BESCHLUSS (EU) 2022/639 DER KOMMISSION

vom 27. August 2021

über die Beihilferegelung SA.54915 — 2020/C (ex 2019/N) Belgien — Kapazitätsmechanismus

(Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2021) 6431)

(Nur der englische Text ist verbindlich)

(Text von Bedeutung für den EWR)

DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION —

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, insbesondere auf Artikel 108 Absatz 2 Unterabsatz 1,

gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a,

nach Aufforderung der Beteiligten zur Stellungnahme gemäß den vorstehend genannten Bestimmungen (1) und unter Berücksichtigung ihrer Stellungnahmen,

in Erwägung der nachstehenden Gründe:

1. VERFAHREN

(1) Im Anschluss an ein Voranmeldeverfahren meldete das Königreich Belgien mit Schreiben vom 19. Dezember 2019 und gemäß Artikel 108 Absatz 3 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (im Folgenden „AEUV“) einen marktweiten Kapazitätsmechanismus (im Folgenden „Maßnahme“ oder „CRM“ (capacity remuneration mechanism)) bei der Kommission an.

(2) Mit Schreiben vom 21. September 2020 setzte die Kommission Belgien über ihren Beschluss in Kenntnis, aufgrund der Maßnahme das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV einzuleiten.

(3) Der Beschluss der Kommission zur Einleitung des Verfahrens (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“) wurde im Amtsblatt der Europäischen Union (2) veröffentlicht. Die Kommission forderte die Beteiligten zur Stellungnahme auf.

(4) Mit Schreiben vom 22. Oktober 2020 übermittelte Belgien seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss. Ferner gingen bei der Kommission Stellungnahmen von 15 Beteiligten ein. Diese Stellungnahmen wurden Belgien übermittelt, und Belgien erhielt Gelegenheit zur Stellungnahme. Belgien nahm mit Schreiben vom 24. Dezember 2020 Stellung.

(5) Am 9. Juli 2021 verzichtete Belgien ausnahmsweise auf seine Rechte gemäß Artikel 342 AEUV in Verbindung mit Artikel 3 der Verordnung Nr. 1 von 1958 (3) und willigte in die Annahme und Notifizierung des vorliegenden Beschlusses in Englisch ein.

2. AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER MAßNAHME

2.1. Zusammenfassung der Maßnahme

(6) Belgien geht davon aus, dass es ab 2025 mit einem Problem der Angemessenheit der Stromerzeugung konfrontiert sein wird, das in erster Linie auf seine Entscheidung zurückzuführen ist, alle Kernkraftkapazitäten über den Zeitraum 2022–2025 auslaufen zu lassen, sowie auf die Stilllegung von Wärmeerzeugungskapazitäten in Belgien und seinen Nachbarländern.

(7) Das Ziel der Maßnahme besteht somit darin, sicherzustellen, dass ausreichende Kapazitäten für die Stromerzeugung vorhanden sind und dass diese dem erwarteten Strombedarf entspricht.

(8) Im Rahmen des CRM würden die Begünstigten durch eine Ausschreibung ausgewählt und für ihre Verfügbarkeit vergütet. Die Unterstützung würde in Form einer Kapazitätszahlung während der Laufzeit der Kapazitätsvereinbarung erfolgen. Als Gegenleistung dafür würden die erfolgreichen Bieter ihre Kapazitäten zur Verfügung stellen, um den Bedarf des Übertragungsnetzbetreibers (im Folgenden „ÜNB“) bei möglichen hohen Netzbelastungen zu decken.

(9) Belgien hat seine nationalen Dekarbonisierungsziele in seinem nationalen Energie- und Klimaplan (im Folgenden „NEKP“) (4) festgelegt. Auf der Grundlage dieses NEKP soll der Anteil erneuerbarer Energieträger am belgischen Stromverbrauch von 17 % im Jahr 2017 auf mindestens 40,4 % im Jahr 2030 steigen. Um diese Ziele zu erreichen, müssen bedeutende erneuerbare Energien wie Wind- und Solarenergie integriert werden, deren intermittierender Charakter eine Herausforderung für die Angemessenheit und Sicherheit der Versorgung darstellen kann.

(10) Auch wenn die Entwicklung erneuerbarer Energiequellen nicht vorrangiges Ziel ist, trägt die Ausgestaltung des CRM den ehrgeizigen Zielen zur weiteren Einführung von erneuerbaren Energiequellen in den belgischen Energiemix Rechnung und ergänzt die Weiterentwicklung neuer, intermittierender erneuerbarer Energiequellen.

2.2. Rechtsgrundlage und staatliche Regelungen

(11) Rechtsgrundlage der Maßnahme ist das Stromgesetz vom 29. April 1999 über die Organisation des belgischen Strommarkts (im Folgenden „Stromgesetz“) in den geänderten Fassungen (5), die am 16. Mai 2019 und 19. März 2021 im belgischen Amtsblatt veröffentlicht wurden.

(12) Darüber hinaus wurden königliche Erlasse (6) und Vorschriften zur Funktionsweise des belgischen CRM (7) ausgearbeitet, um die Modalitäten des CRM weiter zu präzisieren: 1) Königlicher Erlass vom 28. April 2021 zur Festlegung der Methode für die Kapazitätsberechnung und die Bestimmung der CRM-Auktionsparameter (8), 2) Königlicher Erlass vom 21. Mai 2021 über die Beihilfefähigkeitskriterien in Bezug auf die kumulative Unterstützung und die Mindestbeteiligungsschwelle (9), 3) Königlicher Erlass vom 4. Juni 2021 über Investitionsschwellen und beihilfefähige Kosten (10), 4) Entwurf eines Königlichen Erlasses zur Festlegung der Bedingungen für die Beteiligung von Inhabern ausländischer Kapazitäten am CRM (11) und 5) Königlicher Erlass vom 30. Mai 2021 über die Kontrollmodalitäten (12).

(13) Im August 2020 führte der belgische ÜNB Elia eine öffentliche Konsultation zu den Vorschriften zur Funktionsweise des belgischen CRM (13) durch.

2.3. Angemessenheit der Stromerzeugung in Belgien

2.3.1. Zuverlässigkeitsstandard

(14) Das vorrangige Ziel des vorgeschlagenen CRM besteht in der Gewährleistung der Versorgungssicherheit, wie sie in einem Zuverlässigkeitsstandard definiert ist.

(15) Wie im Jahr 2019 mitgeteilt, wurden die Zuverlässigkeitskriterien in Belgien durch ein zweiteiliges Kriterium für die Lastunterdeckungserwartung (loss of load expectation, im Folgenden „LOLE“) definiert: Die voraussichtliche Anzahl der Stunden, in der die Last und der Bedarf an Betriebsreserven nicht durch alle dem belgischen Stromnetz zur Verfügung stehenden Erzeugungsressourcen gedeckt werden können, darf, auch unter Berücksichtigung der Laststeuerung, der Speicherung und der Verbindungsleitungen, für ein statistisch normales Jahr drei Stunden nicht überschreiten. Als zweites Kriterium muss die LOLE in einem statistisch anormalen Jahr unter 20 Stunden bleiben („LOLE95“) (14). Diese Werte sind auch im Stromgesetz festgeschrieben.

(16) Der Zuverlässigkeitsstandard ist Ausdruck der Schätzung des Werts der Zahlungsbereitschaft der Verbraucher für die Beibehaltung der Stromversorgung (value of lost load, im Folgenden „VOLL“) und der erwarteten Kosten neuer Kapazitäten (cost of new entry, im Folgenden „CONE“) in Belgien.

(17) Artikel 23 Absatz 6 der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (15) (im Folgenden „Elektrizitätsverordnung“) schreibt die Festlegung einer Unionsmethode zur VOLL- und CONE-Berechnung sowie zur Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards (reliability standard, im Folgenden „RS“) vor.

(18) Am 2. Oktober 2020 genehmigte die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, im Folgenden „ACER“) die Methode zur VOLL-Berechnung (im Folgenden „VOLL-Methode“), die Methode zur CONE-Berechnung (im Folgenden „CONE-Methode“) und die Methode zur Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards (im Folgenden „RS-Methode“). Die drei Methoden werden zusammen als „VOLL-/CONE-/RS-Methode“ (16) bezeichnet.

(19) Am 7. Juni 2021 übermittelte Belgien die neue VOLL-, CONE- und RS-Berechnung gemäß der VOLL-/CONE-/RS-Methode.

(20) Am 28. Mai 2021 übermittelte die belgische Energieregulierungsbehörde (Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz, im Folgenden „CREG“) dem Energieminister ihren Vorschlag für einen Zuverlässigkeitsstandard für Belgien. Der von der CREG vorgeschlagene Zuverlässigkeitsstandard betrug 2 Stunden und 43 Minuten.

(21) Die Generaldirektion Energie des Föderalen Öffentlichen Dienstes Wirtschaft (im Folgenden „FÖD Wirtschaft“) empfahl in ihrer Stellungnahme vom 2. Juni 2021, den Zuverlässigkeitsstandard auf drei Stunden zu runden, um die Kohärenz mit früheren Studien über die Angemessenheit der nationalen und europäischen Ressourcen zu gewährleisten, die Einhaltung der Praxis zu ermöglichen, Zuverlässigkeitsstandards wie in den Nachbarländern in gerundeten Stunden auszudrücken, und um dem Umstand Rechnung zu tragen, dass das für Belgien ermittelte nicht marginale Defizit durch einen Energiemix und nicht durch eine einzige Referenztechnologie ausgeglichen wird.

(22) Gemäß dem Entwurf des Königlichen Erlasses über die Festlegung des Zuverlässigkeitsstandards und die Genehmigung des VOLL und der CONE wird der neue Zuverlässigkeitsstandard auf drei Stunden festgesetzt.

(23) Mit dem Entwurf des Königlichen Erlasses wird auch die einheitliche Schätzung des VOLL auf der Grundlage des von der Generaldirektion Energie des FÖD Wirtschaft in Zusammenarbeit mit dem Planungsbüro festgelegten Werts und der CONE auf der Grundlage der Laststeuerungstechnologie genehmigt. (17)

(24) Der VOLL wird auf 16 033 EUR/MWh und der CONE-Wert auf 45,00 EUR/kW/Jahr festgesetzt.

(25) Der VOLL wurde anhand einer Triangulationsmethode unter Berücksichtigung der Produktionsfunktion und einer von der CREG durchgeführten Umfrage zur Zahlungsbereitschaft berechnet. Nach Ansicht der belgischen Behörden war die von der CREG durchgeführte Umfrage nicht solide, da unter anderem das einzige vorgeschlagene Szenario (bei einer Temperatur von weniger als + 5 °C) für die meisten Knappheitsszenarien nicht repräsentativ war. Daher wurde den Ergebnissen der Umfrage bei der Schätzung des VOLL nur begrenztes Gewicht beigemessen.

(26) Gemäß dem Stromgesetz werden die für den CRM relevanten Berechnungen auf der Grundlage des Zuverlässigkeitsstandards vorgenommen, der am 15. September des der Auktion vorausgehenden Jahres gilt.

(27) Angesichts des engen Zeitplans berechnete Belgien die durch die für Oktober 2021 bzw. 2024 geplanten T-4- und T-1-Auktionen zu beschaffende Menge auf der Grundlage des alten Zuverlässigkeitsstandards, vorbehaltlich der Verpflichtung, die Menge erforderlichenfalls anzupassen, falls der neue Zuverlässigkeitsstandard und die Abschätzung der Angemessenheit einen deutlich geringeren Kapazitätsbedarf ergeben sollten.

