sich die Dienststellen der Kommission erforderlichenfalls mit Rückfragen zu den übermittelten Informationen an Sie wenden dürfen. VIELEN DANK FÜR DIE BEANTWORTUNG DES FRAGEBOGENS