(28) Belgien hat sich ferner verpflichtet, den VOLL auf der Grundlage einer neuen Umfrage zur Zahlungsbereitschaft im Einklang mit der VOLL-/CONE-/RS-Methode zu aktualisieren und erforderlichenfalls vor September 2022 einen neuen Zuverlässigkeitsstandard festzulegen, damit der neue Zuverlässigkeitsstandard spätestens bei der Auktion 2023 zur Bestimmung der zu beschaffenden Menge verwendet werden kann.

2.3.2. Abschätzung der Angemessenheit

(29) Den belgischen Behörden zufolge wird Belgien ab 2025 mit einem Angemessenheitsproblem konfrontiert sein, das vor allem auf den für den Zeitraum 2022–2025 geplanten Ausstieg aus der Kernkraft zurückzuführen ist und durch die Stilllegung von Wärmeerzeugungskapazitäten in den Nachbarländern verstärkt wird. Das Angemessenheitsproblem wurde im Rahmen einer nationalen Studie zur Angemessenheit der Ressourcen unter Zugrundelegung verschiedener Szenarien ermittelt.

(30) In der vom belgischen ÜNB Elia im Juni 2019 veröffentlichten nationalen Angemessenheitsstudie für den Zeitraum 2020–2030 (im Folgenden „Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019“) (18) wurde ein systematischer Bedarf an neuen Kapazitäten von mindestens 3,9 GW im Szenario „schwerwiegende Auswirkungen und geringe Eintrittswahrscheinlichkeit“(High Impact Low Probability, HiLo) (EU-HiLo) bis zum Winter 2025/2026 ermittelt. Bei diesem Szenario wird importierter Strom berücksichtigt und es wird davon ausgegangen, dass mehrere französische Kernkraftwerke möglicherweise nicht zur Verfügung stehen (zusätzlich zur „normalen“ Nichtverfügbarkeit). Dasselbe Szenario wurde bei der Bewertung der Menge der strategischen Reserve (19) verwendet. Das EU-Basisszenario (20) zeigt eine Knappheit von 2,4 GW, wenn die vorhandene Wärmekapazität des Systems aufrechterhalten wird (siehe Abbildung 4–18 der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019).

(31) Die Ergebnisse der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019 zeigen für das EU-HiLo-Szenario, dass die LOLE ohne Intervention im Jahr 2025 bis zu 10,5 Stunden betragen und dadurch den nationalen Zuverlässigkeitsstandard in Bezug auf die Versorgungssicherheit deutlich überschreiten würde. Der LOLE95-Indikator würde sogar auf 84 Stunden ansteigen. Die nachstehende Tabelle zeigt die LOLE-Ergebnisse, wie sie in der nationalen Angemessenheitsstudie für das EU-HiLo-Szenario und das EU-Basisszenario ermittelt wurden: Tabelle 1 LOLE-Ergebnisse für Belgien gemäß der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität 2025 2028 2030 EU-Basisszenario EU-HiLo-Szenario EU-Basisszenario EU-HiLo-Szenario EU-Basisszenario EU-HiLo-Szenario LOLE für den verbleibenden Markt (in Stunden) 9,4 10,5 6 6,9 6 6,2 LOLE95 für den verbleibenden Markt (in Stunden) 89 84 63 76 43 51 Quelle: Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019.

(32) Am 11. Juli 2019 veröffentlichte die CREG eine Analyse der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019. (21) In dieser Analyse stellte die CREG unter anderem die Verwendung des EU-HiLo-Szenarios als Hauptszenario infrage. Der CREG zufolge sollte die Methode zur Bewertung der Rentabilität bestehender und neuer Kapazitäten verbessert werden; zudem sollten alle in Belgien und im Ausland verfügbaren Regelreserven berücksichtigt werden.

(33) Im November 2019 veröffentlichte das Europäische Netz der Übertragungsnetzbetreiber (European Network of Transmission System Operators) (Strom) (im Folgenden „ENTSO (Strom)“) die mittelfristige Angemessenheitsprognose 2019 (Mid-term Adequacy Forecast, im Folgenden „MAF 2019“) (22) mit folgenden Ergebnissen für Belgien für das Jahr 2025: Tabelle 2 LOLE-Werte für Belgien gemäß der MAF 2019 Basisszenario – 2025 Geringe Kohlenstoff-Sensitivität (23) – 2025 Durchschnitts-LOLE 1,09 Stunden 1,61 Stunden LOLE95 3,15 Stunden — Quelle: MAF 2019 des ENTSO (Strom).

(34) Nach Ansicht Belgiens gibt die MAF 2019 des ENTSO (Strom) die LOLE-Ergebnisse für Belgien jedoch nicht genau genug wieder, da von der Verfügbarkeit zusätzlicher 2,5 GW (24) ausgegangen wird, die in Wirklichkeit nicht garantiert ist.

(35) In seinem Abschlussbericht vom April 2020 (25) präsentierte das pentalaterale Energieforum (26) (Pentalateral Energy Forum, im Folgenden „PLEF“) folgende Ergebnisse für Belgien für das Jahr 2025: Tabelle 3 LOLE-Werte für Belgien gemäß der Abschätzung der Angemessenheit der Stromerzeugung von 2020 des PLEF Basisszenario — 2025 (27) Geringe Gas-Sensitivität — 2025 (28) Kernkraft-Sensitivität bzw. Sensitivität in Bezug auf die Nettoübertragungskapazitäten an der Grenze zur Schweiz — 2025 (29) Durchschnitts-LOLE 3,3 Stunden 8,1 Stunden 4,6 Stunden Quelle: Abschlussbericht des PLEF zur Abschätzung der Angemessenheit der Stromerzeugung vom April 2020.

(36) Im November 2020 wurde die MAF 2020 des ENTSO (Strom) veröffentlicht. Für das Basisszenario 2025 geht aus den Ergebnissen der MAF 2020 eine durchschnittliche LOLE von 0,4 Stunden hervor, die somit das gesetzliche Angemessenheitskriterium für Belgien von 3 Stunden erfüllt.

(37) In den der MAF 2020 beigefügten Stellungnahmen der Länder gab Belgien jedoch Folgendes an: „In der MAF 2020 wird davon ausgegangen, dass eine beträchtliche Menge an ‚neu gebauten‘ Kapazitäten vorhanden ist, die sich auf eine große Anzahl von Ländern verteilen. Es sei darauf hingewiesen, dass im Allgemeinen keine Gewissheit besteht, dass diese Kapazitäten im Jahr 2025 tatsächlich zur Verfügung stehen; daher sind diese Annahmen und die darauf folgenden Ergebnisse, wie sie in der MAF 2020 dargestellt sind, mit Vorsicht zu genießen. Darüber hinaus gehört Belgien seit einigen Jahren zu den Regionen, in denen die lastflussgestützte Marktkopplung bereits eingeführt wurde. Auch wenn Elia ein lastflussgestütztes Simulationsmodell entwickelt und etwa in seiner Studie von 2019 angewendet hat (dieses Modell wurde auch in der Abschätzung der Angemessenheit der Stromerzeugung von 2020 des PLEF verwendet), kommt dieser Ansatz in der vorliegenden MAF 2020 noch nicht zur Anwendung.“

(38) In ihrer Anmeldung gaben die belgischen Behörden an, dass die Methode und die Daten auf europäischer Ebene abgestimmt seien, sodass die Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019 mit der MAF 2019 im Einklang stehe.

(39) Gemäß Artikel 23 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung sollte das ENTSO (Strom) eine Methode zur Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene (European resource adequacy assessment, im Folgenden „ERAA“) sowie zur Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene (national resource adequacy assessment, im Folgenden „NRAA“) (siehe Artikel 24 der Elektrizitätsverordnung) entwickeln. Diese Methode sollte von der ACER genehmigt werden.

(40) Am 2. Oktober 2020 genehmigte die ACER die Methode zur Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene (im Folgenden „ERAA-Methode“). (30)

(41) Am 30. Juni 2021 veröffentlichte Elia eine neue Studie zur Angemessenheit und Flexibilität für den Zeitraum 2022–2032 (im Folgenden „Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021“).

(42) Im Einklang mit der ERAA-Methode hat Elia die nachstehend skizzierten Elemente der ERAA-Methode in den Rahmen der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 integriert: a) Klimajahre: Elia entschied sich für die erste Option der ERAA-Methode, d. h. für die Zugrundelegung bestmöglicher künftiger Klimaprojektionen. b) Bewertung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit: Elia entwickelte eine Methode zur Berechnung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit der verschiedenen Anlagen des Stromsystems im Einklang mit der ERAA-Methode. c) lastflussgestützt: Durch den Modellierungsrahmen von Elia werden alle bekannten und geplanten Einführungen von Marktdesigns, z. B. die regionale Ausweitung auf das Kernnetz, die „fortgeschrittene Hybridkopplung“ oder die durch die Elektrizitätsverordnung eingeführten Vorschriften über Mindesthandelskapazitäten (minRAM), in die lastflussgestützte Kapazitätsberechnungsmethode integriert. d) Flexibilität: Die Studie umfasst sowohl die Berechnung des Flexibilitätsbedarfs und der Flexibilitätsmittel des Gesamtsystems als auch eine Bewertung der Dimensionierung der Frequenzhaltungsreserven und der Frequenzwiederherstellungsreserven für jedes Zieljahr, um den Reservebedarf zur Deckung von Ungleichgewichten im Einklang mit den gesetzlichen Anforderungen widerzuspiegeln, die in den Angemessenheitssimulationen modelliert werden. Darüber hinaus werden die Flexibilitätsmerkmale der Offshore-Windenergie verfeinert und „Power-to-X“-Technologien als neue Technologien aufgenommen. Ein besonderer Schwerpunkt liegt schließlich auf den Auswirkungen der Integration der zweiten Welle von Offshore-Erzeugungskapazitäten und grenzüberschreitenden Ausgleichsplattformen. e) sektorale Integration: Bei der Sektorkopplung werden die Schnittstellen zwischen dem Stromsystem und verschiedenen Sektoren wie dem Verkehrs-, dem Wärme- und dem Gassektor durch die Einbeziehung von Annahmen über Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen bzw. Erzeugungskapazitäten von Gasheizkraftwerken berücksichtigt. Um die Auswirkungen des Einsatzes von Strom zur Erzeugung von Wasserstoff in der in dieser Studie verwendeten Modellierung zu erfassen, wurden Elektrolyseure als (flexibler) Stromverbrauch in Belgien und im Ausland hinzugefügt. Besonderes Augenmerk wurde zudem auf die Digitalisierung des zusätzlichen Stromverbrauchs im Verkehrs- und Wärmesektor gelegt. f) Zeithorizont von zehn Jahren: Die Studie basiert auf einem Zeithorizont von zehn Jahren (2022–2032). Um die Zahl der Simulationen und Berechnungen zu verringern, wurden nicht alle Sensitivitäten und Szenarien für alle Jahre simuliert: Einige wichtige Jahre wurden eingehender analysiert. Es wurden zahlreiche Sensitivitätsanalysen für Belgien und das Ausland durchgeführt, um die Auswirkungen der Änderung bestimmter Annahmen zu erfassen und zu verstehen. Zum Vergleich: Im Rahmen der ERAA 2021 werden voraussichtlich nur die Jahre 2025 und 2030 simuliert. g) Varianten mit und ohne CRM: Im Einklang mit der Elektrizitätsverordnung und der ERAA-Methode hat Elia Szenarien mit und ohne marktweite CRM in Europa einbezogen.

(43) Die belgischen Behörden machten geltend, dass die wichtigsten methodischen Anforderungen der ERAA-Methode in dieser Studie umgesetzt worden seien.

(44) Auf der Grundlage der Elektrizitätsverordnung muss die NRAA die zentralen Referenzszenarien enthalten. Diese Szenarien umfassen unter anderem eine Bewertung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit der Erzeugungsanlagen. Gemäß der ERAA-Methode sind ferner zwei zentrale Referenzszenarien zu definieren: eines mit und eines ohne europaweiten CRM.

(45) Folglich wurden in der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 zwei zentrale Szenarien untersucht: a) EU-Basisszenario: ein Szenario, bei dem bereits genehmigte marktweite CRM in Frankreich, Großbritannien, Polen, Italien und Irland berücksichtigt werden und davon ausgegangen wird, dass diese bis zum Ende des Zeitrahmens dieser Studie in Kraft bleiben werden; b) EU-Szenario ohne CRM: ein Szenario, bei dem die Einnahmen aus marktweiten CRM nicht berücksichtigt werden, sodass davon ausgegangen wird, dass es in Europa keine marktweiten CRM gibt.

(46) In der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 werden die Beiträge aller Ressourcen, einschließlich der bestehenden und künftigen Möglichkeiten der Erzeugung, Energiespeicherung, branchenbezogener Integration und Laststeuerung, sowie Ein- und Ausfuhrmöglichkeiten und ihr Beitrag zu einem flexiblen Systembetrieb berücksichtigt.

(47) Die belgischen Behörden machten geltend, dass bei der in der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 vorgenommenen Modellierung der Höchstclearingpreise allen verfügbaren Rechtsvorschriften Rechnung getragen wurde, etwa der derzeit geltenden Preisobergrenze, der 60-Prozent-Regel (31) gemäß der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (32) und dem ACER-Beschluss Nr. 04/2017 vom 14. November 2017.

(48) In der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 wird eine automatische Anhebung des Höchstclearingpreises ab 2025 modelliert. Nach Angaben der belgischen Behörden dürfte vor 2025 höchstwahrscheinlich keine LOLE eintreten, weshalb vor 2025 kein Anstieg des Höchstclearingpreises modelliert wird. Doch selbst wenn die Preisobergrenzen angehoben würden, zeigen die Modellrechnungen nach Angaben der belgischen Behörden, dass sich die Ergebnisse der Bewertung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit für 2025 nicht ändern würden (siehe Abbildung 3–72 der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021). Belgien hat zugesagt, dafür zu sorgen, dass die neue Angemessenheitsstudie, die bis Juni 2023 veröffentlicht werden soll, der Methode für dynamische Preiserhöhungen ab Beginn des Simulationszeitraums in vollem Umfang Rechnung trägt.

(49) Gemäß der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 wird Belgien ab 2025 nach Abschluss des Ausstiegs aus der Kernkraft einen strukturellen Bedarf an neuen Kapazitäten haben. Dieser Bedarf beläuft sich im zentralen EU-Basisszenario für 2025 auf 2 GW und steigt bis 2032 schrittweise auf 3,9 GW an. Der erhöhte Bedarf steht im Zusammenhang mit dem erwarteten Anstieg des Stromverbrauchs und dem Rückgang der Einfuhren in Zeiten der Knappheit in Belgien.

(50) In der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 wird davon ausgegangen, dass nur ein sehr geringer Anteil der neuen Kapazitäten bis 2025 über den Energy-Only-Markt realisierbar sein wird.

(51) Folglich sind die belgischen Behörden der Ansicht, dass Belgien ab 2025 vor einem Problem der Angemessenheit der Ressourcen stehen wird, wenn keine Maßnahmen ergriffen werden.

(52) Die Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 stellt die aktuellste und beste Einschätzung der Notwendigkeit des CRM dar.

2.3.3. Marktversagen

(53) Belgien hat eine Reihe von Marktversagen festgestellt, die einem gut funktionierenden, sicheren, erschwinglichen und nachhaltigen Strommarkt entgegenstehen.

(54) Ein erstes Marktversagen ergibt sich aus verschiedenen Faktoren, durch die effiziente Preissignale verhindert werden, sowie aus dem Umstand, dass die Energiepreise nicht auf den VOLL angehoben werden können, und anderen Unzulänglichkeiten der Marktgestaltung.

(55) Die Kombination dieser Marktversagen und der damit verbundenen Regulierungsmaßnahmen kann dazu führen, dass die Preissignale auf den Strommärkten „gedämpft“ werden, sodass die Preise in Zeiten der Knappheit nicht auf ein „effizientes“ Niveau steigen. Dies führt zu einer chronischen Einnahmenknappheit für Anlagen- und Laststeuerungsbetreiber, sodass deren Fähigkeit zur Deckung ihrer Fixkosten und variablen Kosten beeinträchtigt wird („Missing-Money“-Problem), wodurch verhindert wird, dass die Marktkräfte das erforderliche Maß an Angemessenheit erreichen.

(56) Theoretisch könnte auf die Tatsache, dass die Verbraucher nicht in der Lage sind, ihren gewünschten Zuverlässigkeitsgrad zu wählen, auf einem Energy-Only-Markt dadurch reagiert werden, dass die Preise auf ein regulatorisches Niveau steigen könnten, das dem Preis entspricht, zu dem die Verbraucher nicht mehr bereit wären, für Energie zu zahlen, und das es ermöglicht, den Erzeugern Knappheitsrenten zuzugestehen. Infolge der geringen Laststeuerung ist es jedoch schwierig, den tatsächlichen VOLL zu erfassen, und bei Preisspitzen stellt sich die Frage der politischen Akzeptanz.

(57) Nach Angaben der belgischen Behörden ergibt sich ein zweites Marktversagen aus der Risikoaversion der Anleger vor dem Hintergrund erhöhter Volatilität und hoher regulatorischer Unsicherheit. Die zunehmende Marktdurchdringung intermittierender erneuerbarer Energiequellen macht die Preise unbeständiger und erhöht die Ungewissheit darüber, ob Fixkosten im Strommarkt durch konventionelle Technologien gedeckt werden können. Belgien zufolge könnten geringfügige Änderungen der Bedingungen im Zusammenhang mit dem Umfang der Einführung erneuerbarer Energien, z. B. der Zielvorgaben für Solar-, Onshore- und Offshore-Windenergie, erhebliche Auswirkungen auf die Einnahmen aus konventionellen Erzeugungstechnologien haben. Das „Missing-Money“-Problem wird mit der Zunahme intermittierender Kapazitäten immer gravierender. Dadurch erhöht sich nach Ansicht der belgischen Behörden das wirtschaftliche Risiko im Zusammenhang mit Investitionen in flexible konventionelle Erzeugungstechnologien. Außerdem bieten die Energiepreise nach Angaben Belgiens in der Regel nicht mehr als einen Absicherungshorizont von drei Jahren, der zu kurz ist, um die Grundlage für ein Investitionsprojekt zu bilden. Überdies sind die belgischen Behörden der Ansicht, dass die Terminmärkte zwar schrittweise Veränderungen von Angebot und Nachfrage auffangen können, jedoch nicht in der Lage sind, bei großen strukturellen Schocks, etwa dem geplanten Ausstieg Belgiens aus der Kernkraft, eine Absicherung zu bieten.

(58) Drittens weist die Zuverlässigkeit der Stromsysteme bestimmte Merkmale eines öffentlichen Gutes auf. Denn Investitionen für eine höhere Versorgungssicherheit kommen allen zugute, während es, wie bereits erläutert, für die meisten einzelnen Endverbraucher nicht möglich ist, dass sie aufgrund ihrer Zahlungsbereitschaft selektiv vom Netzbetreiber abgeschaltet werden. Für die Erzeuger dürfte es daher suboptimale Anreize geben, in Erzeugungskapazitäten zu investieren, was letztlich zu einer suboptimalen Zuverlässigkeit des Systems führen würde.

(59) Nach Angaben der belgischen Behörden nehmen diese Probleme in Belgien eine besondere Form an, da es sich um einen relativ kleinen und stark vernetzten Markt handelt, der somit auch von ähnlichen Versorgungsrisiken aus benachbarten Strommärkten betroffen ist. Nach Ansicht der belgischen Behörden wird die Angemessenheit der belgischen Stromerzeugung daher weitgehend von der Lage auf den benachbarten Strommärkten beeinflusst.

(60) Im Jahr 2018 genehmigte die Kommission eine strategische Reserve für Belgien bis zum 31. März 2022. (33) Ziel der strategischen Reserve ist es, Nachfragespitzen im Winter zu decken, wenn der Markt dies nicht leisten kann, indem ein Teil der vorhandenen Erzeugungs- und Laststeuerungskapazitäten außerhalb des Marktes als Reserve vorgehalten wird, die erst dann aktiviert wird, wenn die Regelarbeitsressourcen erschöpft sind.

2.3.4. Marktreformen

(61) Am 25. November 2019 wurde der Kommission vom belgischen Energieministerium ein Umsetzungsplan (34) übermittelt, der gemäß Artikel 20 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung erstellt wurde, wonach Mitgliedstaaten, in denen Bedenken bezüglich der Angemessenheit festgestellt wurden, in einem Umsetzungsplan Maßnahmen zur Beseitigung von regulatorischen Verzerrungen oder von Fällen von Marktversagen auf ihren Märkten festlegen müssen. Im Anschluss an eine öffentliche Konsultation nahm die Kommission am 30. April 2020 gemäß Artikel 20 Absatz 5 der Elektrizitätsverordnung eine Stellungnahme zum Umsetzungsplan Belgiens an. (35) Belgien hat eine endgültige Fassung seines Umsetzungsplans angenommen und der Kommission übermittelt. (36)

(62) Was die Regelarbeitsmärkte anbelangt, so hat Belgien eine sogenannte „Alpha-Komponente“ in seinen Preismechanismus für Ausgleichsenergie eingeführt. Diese stellt eine zusätzliche Komponente des Ausgleichsenergiepreises dar, die den Bilanzkreisverantwortlichen (im Folgenden „BKV”) auferlegt wird, um das Echtzeit-Preissignal zu verstärken, wenn Systemungleichgewichte in der belgischen Regelzone zunehmen. In ihrer Stellungnahme ersuchte die Kommission Belgien zu erwägen, ob die Funktion für die Knappheitspreisbildung nicht nur für die BKV, sondern auch für die Regelreserveanbieter (im Folgenden „RRA”) gelten sollte. Dies könnte die Versorgungssicherheit verbessern, indem sichergestellt wird, dass den BKV und RRA der gleiche Preis für die erzeugte/verbrauchte Energie berechnet wird, denn eine Preisdifferenzierung könnte zu Arbitrage seitens der Marktteilnehmer und damit verbundenen Effizienzverlusten führen. Ferner ist die Kommission der Ansicht, dass die Funktion für die Knappheitspreisbildung durch die Knappheit der Reserven im System ausgelöst werden und so kalibriert werden sollte, dass die Regelarbeitspreise auf den VOLL angehoben werden, wenn dem System die Reserven ausgehen. Die Kommission forderte Belgien auf, eine entsprechende Änderung seiner Knappheitspreisbildung bis spätestens 1. Januar 2022 zu erwägen. Darüber hinaus führt Belgien ein Verfahren für das gegenseitige Anrechnen beim Abruf von Sekundärregelenergie (Imbalance Netting) ein und bereitet sich auf den Beitritt zu den EU-Ausgleichsplattformen für automatische Frequenzwiederherstellungsreserven (automatic Frequency Restoration Reserves, aFRR) und manuelle Frequenzwiederherstellungsreserven (manual Frequency Restoration Reserves, mFRR) vor, die bis Ende 2021 bzw. 2022 eingerichtet werden sollen. Außerdem hat sich Belgien im Hinblick auf die Beschaffung von Regelreserve und Systemdienstleistungen zu Folgendem verpflichtet: a) Spätestens ab Juli 2020 werden Frequenzhaltungsreserven (frequency containment reserves, im Folgenden „FCR“) täglich ausgeschrieben und ausschließlich regional beschafft. b) Spätestens ab Juli 2020 werden aFRR täglich für alle Technologien, alle Marktteilnehmer und alle Spannungsebenen am Markt ausgeschrieben. Aktivierte Regelarbeit wird nach dem Grenzpreisverfahren vergütet, sobald eine ausreichende Liquidität vorhanden ist. c) Seit Februar 2020 werden mFRR täglich dimensioniert und ausgerichtet, und aktivierte Regelarbeit wird nach dem Grenzpreisverfahren vergütet.

(63) In dem von Belgien im Juli 2021 vorgelegten Jahresbericht wird bestätigt, dass diese Maßnahmen in der Zwischenzeit durchgeführt worden sind.

(64) In Belgien kommt die Laststeuerung für die Teilnahme an den Elektrizitätsgroßhandelsmärkten (einschließlich der Day-Ahead- und Intraday-Märkte) sowie am Regelreservemarkt in Betracht und wird in ähnlicher Weise behandelt wie andere Marktteilnehmer und Regelreserveanbieter. Laststeuerung kann entweder individuell oder über Aggregatoren erfolgen. Zur weiteren Erleichterung der Laststeuerung hat sich Belgien in seinem (2019 vorgelegten) Umsetzungsplan zur Einführung intelligenter Zähler verpflichtet, die je nach Region unterschiedlich sind: a) Flandern (37): 1) Spätestens ab 2023 sollen 33 % der Kunden einen intelligenten Zähler haben. 2) Spätestens ab 2028 sollen 66 % der Kunden in Flandern einen intelligenten Zähler haben. 3) Spätestens ab 2034 sollen 100 % der Kunden in Flandern einen intelligenten Zähler haben. b) Wallonien: 1) Spätestens am 1. Januar 2023 wird eine systematische Einführung intelligenter Zähler beginnen, und zwar i) für Privatkunden mit Zahlungsverzug, ii) bei einem notwendigen Zählerwechsel, iii) für neue Netzanschlüsse und iv) auf Antrag des Verbrauchers. 2) Spätestens am 31. Dezember 2029 sollen i) bei Verbrauchern mit einem Mindestverbrauch von 6 000 kWh, ii) bei Prosumenten mit einer netto erzeugbaren elektrischen Leistung von mindestens 5 kWe und iii) an öffentlich zugänglichen Ladepunkten 80 % intelligente Zähler installiert sein. c) Region Brüssel-Hauptstadt: Intelligente Zähler werden i) bei einem notwendigen Zählerwechsel oder ii) bei neuen Netzanschlüssen installiert.

(65) Belgien wies 2020 eine Stromverbundrate von 21 % auf. Mit den bereits geplanten Projekten (siehe föderaler Entwicklungsplan 2020–2030 (38)) wird die Stromverbundrate Belgiens bis 2030 rund 30 % erreichen (39). Die im Rahmen der folgenden belgischen Netzausbauvorhaben geschaffenen Infrastrukturen sind bereits in Betrieb oder werden in den kommenden Jahren in Betrieb genommen: a) ALEGrO: Das Vorhaben von gemeinsamem Interesse ALEGrO zur Einrichtung einer 1-GW-Verbindungsleitung zwischen Belgien und Deutschland wurde 2020 in Auftrag gegeben. (40) b) NEMO: Die im Rahmen des Vorhabens von gemeinsamem Interesse NEMO gebaute 1-GW-Verbindungsleitung zwischen Belgien und dem Vereinigten Königreich ist seit 2019 in Betrieb. c) BRABO: Das Vorhaben von gemeinsamem Interesse BRABO betrifft den Ausbau des belgischen Stromnetzes, um unter anderem die Kapazitäten für Stromimporte aus den Niederlanden zu erhöhen.

2.4. Begünstigte

2.4.1. Teilnahmeberechtigung

(66) Der CRM ist offen für alle bestehenden und neuen Kapazitäten, die zur Angemessenheit der Ressourcen beitragen können, sowie für Speicherung und Laststeuerung. Die Aggregierung von Kapazitäten, auch aus verschiedenen Technologien, ist zulässig.

(67) Der CRM ist zudem offen für ausländische Kapazitäten. Die entsprechenden Vorschriften sind in Abschnitt 2.10 näher dargelegt.

(68) Begünstigte des CRM sind die Kapazitätsanbieter, die durch eine Ausschreibung ausgewählt werden.

2.4.2. Mindestbeteiligungsschwelle

(69) Die Mindestbeteiligungsschwelle wurde insbesondere aus folgenden Gründen auf 1 MW festgesetzt: a) Anpassung an den Regelreservemarkt; b) dieser Wert ist das Ergebnis eines fortlaufenden Dialogs mit den Marktteilnehmern, einschließlich mehrerer förmlicher öffentlicher Konsultationen; c) die Unterschreitung der 1-MW-Grenze bedeutet, dass viele kleine Kapazitätsanbieter das obligatorische CRM-Präqualifikationsverfahren durchlaufen und die damit verbundenen Kosten tragen müssen, obwohl sie vielleicht gar nicht die Absicht haben, an der CRM-Auktion teilzunehmen; d) eine Unterschreitung des Schwellenwerts von 1 MW bewirkt außerdem eine erhebliche Erhöhung des Verwaltungsaufwands.

(70) Der Königliche Erlass über die Beihilfefähigkeitskriterien in Bezug auf die kumulative Unterstützung und die Mindestbeteiligungsschwelle sieht vor, dass die Höhe der Mindestbeteiligungsschwelle während der Laufzeit des CRM mindestens alle fünf Jahre bewertet wird.

(71) Die Aggregierungsvorschriften ermöglichen die Beteiligung kleinerer Kapazitätsanbieter, die die Mindestbeteiligungsschwelle nicht erreichen.

2.4.3. Aggregierung

(72) Mehrere Kapazitätsanbieter können sich zu einer einzigen Kapazitätsmarkteinheit (capacity market unit, im Folgenden „CMU“) mit einer Leistung von mindestens 1 MW ohne Größenbeschränkung zusammenschließen. Die einzige Einschränkung besteht darin, dass Lieferpunkte, für die die Tagesprogramme des Energiemarkts gelten (in der Regel Tages-Lieferpunkte mit einer Größe von über 25 MW), nicht Teil eines aggregierten Portfolios sein können. Die Aggregierung ist für alle Technologien zulässig. Darüber hinaus ist die Neuzuweisung von Komponenten innerhalb einer aggregierten CMU zulässig, um die Flexibilität gegenüber Aggregatoren zu erhöhen und ihre Teilnahme am Auktionsverfahren zu fördern.

(73) Die Aggregierungsvorschriften werden regelmäßig überprüft und erforderlichenfalls von den belgischen Behörden geändert, um sicherzustellen, dass sie kein Hindernis für die Teilnahme an der Auktion darstellen.

2.4.4. Nicht nachgewiesene Kapazitäten

(74) Der Mechanismus sieht eine besondere Kategorie von „nicht nachgewiesenen Kapazitäten“ vor. Diese sind definiert als Kapazitäten, die zu Beginn des T-4-Präqualifikationsverfahrens nicht einem Lieferpunkt zugeordnet werden können, sodass die Anforderungen an die Präqualifikation von Lieferpunkten nicht eingehalten werden können. Die Kategorie ist offen für alle Technologien und hat zum Ziel, die Beteiligung von Kapazitäten zu fördern, die möglicherweise mehr Schwierigkeiten dabei haben, den geforderten Standardreifegrad bereits in T-4 zu erreichen. Nicht nachgewiesene Kapazitäten stellen weniger ausgereifte Projekte dar, z. B. wenn der Lieferpunkt noch unbekannt ist, kein Projektdurchführungsplan vorliegt und das Projekt erst in der Vorlaufphase weiter reift. Die belgischen Behörden erklärten, dass das Konzept der „nicht nachgewiesenen Kapazitäten“ auf Ersuchen des Marktes eingeführt wurde und insbesondere für Aggregatoren/Laststeuerungsanbieter von Nutzen sein könnte, die davon ausgehen, dass sie in der Lage sind, solche Kapazitäten in der Vorlaufphase zu ermitteln, aber z. B. noch Vereinbarungen mit Nachfragestellen abschließen müssen bzw. mehrere Möglichkeiten in Betracht ziehen. Nicht nachgewiesene Kapazitäten sollten nur in der T-4-Auktion angeboten werden. Dieser Kategorie kann nur die Standardkapazitätskategorie eines Einjahresvertrags zugeordnet werden (siehe Erwägungsgründe 138 und 145).

(75) Um das Risiko für die Systemsicherheit durch weniger ausgereifte Projekte zu begrenzen, ist die Gesamtkapazität, die in dieser Kategorie akzeptiert wird, bei der ersten Auktion auf 200 MW begrenzt. Das Stromgesetz sieht vor, dass bei jeder Auktion eine Entscheidung über diese maximale Gesamtkapazität getroffen wird. Der Schwellenwert könnte sich im Laufe der Zeit auf der Grundlage positiver Erfahrungswerte weiterentwickeln.

2.4.5. De-Rating

2.4.5.1. Allgemeine Vorschriften

(76) Der CRM steht allen Kapazitätsinhabern in Abhängigkeit von ihrer Verfügbarkeitsquote und ihrem Beitrag zum Ziel der Angemessenheit der Ressourcen offen. In der Tat ist z. B. aufgrund von Wetterbedingungen, Wartungszyklen oder Ausfällen nicht davon auszugehen, dass CMU zu 100 % der Zeit mit 100 % ihrer Referenzleistung verfügbar sind.

(77) Aus diesem Grund wird für jede Technologie ein De-Rating-Faktor berechnet, um ihre Zuverlässigkeit und ihren Beitrag zur Versorgungssicherheit in Zeiten zu bewerten, die unter dem Gesichtspunkt der Angemessenheit besonders relevant sind (sog. „simulierte Knappheitsstunden“). Kapazitätsinhaber können daher nur bis zu ihrer herabgesetzten Kapazität an der Auktion teilnehmen und für Kapazitätsverträge infrage kommen. (41)

(78) Die Methode zur Berechnung dieser De-Rating-Parameter ist je nach Technologie unterschiedlich und wird im Königlichen Erlass zur Festlegung der Methode für die Kapazitätsberechnung und die Bestimmung der Auktionsparameter näher erläutert. Sie ist abhängig von der Kapazitätskategorie: a) De-Rating-Faktoren für thermische Technologien mit Tagesfahrplan werden auf der Grundlage einer statistischen Analyse anhand historischer Daten ermittelt, indem die erzwungene Nichtverfügbarkeitsquote unterboten wird, da davon ausgegangen wird, dass dieser Parameter von klimatischen Bedingungen unabhängig ist. b) De-Rating-Faktoren für thermische Technologien ohne Tagesfahrplan werden durch Messungen bestimmt. Sind die Messungen unzureichend, werden sie simuliert, indem der erwartete durchschnittliche Beitrag dieser Technologien während der simulierten Knappheitsstunden durch die aggregierte nominale Bezugsleistung der Technologie dividiert wird. c) De-Rating-Faktoren für wetterabhängige Technologien mit Tagesfahrplan und für wetterabhängige Technologien ohne Tagesfahrplan, für die keine Leistungsvereinbarung (service level agreement, im Folgenden „SLA“) getroffen wurde (siehe Buchstabe e), werden bestimmt, indem der entsprechende durchschnittliche Beitrag dieser Technologien während der simulierten Knappheitsstunden durch die aggregierte nominale Bezugsleistung der jeweiligen Technologie dividiert wird. d) De-Rating-Faktoren für Technologien mit Tagesfahrplan, die energiebegrenzt sind, werden bestimmt, indem der erwartete durchschnittliche Beitrag dieser Technologien während der simulierten Knappheitsstunden durch die aggregierte nominale Bezugsleistung dividiert wird. e) Leistungsvereinbarung (Service Level Agreement, SLA) (in der Regel für Laststeuerung oder Speicherung in kleinem Maßstab, aber auch für alle Technologien ohne Tagesfahrplan, einschließlich erneuerbarer Energiequellen): Der De-Rating-Faktor wird jeder SLA zugeordnet, die während des Präqualifikationsverfahrens von der CMU selbst ausgewählt wird (und im Kapazitätsvertrag festgelegt ist), abhängig von den gewählten Energiebeschränkungen. So kann für Technologien ohne Tagesfahrplan anstatt einer vorgegebenen SLA die SLA gewählt werden, die am besten den technischen Beschränkungen der jeweiligen Technologie entspricht. Darüber hinaus kann ein Aggregator eine SLA wählen, die am besten zu seinem Portfolio passt.

(79) Am 4. Mai 2021 legte Belgien aktualisierte De-Rating-Faktoren vor (siehe nachstehende Tabelle): Tabelle 4 De-Rating-Faktoren SLA Verfügbarkeit/Dauer [Stunden] SLA Speicherung in großem Maßstab 1 11 % 11 % 2 19 % 19 % 3 28 % 28 % 4 36 % 36 % 6 52 % 52 % 8 65 % 65 % Thermische Technologien mit Tagesfahrplan Unterkategorie De-Rating-Faktor Kombinierte Gas- und Dampfturbinentechnologie 91 % Gasturbinen mit offenem Kreislauf 90 % Strahlturbinen 96 % Gasmotoren 95 % Dieselmotoren 93 % Kraft-Wärme-Kopplung 93 % Biomasse 93 % Abfall 93 % Kernkraft 96 % Kohle 90 % Energiebegrenzte Technologien mit Tagesfahrplan Verfügbarkeit/Dauer [Stunden] De-Rating-Faktor 1 11 % 2 19 % 3 28 % 4 36 % 5 –6 52 % 7 –8 65 % Wetterabhängige Technologien Unterkategorie De-Rating-Faktor Offshore-Windenergie 15 % Onshore-Windenergie 6 % Solarenergie 4 % Laufwasserkraftwerk 34 % Thermische Technologien ohne Tagesfahrplan Unterkategorie De-Rating-Faktor Aggregierte thermische Technologien 62 % Quelle: Anmeldung (42).

(80) Die De-Rating-Vorschriften können jährlich überprüft und bei Bedarf geändert werden. Insbesondere wird der ÜNB die Liste der derzeit auf dem Markt verfügbaren Technologien konsultieren. Sollte die Rückmeldung eingehen, dass eine neue Technologie in der Liste fehlt, könnte dies bei der jährlichen Kalibrierung der De-Rating-Faktoren noch berücksichtigt werden. Daher werden die De-Rating-Faktoren und die Technologien bei Bedarf jährlich aktualisiert und überprüft.

2.4.6. Vorschriften für die grenzüberschreitende Beteiligung

(81) Was die grenzüberschreitende Beteiligung betrifft, so wird die maximale Eintrittskapazität, die für die Beteiligung indirekter ausländischer Kapazitäten in einer Regelzone zur Verfügung steht, vom Netzbetreiber für jede direkt an die belgische Regelzone angebundene Marktzone gemäß Artikel 26 der Elektrizitätsverordnung festgelegt.

(82) Bis zur Annahme der einschlägigen Strategien, Vorschläge oder Beschlüsse zur Umsetzung von Artikel 26 der Elektrizitätsverordnung wird der Beitrag jeder direkt an Belgien angebundenen Marktzone durch den Beitrag dieser Zonen während der simulierten Knappheitsstunden, wie in Abschnitt 2.10.1 beschrieben, bestimmt.

2.4.7. Vorschriften für nicht nachgewiesene Kapazitäten

(83) Um gleiche Wettbewerbsbedingungen mit anderen kontrahierten Kapazitäten in der T-4-Auktion zu gewährleisten, wird Elia die zum Zeitpunkt der T-4-Auktion bekannten De-Rating-Faktoren als Input-Parameter für das Standard-Präqualifikationsverfahren für nicht nachgewiesene Kapazitäten anwenden (da das Standard-Präqualifikationsverfahren für diese Kapazitäten bis zu 24 Monate nach der T-4-Auktion organisiert werden kann).

2.5. Auktionsverfahren und Preisregel

2.5.1. Häufigkeit der Auktionen

(84) Laut Anmeldung wird der ÜNB CRM-Auktionen in Abhängigkeit von der Höhe der Kapazitätsressourcen durchführen, die benötigt werden, um angemessene Ressourcen zu gewährleisten, mit denen der Zuverlässigkeitsstandard erreicht werden kann.

(85) Eine solche Kapazitätsauktion wird einmal pro Jahr durchgeführt, wobei die Lieferung jeweils vier Jahre später erfolgt („T-4-Auktion“). Im Jahr unmittelbar vor dem Lieferjahr der Hauptauktion wird eine weitere Auktion durchgeführt („T-1-Auktion“). Die erste T-4-Auktion ist für 2021 und die erste T-1-Auktion für 2024 geplant.

2.5.2. Bestimmung der durch eine Auktion zu beschaffenden Menge

(86) In einer früheren Fassung des Stromgesetzes war in Artikel 7 undecies Absatz 2 festgelegt, dass die Methode zur Festsetzung der Parameter zur Bestimmung der Menge der zu beschaffenden Kapazität vom ÜNB vorgeschlagen wird. Gemäß der Elektrizitätsverordnung, die seit dem 1. Januar 2020 gilt, genehmigt der Mitgliedstaat die durch eine Auktion zu beschaffende Menge auf der Grundlage eines Vorschlags der CREG. Der CRM-Ausschuss (FÖD Wirtschaft, CREG, Elia und das Kabinett des Energieministers) beschloss daher bereits 2019, dass die CREG einen Vorschlag für die Methode zur Festsetzung der Parameter zur Bestimmung der durch eine Auktion zu beschaffenden Menge ausarbeiten würde. Die folgenden Erwägungsgründe enthalten Detailangaben in zeitlicher Reihenfolge.

(87) Am 22. November 2019 erarbeitete Elia den Entwurf eines Vorschlags für einen Königlichen Erlass zur Festlegung der Methode für die Bestimmung der Auktionsparameter (z. B. De-Rating-Faktoren, Basis- und Referenzpreise, mittlere Preisobergrenze), einschließlich des Verfahrens zur Bestimmung des Szenarios zur Ermittlung der benötigten Kapazitäten. (43) Am 6. Dezember 2019 nahm die CREG eine Stellungnahme (44) zum Vorschlag von Elia an, in der sie insbesondere erklärt, dass die Verwendung des EU-HiLo-Szenarios zur Bestimmung der zu erwerbenden Kapazitäten unangemessen ist (45) und nicht mit Artikel 24 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung im Einklang steht.

(88) Am 18. März 2020 übermittelte die CREG dem belgischen Energieminister den Entwurf des Vorschlags (E)2064 zur Bestimmung der zu beschaffenden Kapazitätsmenge. Dieser Entwurf basierte weitgehend auf dem Vermerk (Z) 2024 der CREG (46), der dem Minister am 20. Dezember 2019 im Anschluss an eine öffentliche Konsultation übermittelt worden war. Die CREG nahm den endgültigen Vorschlag am 24. März 2020 an. (47) Aus dem Vorschlag a) ergibt sich ein Haushaltszwang, wonach die Kosten für den CRM niedriger sein müssen als die Kosten, die dem Verbraucher durch die erwartete Energieunterdeckung (expected energy not served, im Folgenden „EENS“) (48) entstehen, die durch den CRM vermieden wird. Die Kosten für den CRM entsprechen den Kosten für die Kapazitäten, die zur Einhaltung des Zuverlässigkeitsstandards benötigt werden. Die erwarteten Kosten für fehlende Energie entsprechen der EENS multipliziert mit der Zahlungsbereitschaft der Kunden, die diese Energie unabsichtlich nicht erhalten (VOLL). Im Falle eines Risikos der Versorgungssicherheit entspricht dieser VOLL den Kosten der im Voraus angekündigten Nichtversorgung. Unter Verwendung des vom Planungsbüros berechneten VOLL (49) und auf der Grundlage einer Studie der ACER (50) hat die CREG folgenden Haushaltszwang ermittelt: Quelle: Vorschlag (E)2064 der CREG vom 24. März 2020. b) ergibt sich die folgende Nachfragekurve, bei der die durch eine Auktion zu beschaffende Zielmenge C-Q ist (51): Quelle: Vorschlag (E)2064 der CREG vom 24. März 2020.

(89) Unter Berücksichtigung der Ergebnisse der öffentlichen Konsultation zum Vermerk (Z) 2024 der CREG kam das belgische Energieministerium zu dem Schluss, dass die von der CREG vorgeschlagene Methode (insbesondere der Haushaltszwang) keine ausreichende Gewähr dafür bietet, dass das Ziel des CRM, das darin besteht, „das erforderliche Maß an Versorgungssicherheit zu gewährleisten“, im Einklang mit den rechtlichen Kriterien eingehalten wird.

(90) Folglich entwickelte das belgische Energieministerium unter Berücksichtigung des Vorschlags von Elia für einen Königlichen Erlass (siehe Erwägungsgrund 87) und des Vorschlags der CREG (siehe Erwägungsgrund 88) eine alternative Methode zur Festlegung der Parameter zur Bestimmung der im Rahmen des CRM zu beschaffenden Kapazitätsmenge. Vom 23. März 2020 bis zum 27. März 2020 fand eine öffentliche Konsultation zu dieser angepassten Methode statt. Gemäß dem geänderten CRM-Gesetz sieht der angepasste Artikel 7 undecies Absatz 2 des Stromgesetzes vor, dass die Parameter zur Bestimmung der zu beschaffenden Menge auf der Grundlage eines Vorschlags der Regulierungsbehörde in einem Königlichen Erlass festgelegt werden. Der endgültige Königliche Erlass wurde nach der Annahme des geänderten CRM-Gesetzes am 30. April 2021 im belgischen Amtsblatt veröffentlicht. (52) In den Erwägungsgründen 91 bis 99 wird das in diesem endgültigen Königlichen Erlass vorgesehene Verfahren beschrieben.

(91) Jedes Jahr wird die Kapazitätsmenge, die erforderlich ist, um den Zuverlässigkeitsstandard in einem bestimmten künftigen Lieferjahr zu erfüllen (Zielmenge), auf der Grundlage eines Vorschlags der Regulierungsbehörde festgelegt. Die Regulierungsbehörde macht diesen Vorschlag unter Berücksichtigung der vom ÜNB bereitgestellten Daten; diese werden vom ÜNB auf der Grundlage eines Szenarios und von Zwischenwerten berechnet, die von der Regulierungsbehörde vorgeschlagen und vom Minister festgelegt wurden. Die Zielmenge wird auf der Grundlage des rechtlichen Zuverlässigkeitsstandards bestimmt, der einem bestimmten LOLE-Wert entspricht. Ein Szenario wird kalibriert, um sicherzustellen, dass dieses Kriterium erfüllt ist. Sobald das Szenario kalibriert ist, wird eine Marktsimulation zur Ermittlung der simulierten Knappheitsstunden durchgeführt. Die Zielmenge wird daraufhin berechnet als Summe der durchschnittlichen Last während der simulierten Knappheitsstunden und des Ausgleichsbedarfs, von der die durchschnittliche EENS während der simulierten Knappheitsstunden abgezogen wird.

(92) Das in Erwägungsgrund 91 genannte Szenario, das anhand der neuesten verfügbaren Informationen aktualisiert wird, wird eines der zentralen Referenzszenarien zur Ermittlung von Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen entweder aus der letzten ERAA (53) oder der letzten NRAA (54) sein. (55) Das Verfahren zur endgültigen Bestimmung der zu beschaffenden Kapazitätsmenge muss auch den einschlägigen Teilen der Elektrizitätsverordnung entsprechen.

(93) Der Königliche Erlass sieht zur Festlegung des Referenzszenarios folgendes Verfahren vor: Als Grundlage für die Entscheidung des Energieministers wird der belgische ÜNB im Anschluss an eine öffentliche Konsultation der Marktteilnehmer zu den Daten und Annahmen eine Empfehlung veröffentlichen. Anschließend wird die Regulierungsbehörde unter Berücksichtigung der im Königlichen Erlass vorgesehenen Methode einen Vorschlag für das Referenzszenario vorlegen. Schließlich wird der FÖD Wirtschaft eine Stellungnahme zu diesem Vorschlag veröffentlichen. Die endgültige Entscheidung über die Wahl des Szenarios obliegt dem Energieminister.

(94) Durch eine allgemeine Auktionspreisobergrenze, die für alle Kapazitätskategorien gilt, wird die maximale Vergütung festgelegt, die bei einer CRM-Auktion für ein Gebot erzielt werden kann. Durch diese Auktionspreisobergrenze zur Festlegung der maximalen Vergütung wird die Möglichkeit, dass es durch die Abgabe unangemessener Gebote zu einem Missbrauch von Marktmacht kommt, eingeschränkt. Die allgemeine Auktionspreisobergrenze wird durch Multiplikation der Netto-CONE (56) mit einem Faktor X berechnet. Der Wert des Korrekturfaktors X trägt den Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Schätzung der Netto-CONE Rechnung, sowohl auf Ebene der Bruttokostenvariabilität eines neuen Marktteilnehmers in Verbindung mit verschiedenen Technologien als auch bei der Bestimmung der jährlichen inframarginalen Annuitäten auf dem Energiemarkt und der Nettoeinnahmen auf dem Markt für zusätzliche Regelreserve. Die allgemeine Auktionspreisobergrenze für die erste Auktion liegt bei 75,00 EUR/kW/Jahr und entspricht der Netto-CONE multipliziert mit einem Korrekturfaktor von 1,50. (57)

(95) Die Nachfragekurve für die T-4-Auktion wird auf der Grundlage von drei Punkten erstellt (siehe Abbildung 1):

(96) Die Nachfragekurve für die T-1-Auktion wird auf der Grundlage derselben Punkte B und C für die T-4-Auktion erstellt, allerdings wird die Zielmenge angepasst, um den bereits durch die T-4-Auktion für denselben Lieferzeitraum kontrahierten Kapazitäten Rechnung zu tragen. Auf der y-Achse entspricht Punkt A der allgemeinen Auktionspreisobergrenze und auf der x-Achse der Zielmenge.

(97) Die belgischen Behörden sind der Auffassung, dass bei der Erstellung der Nachfragekurven zwei Grundsätze beachtet wurden: a) Gewährleistung der Versorgungssicherheit: Dies bedeutet, dass nach Abschluss der T-4- und T-1-Auktionen der Zuverlässigkeitsstandard eingehalten werden sollte, da andernfalls das Ziel des CRM nicht erreicht würde. Da Punkt B der Menge entspricht, die benötigt wird, um den Zuverlässigkeitsstandard zu erfüllen, sollte sichergestellt werden, dass zumindest diese Menge kontrahiert wird. Da nach einer T-4-Auktion noch die Möglichkeit besteht, durch eine T-1-Auktion weitere Kapazitäten zu kontrahieren, ist eine geneigte Kurve zwischen Punkt A und Punkt B in T-4 möglich, sodass eine geringere Menge als die für Punkt B in der T-4-Auktion kalibrierte Menge kontrahiert werden kann. Eine geringere Menge als die Menge im Zusammenhang mit Punkt B in T-1 zu kontrahieren würde jedoch nicht gewährleisten, dass der Zuverlässigkeitsstandard erfüllt wird. Dies erklärt den vertikalen Abschnitt in T-1 zwischen Punkt A und Punkt B. b) Gewährleistung eines angemessenen Mechanismus, der die geringsten Kosten verursacht: Dies bedeutet, dass die zu beschaffende Gesamtmenge die für die Einhaltung des Zuverlässigkeitsstandards erforderliche Menge nicht überschreiten sollte, da andernfalls die Gesamtkosten des Mechanismus aufgebläht würden. Dies erklärt, warum die Nachfragekurve sowohl bei T-4- als auch bei T-1-Auktionen zwischen Punkt B und dem Schnittpunkt mit der x-Achse senkrecht verläuft.

(98) Gemäß dem Stromgesetz muss eine Mindestkapazitätsmenge für T-1-Auktionen reserviert und von der Zielmenge für die T-4-Auktion abgezogen werden. Diese reservierte Menge muss mindestens der Kapazität entsprechen, die im Durchschnitt erforderlich ist, um die Gesamtlast zu Spitzenzeiten für weniger als 200 Betriebsstunden pro Jahr abzudecken. Gemäß dem Königlichen Erlass zur Festlegung der Methode für die Kapazitätsberechnung und die Bestimmung der CRM-Auktionsparameter wird die Kapazität, die im Durchschnitt erforderlich ist, um die Gesamtlast zu Spitzenzeiten für weniger als 200 Stunden abzudecken, für jeden Block von 100 MW anhand der durchschnittlichen Anzahl der Stunden bestimmt, die benötigt werden, um das Kriterium der Versorgungssicherheit auf der Grundlage der Lastdauerkurve zu erfüllen. Dies sind die Stunden, die bei einem bestimmten Kapazitätsbedarf zur Deckung des maximalen Stromverbrauchs benötigt werden. Die Schätzung der Nachfragekurve führte zur Reservierung von rund 2,5 GW für die für 2024 geplante T-1-Auktion. Belgien zufolge spiegelt die Entscheidung, einen Teil der zu beschaffenden Menge für die T-1-Auktion zu reservieren, seine Bereitschaft wider, die technische Neutralität und die technische Offenheit des Mechanismus zu betonen. Diese Maßnahme fördert die Beteiligung von Laststeuerungsanbietern, da es für diese Kapazitäten schwieriger sein könnte, ihre Verfügbarkeit weit im Voraus zu planen, was ihre Teilnahme an der T-4-Auktion erschweren könnte. Ungeachtet dieser Verlagerung der Kapazitätsmenge auf die T-1-Auktion dürfen alle Kapazitätsinhaber für einen bestimmten Lieferzeitraum sowohl am T-4- als auch am T-1-Auktionsverfahren teilnehmen.

(99) Im Vorgriff auf die Umsetzung des endgültigen Entwurfs des Königlichen Erlasses a) führte Elia eine öffentliche Konsultation zu den Szenarien, Sensitivitäten und Daten für die Berechnung der CRM-Parameter für die T-4-Auktion für den Lieferzeitraum 2025–2026 durch. Die öffentliche Konsultation fand vom 5. Mai 2020 bis zum 5. Juni 2020 statt. (59) Gemäß dem Königlichen Erlass zog Elia die Daten aus der MAF 2019 des ENTSO (Strom) heran, die mit den neuesten verfügbaren Informationen aus öffentlichen Quellen aktualisiert wurden, sowie Daten zu den in das Referenzszenario aufzunehmenden Sensitivitäten, die sich auf die Versorgungssicherheit Belgiens auswirken können (siehe Erwägungsgrund 93). Im Anschluss an die öffentliche Konsultation empfahl Elia, eine Sensitivität gegenüber geringer Nachfrage sowie eine Sensitivität entsprechend dem EU-HiLo-Szenario in das Referenzszenario (60) aufzunehmen (siehe Erwägungsgrund 30). Anschließend nahm die CREG am 10. Juli 2020 einen Vorschlag für ein Referenzszenario (61) an, in dem sie insbesondere ihre Kritik an der Empfehlung von Elia bekräftigt, die Sensitivität einer Verringerung der Verfügbarkeit französischer Kernkraftwerke um vier Kernkraftwerkseinheiten einzubeziehen (siehe Erwägungsgrund 87), wobei sie auch auf den bestehenden CRM in Frankreich zur Sicherstellung der Angemessenheit sowie auf das Risiko einer Erhöhung der zu beschaffenden Kapazitäten hinwies. Kurz darauf nahm die Generaldirektion Energie des FÖD Wirtschaft jedoch eine Stellungnahme für den Energieminister (62) an, in der sie empfiehlt, aufgrund des Nachfragerückgangs infolge der Auswirkungen des COVID-19-Ausbruchs eine Änderung der erwarteten Nachfrage in das Referenzszenario aufzunehmen. Hinzu kam eine zusätzliche Nichtverfügbarkeit von Kernkraftwerken in Frankreich. Somit wies die Generaldirektion Energie des FÖD Wirtschaft die meisten Kritikpunkte der CREG zurück, forderte Elia aber dennoch auf, seine Analyse im Lichte der Ergebnisse des PLEF zu überprüfen (siehe Erwägungsgrund 35). b) Die CREG führte vom 1. Juli 2020 bis zum 13. Juli 2020 eine öffentliche Konsultation zu einem Vorschlag über die Werte der Brutto-KONE, die WACC und den Korrekturfaktor X durch. (63) Der Energieminister trifft jedes Jahr auf der Grundlage des Vorschlags der CREG, von dem er jedoch abweichen kann, seine Entscheidung.

(100) Die Nachfragekurve für die T-4-Auktion im Oktober 2021 basiert auf dem zentralen Szenario der MAF 2019 mit aktualisierten Daten und Korrekturen auf der Grundlage der vom PLEF vorgenommenen und im April 2020 veröffentlichten Abschätzung der Angemessenheit der Stromerzeugung (siehe auch Erwägungsgründe 287 bis 289).

(101) Die Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 stützt sich auf das zentrale Szenario der MAF 2020, ergänzt um den neuesten Datensatz, der für jedes Land verfügbar ist und vom ENTSO (Strom) erhoben wird, sowie auf öffentliche Informationen oder aktualisierte nationale Studien für andere Länder. Belgien zufolge wird durch die Verwendung derselben Quelle (MAF) als Datensatz sowohl für die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen als auch für die Kalibrierung der Nachfragekurve Kohärenz gewährleistet.

(102) Belgien stellte klar, dass die bei den Berechnungen der Nachfragekurve für die erste Auktion verwendete Sensitivität in Bezug auf die Nichtverfügbarkeit der französischen Kernkraftkapazitäten (in Übereinstimmung mit der vom PLEF vorgenommen Abschätzung der Angemessenheit der Stromerzeugung) auch in der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 modelliert wurde.

(103) Die geschätzte Menge, die im Rahmen der ersten T-4- und T-1-Auktionen beschafft werden soll, beträgt rund 9,5 GW. Die Gesamtmenge wird je Auktion auf der Grundlage der in Abschnitt 2.5.2 beschriebenen Methode festgelegt. Bei der Nachfragekurve für die T-4-Auktion haben die belgischen Behörden eine beträchtliche Menge für die T-1-Auktion reserviert, um sicherzustellen, dass eine neue Kalibrierung näher am Lieferjahr vorgenommen wird, und um zu vermeiden, dass in der ersten T-4-Auktion zu viele Kapazitäten versteigert werden. Durch diese T-1-Reservierung wird es den belgischen Behörden ermöglicht, geringfügige Abweichungen infolge neuer Input-Daten und methodischer Verbesserungen zu bewältigen, aber auch sichergestellt, dass ausreichend Gelegenheit für die Beteiligung neuer und innovativer Technologien besteht, sodass in der Praxis die technologische Neutralität der Maßnahme gewährleistet ist.

(104) Insgesamt werden in der T-4-Auktion 2021 rund 54 % des durchschnittlichen Spitzenverbrauchs zu Knappheitszeiten kontrahiert, wodurch die Zielmenge auf das unbedingt erforderliche Maß reduziert wird.

(105) Belgien hat sich verpflichtet, die durch die T-4-Auktion 2023 und die T-1-Auktion 2026 zu beschaffenden Mengen mit den Ergebnissen der NRAA 2023 abzugleichen und gegebenenfalls anzupassen.

2.5.3. Präqualifikationsphase

(106) Alle Inhaber von Erzeugungskapazitäten von mehr als 1 MW unterliegen einem obligatorischen Präqualifikationsverfahren. Vorausgewählte Kapazitätsinhaber sind jedoch nicht zur Teilnahme an der Ausschreibung verpflichtet (Opt-out). Zur Erleichterung dieser obligatorischen Präqualifikation ist ein beschleunigtes Präqualifikationsverfahren vorgesehen, das es den Kapazitätsinhabern ermöglicht, die Anforderung für die Präqualifikation bei minimalem Aufwand zu erfüllen (es ist nur ein Minimum an Informationen erforderlich, z. B. Identifikationsnummer, Art des Lieferpunkts und installierte Gesamtkapazität): Kapazitätsinhaber nach einem beschleunigten Präqualifikationsverfahren werden automatisch als Opt-out behandelt.

(107) Zu den Anforderungen für die Präqualifikation zählt auch eine Anforderung in Bezug auf Emissionsgrenzwerte: Kapazitätsanbieter, die die nachstehend angegebenen Emissionsgrenzwerte überschreiten, dürfen nicht an der Kapazitätsauktion teilnehmen: a) Für Kapazitäten, die die Erzeugung am oder nach dem 4. Juli 2019 aufgenommen haben, gilt ein Emissionsgrenzwert von 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität. b) Für Kapazitäten, die die Erzeugung vor dem 4. Juli 2019 aufgenommen haben, gilt ein Emissionsgrenzwert von 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität und 350 kg CO2 aus fossilen Brennstoffen im Jahresdurchschnitt je installierte Kilowatt Leistung elektrisch (kWe).

(108) Darüber hinaus müssen die Bewerber im Rahmen des Präqualifikationsverfahrens eine vorläufige finanzielle Sicherheit leisten, um an der Auktion teilnehmen zu können. Diese vorläufige finanzielle Sicherheit wird wirksam, wenn die CMU bei der Auktion ausgewählt wird. Kommt der Kapazitätsanbieter nach der Auswahl bei der Auktion seinen vertraglichen Verpflichtungen nicht nach oder ist er nicht bereit, den Kapazitätsvertrag zu unterzeichnen, werden im Rahmen der Kontrolle vor der Lieferung finanzielle Sanktionen verhängt. Die vertragliche Gegenpartei hat das Recht, eine finanzielle Sicherheit zu verlangen, falls diese Sanktionen nicht beglichen werden. Zum Zeitpunkt der Präqualifikation beläuft sich der Betrag der vorläufigen finanziellen Sicherheit auf 20 000 EUR/MW für virtuelle und zusätzliche CMU und auf 10 000 EUR/MW für bestehende CMU, je nach der beihilfefähigen Kapazitätsmenge der CMU (da die kontrahierten Kapazitäten noch nicht bekannt sind und sichergestellt werden soll, dass die finanzielle Sicherheit im Verhältnis zur Größe des Projekts sowie zum Risiko für das System im Falle der Nichtlieferung steht). Liegen die endgültigen kontrahierten Kapazitäten des CMU unter der beihilfefähigen Kapazitätsmenge, wird der Betrag der finanziellen Sicherheit um die positive Differenz zwischen der beihilfefähigen Kapazitätsmenge und den kontrahierten Kapazitäten, multipliziert mit 20 000 EUR (für virtuelle und zusätzliche CMU) bzw. 10 000 EUR (für bestehende CMU), verringert.

(109) Darüber hinaus müssen Parteien, die mit neuen Anlagen (für einen Kapazitätsvertrag mit einer Laufzeit von 15 Jahren), die mit fossilen Brennstoffen befeuert werden, in die Präqualifikation kommen wollen, anerkennen, dass sie durch den Abschluss eines Kapazitätsvertrags nicht von den aktuellen und künftigen Rechtsvorschriften und Zielen der Europäischen Union und/oder Belgiens zur Verringerung der Treibhausgasemissionen befreit werden. Auch müssen sie anerkennen, dass sie sich mit dem Abschluss eines Kapazitätsvertrags verpflichten, an der politischen Vorbereitung zur Erreichung dieser Ziele mitzuwirken. Zu diesem Zweck müssen sie eine schriftliche Erklärung beifügen, in der sie sich zu Folgendem verpflichten: a) Untersuchung der technischen und wirtschaftlichen Durchführbarkeit einer Verringerung der Treibhausgasemissionen der betreffenden Anlage im Einklang mit den einschlägigen europäischen und belgischen Rechtsvorschriften und Zielvorgaben bis zum 31. Dezember 2026, b) Aufstellung eines Emissionsverminderungsplans bis zum 31. Dezember 2027, aus dem hervorgeht, wie sie zum Übergang zur Klimaneutralität bis 2050 beitragen werden, mit Zwischenzielen für die Jahre 2035 und 2045 und c) Erreichung von Null- oder Negativemissionen bis 2050. Die an der Aufstellung eines Emissionsverminderungsplans beteiligten Parteien können beschließen, die Untersuchung der technischen und wirtschaftlichen Durchführbarkeit einer Verringerung der Treibhausgasemissionen gemeinsam durchzuführen.

(110) Die Einhaltung der in Erwägungsgrund 109 dargelegten Verpflichtungen muss der Generaldirektion Energie des FÖD Wirtschaft nachgewiesen werden.

2.5.4. Spezifische Gestaltungsmerkmale der Auktion

2.5.4.1. Preisregel

(111) Das wettbewerbliche Auktionsverfahren stützt sich auf das Format der „Sealed-Bid“-Auktion, bei dem die Bieter Gebote anonym abgeben und das Marktclearing anschließend in einer einzigen Runde erfolgt. Den belgischen Behörden zufolge wird durch eine „Sealed-Bid“-Auktion die Möglichkeit des Missbrauchs von Marktmacht eingeschränkt, da während des Marktclearings keine Informationen an den Markt weitergegeben werden und die Bieter ihre Gebote nicht aktualisieren können. Sie weisen auch darauf hin, dass die Bieter bei einer „Sealed-Bid“-Auktion, anders als bei „Holländischen Auktionen“, nicht für (typischerweise) zwei bis drei Tage gebunden sind, in denen sie auf die Informationen, die für das Auktionsverfahren zur Verfügung gestellt werden, reagieren müssen. Das weniger komplexe und zeitaufwändige Auktionsverfahren könnte die Eintrittsbarriere weiter senken, was insbesondere für neue und kleine Marktteilnehmer sowie für Laststeuerungsanbieter, deren Kerngeschäft nicht der Energiemarkt ist, von Bedeutung ist.

(112) Alle erfolgreichen Bieter erhalten eine Kapazitätsvergütung auf der Grundlage der „Pay-as-bid“-Preisregel für alle Auktionen, die mindestens die ersten beiden Lieferzeiträume betreffen (T-4- und T-1-Auktionen für Lieferzeiträume, die im November 2025 und November 2026 beginnen). Mit anderen Worten erhalten erfolgreiche Kapazitätsanbieter ihren Angebotspreis als Kapazitätsvergütung.

(113) Nach Vorlage eines Bewertungsberichts an das Parlament könnte für Auktionen, die spätere Lieferzeiträume betreffen, die „Pay-as-cleared“-Preisregel zur Anwendung kommen. Nach der „Pay-as-cleared“-Preisregel entspricht die Kapazitätsvergütung dem Preis des höchsten ausgewählten Angebots (mit Begrenzung der mittleren Preisobergrenze, siehe Abschnitt 2.5.4.2).

(114) Die belgischen Behörden sind der Ansicht, dass die Angemessenheit in Belgien um das Jahr 2025 neue Kapazitäten erfordern wird (siehe Erwägungsgrund 29). Daher werden wahrscheinlich Kapazitätsinhaber mit sehr heterogenen Kostenstrukturen in den ersten CRM-Auktionen miteinander in Wettbewerb treten. Folglich befürchten die belgischen Behörden, dass bei Anwendung der „Pay-as-cleared“-Preisregel einige Kapazitätsanbieter von hohen inframarginalen CRM-Renten und somit von Zufallsgewinnen profitieren könnten. Nach Ansicht Belgiens würde im Falle perfekter Informationen, anhand derer die Marktteilnehmer den potenziellen Marktclearingpreis im Rahmen von „Pay-as-cleared“ abschätzen können, die „Pay-as-bid“-Preisregel theoretisch zu demselben Ergebnis führen, da die Bieter einen Anreiz haben, Gebote in Höhe dieses voraussichtlichen Clearingpreises abzugeben. In der Praxis ist jedoch mit den ersten CRM-Auktionen zwangsläufig ein gewisses Maß an Unsicherheit und Unvorhersehbarkeit in Bezug auf den potenziellen „Pay-as-cleared“-Marktpreis verbunden. Daher können Marktteilnehmer im Rahmen der „Pay-as-bid“-Preisregel umsichtiger handeln, um das Risiko, nicht ausgewählt zu werden, zu vermeiden, und somit kann „Pay-as-bid“ zu einem kostengünstigeren Ergebnis führen.

(115) Belgien ist jedoch der Ansicht, dass der Kosteneffizienzvorteil von „Pay-as-bid“-Auktionen mit der Zeit wahrscheinlich abnimmt, und zwar nicht nur, weil der Bedarf an neuen Kapazitäten wegfallen könnte, sondern auch, weil wiederkehrende „Pay-as-bid“-Auktionen es den Marktteilnehmern ermöglichen, den Referenzmarkt-Clearingpreis besser abzuschätzen, was zu einer „flachen“ Angebotskurve führt. Sollte das „Missing-Money“-Problem mittel- bis langfristig gelöst werden, könnte durch „Pay-as-bid“ außerdem verhindert werden, dass der Preis gegen null tendiert, da die Kapazitätsanbieter bei der „Pay-as-bid“-Preisregel keinen Anreiz haben, ein Gebot zu null abzugeben.

(116) Belgien ist der Auffassung, dass die „Pay-as-cleared“-Preisregel nach späteren Auktionen zur besseren Wahl werden könnte, um den Wettbewerb anzuregen, ein transparentes Preissignal zu setzen und zu ermöglichen, dass die Kapazitätsvergütungen gegen null tendieren, wenn davon ausgegangen wird, dass das Kapazitätsangebot ausreicht, um die Kapazitätsnachfrage zu decken. Ein wichtiges Merkmal der „Pay-as-cleared“-Preisregel ist, dass das rationale Bietverhalten darin besteht, ein Gebot in Höhe der tatsächlichen Kosten abzugeben. Da mit der „Pay-as-cleared“-Preisregel ein transparentes Preissignal für den Markt gesetzt wird, können diese Informationen für kleine Einheiten und neue Marktteilnehmer besonders wertvoll sein, da sie ihnen eine bessere Vorstellung von den aktuellen und künftig zu erwartenden Marktbedingungen vermitteln und so die Teilnahme im Laufe der Zeit fördern können. Darüber hinaus werden durch die „Pay-as-cleared“-Preisregel vertragliche Vereinbarungen, insbesondere im Hinblick auf Aggregierungen, vereinfacht. Belgien wird daher ein Verfahren vorsehen, das einen Wechsel zur „Pay-as-cleared“-Preisregel ermöglicht, wenn sich dies als vorteilhaft erweist.

2.5.4.2. Mittlere Preisobergrenze

(117) Wie in Abschnitt 2.6 ausführlich beschrieben, kann eine CMU, die erhebliche Investitionen erfordert, sich um einen mehrjährigen Kapazitätsvertrag bewerben. Derzeit gilt diese Regel nicht für indirekte ausländische Kapazitäten, für die nur ein Vertrag mit einer Laufzeit von einem Jahr möglich ist (siehe Erwägungsgründe 143 und 144). Nach Angaben der belgischen Behörden müssen CMU, die in die Kategorie der Einjahresverträge fallen, keine oder nur geringe Investitionskosten decken (andernfalls würden sie für einen Mehrjahresvertrag infrage kommen). Daher ist vorgesehen, auf CMU, die in die Kategorie der Einjahresverträge fallen, eine mittlere Preisobergrenze anzuwenden, um Zufallsgewinne zu vermeiden. Diese Regel gilt auch für Verträge über indirekte ausländische Kapazitäten (Näheres siehe Abschnitt 2.10.1).

(118) CMU, die in die Kategorie der Einjahresverträge fallen, dürfen nicht zu einem Preis bieten, der über der mittleren Preisobergrenze liegt. Darüber hinaus würden diese CMU auch nach der „Pay-as-cleared“-Regel (siehe Erwägungsgrund 113) keine Kapazitätszahlungen erhalten, die über der mittleren Preisobergrenze liegen.

(119) Nach Ansicht der belgischen Behörden wird durch die mittlere Preisobergrenze auch verhindert, dass Marktteilnehmer mit beträchtlicher Marktmacht strategisch beschließen, bestehende Kapazitäten stillzulegen oder zu schließen, wodurch Kapazitäten effektiv aus dem Markt genommen werden, was wiederum den Markt-Clearingpreis beeinflusst. Durch die Begrenzung der maximalen Kapazitätsvergütung für Kapazitäten, die in die Kategorie der Einjahresverträge fallen (darunter bestehende Anlagen), würde durch die mittlere Preisobergrenze das Potenzial für überhöhte inframarginale Renten eingeschränkt.

(120) Die belgischen Behörden weisen darauf hin, dass die mittlere Preisobergrenze einerseits ausreichend niedrig sein sollte, um Zufallsgewinne zu vermeiden, andererseits aber auch nicht zu niedrig sein sollte, um normale Renditen für die Investoren zu verhindern oder sogar CMU von der Teilnahme an der CRM-Auktion abzuhalten und ein unerwünschtes Austrittssignal zu schaffen.

(121) Gemäß der Methode, die im Königlichen Erlass zur Festlegung der Methode für die Kapazitätsberechnung und die Bestimmung der CRM-Auktionsparameter beschrieben ist, wird die mittlere Preisobergrenze auf das erwartete Niveau des „Missing Money“ der derzeit auf dem Markt am schlechtesten abschneidenden Technologie kalibriert, wobei sowohl Kosten als auch Einnahmen zu berücksichtigen sind.

(122) Es sind folgende Kosten zu berücksichtigen: a) jährliche Fixkosten für Betrieb und Instandhaltung; b) auf Jahresbasis umgerechnete Instandhaltungskosten (ausgenommen Kosten im Zusammenhang mit einer Kapazitätserweiterung oder einer Verlängerung der Lebensdauer einer Anlage); c) Aktivierungskosten für eine Verfügbarkeitsprüfung.

(123) Diese Kostenkomponenten werden durch die anwendbaren De-Rating-Faktoren dividiert, da die mittlere Preisobergrenze in der Auktion gilt, in der die Preise je herabgesetztem MW ausgedrückt werden. Die belgischen Behörden übermittelten die in Tabelle 5 enthaltenen Daten. (64) Tabelle 5 Jährliche Gesamtkosten für eine Auswahlliste bestehender Technologien (65) Jährliche Fixkosten für Betrieb und Instandhaltung [EUR/kW/Jahr] Aktivierungskosten für die Verfügbarkeitsprüfung [EUR/kW/Jahr] De-Rating-Faktor (66) NIEDRIG MITTEL HOCH CCGT 29 30 41 0 91 % OCGT 19 19 40 0 90 % Strahlturbinen 23 29 29 0 96 % Laststeuerung 5 10 15 0,18 36 % Quelle: Anmeldung.

(124) Es sind folgende Einnahmen zu berücksichtigen: a) jährliche inframarginale Renten, die auf dem Strommarkt erzielt werden; b) jährliche Nettoeinnahmen aus der Erbringung frequenzbezogener Regelreserve.

(125) Die belgischen Behörden übermittelten die in Tabelle 6 enthaltenen Daten: Tabelle 6 Jährliche Gesamteinnahmen für eine Auswahlliste bestehender Technologien (67) Jährliche Gesamteinnahmen [EUR/kW/Jahr] (68) NIEDRIG MITTEL HOCH CCGT 5 11 20 OCGT 10,2 12,6 15,5 Strahlturbinen 19,3 23,2 27 Laststeuerung 14,3 17,1 20 Quelle: Anmeldung.

(126) Schließlich wird das „Missing Money“ berechnet, indem die jährlichen Einnahmen von den jährlichen Kosten abgezogen werden. Zu dem sich ergebenden Wert wird ein Unsicherheitszuschlag von 5 % hinzugerechnet, um den allgemeinen Unsicherheiten Rechnung zu tragen, die mit einer „Missing-Money“-Schätzung verbunden sind, insbesondere in Anbetracht dessen, dass die Kalibrierung der mittleren Preisobergrenze eine Verallgemeinerung der Kosten und Einnahmen pro Technologie erfordert und dass diese Schätzung mehrere Jahre vor dem jeweiligen Lieferzeitraum erfolgt.

(127) Die belgischen Behörden übermittelten die in Tabelle 7 enthaltenen Daten: Beim „Missing Money“ gibt es verschiedene „Stufen“: Stufe 1: geringe Kosten und hohe Einnahmen; Stufe 2: geringe Kosten und mittlere Einnahmen; Stufe 3: geringe Kosten und geringe Einnahmen; Stufe 4: mittlere Kosten und hohe Einnahmen; Stufe 5: mittlere Kosten und mittlere Einnahmen; Stufe 6: mittlere Kosten und geringe Einnahmen. Tabelle 7 Für eine Auswahlliste bestehender Technologien abgeleitete „Missing-Money“-Werte (69) „Missing Money“ [EUR/kW (herabgesetzt)/Jahr] Stufe 1 Stufe 2 Stufe 3 Stufe 4 Stufe 5 Stufe 6 CCGT 10,4 20,8 27,7 11,5 21,9 28,8 OCGT 4,1 7,5 10,3 4,1 7,5 10,3 Strahlturbinen 0 0 4 2,2 6,4 10,6 Laststeuerung 0 0 0 0 0 0 Quelle: Anmeldung.

(128) Auf der Grundlage der von Elia vorgelegten Angaben und Daten und der Stellungnahme der Regulierungsbehörde zu diesen Daten haben die belgischen Behörden die mittlere Preisobergrenze für die erste Auktion, d. h. die T-4-Auktion für den Lieferzeitraum November 2025 bis Oktober 2026, auf 20,00 EUR/kW (herabgesetzt)/Jahr festgelegt.

(129) Während des förmlichen Prüfverfahrens führte Belgien eine individuelle Ausnahmeregelung in Bezug auf die mittlere Preisobergrenze ein. (70)

(130) Die Ausnahmeregelung wurde durch den Königlichen Erlass zur Festlegung der Methode für die Kapazitätsberechnung und die Bestimmung der CRM-Auktionsparameter eingeführt. Sie gilt gleichermaßen für nationale und indirekte grenzüberschreitende Kapazitäten.

(131) Gemäß dem Königlichen Erlass wird die Ausnahme für die erste Auktion aufgrund der begrenzten Zeit zwischen der Konzeption der Ausnahmeregelung und der Vorbereitung der ersten Auktion nachträglich gewährt, d. h. nach Abschluss der Auktion. Belgien erklärte, dass potenzielle Begünstigte die Ausnahmegenehmigung vor der Auktion beantragen und vor der Auktion alle relevanten Informationen vorlegen. Alle Kriterien und Vorschriften für eine Erteilung der Ausnahmegenehmigung werden vor der Auktion auf transparente Weise festgelegt. Die Ausnahmegenehmigung ist nicht abhängig von den eingereichten Geboten der Auktionsteilnehmer. Wenn schließlich im Nachhinein festgestellt wird, dass bestimmte Einheiten nicht für eine Ausnahmegenehmigung infrage kommen, und ihre Zahlungen gekürzt werden, so wirkt sich dies nicht auf das Ergebnis (Vertrag, Zahlung und kontrahierte Menge) für andere Einheiten aus, die an der Auktion teilgenommen haben.

2.5.4.3. Clearingvorschriften

(132) Das Clearing der Kapazitätsauktion sollte durch Auswahl der Kombination von Geboten erfolgen, durch die ein maximaler Beitrag zur sozialen Wohlfahrt geleistet wird, und zwar unter Berücksichtigung der (administrativ bestimmten) Nachfragekurve und der (durch Aggregierung der verschiedenen Gebote der Kapazitätsinhaber bestimmten) Angebotskurve sowie der Mengen- und Preiskomponenten der verschiedenen Gebote. Die soziale Wohlfahrt wird in diesem Zusammenhang berechnet als Summe der Konsumentenrente (Überschuss für die Gesellschaft aus der Befriedigung der Nachfrage nach Versorgungssicherheit zu einem Preis unterhalb der Zahlungsbereitschaft für Kapazitäten, wie durch die Nachfragekurve definiert) und der Produzentenrente (Überschuss für die Kapazitätsanbieter aus der Auswahl ihrer Gebote zu einem Preis oberhalb des Gebotspreises).

(133) Wenn mehrere Clearinglösungen (d. h. eine Kombination von Geboten) im Hinblick auf die Maximierung der ökonomischen Wohlfahrt gleichwertig sind, wird die Lösung mit den geringsten CO2-Emissionen ausgewählt. Sind zwei Lösungen sowohl hinsichtlich der Maximierung der ökonomischen Wohlfahrt als auch der gewichteten durchschnittlichen CO2-Emissionen gleichwertig, wird die Lösung mit der am niedrigsten gewichteten durchschnittlichen Vertragslaufzeit gewählt, um die Lock-in-Effekte über mehrere Jahre zu begrenzen. (71)

(134) Im Auktionsalgorithmus werden auch Netzbeschränkungen insofern berücksichtigt, dass bestimmte Kombinationen von Geboten, die zusammen nicht netzkonform sind, abgelehnt werden. Die Netzbeschränkungen für das Übertragungsnetz, die während des Auktionsclearings gelten, werden vor dem Auktionsclearing festgelegt und beruhen entweder auf Systemsicherheitserwägungen oder auf physikalischen Abstandsbeschränkungen.

2.6. Vertragslaufzeit

(135) Den belgischen Behörden zufolge ermöglicht eine längere Laufzeit des Kapazitätsvertrags dem Kapazitätsanbieter die Sicherung einer langfristigen Finanzierung, um die Investitionskosten über einen längeren Zeitraum zu verteilen. Dies könnte die erforderliche jährliche Kapazitätsvergütung verringern und dazu beitragen, dass ein neues Projekt gegenüber bestehenden Projekten auf dem Markt wettbewerbsfähig ist. Die Möglichkeit des Markteintritts neuer Anbieter zu wettbewerbsfähigen Preisen ist auch für die Kontrolle der Marktmacht der bestehenden Kapazitätsanbieter von größter Bedeutung.

(136) Durch eine längere Kapazitätsvertragslaufzeit kann jedoch auch eine längerfristige Bindung an eine Technologie auf dem Energiemarkt bewirkt werden. Daher hat sich der belgische Staat für verschiedene Kapazitätskategorien entschieden (1 Jahr, bis zu 3 Jahre, 8 Jahre und 15 Jahre). Folglich wird für neue Investitionen nicht sofort ein Kapazitätsvertrag mit der Maximallaufzeit (15 Jahre) vergeben, um zu verhindern, dass der künftige Energiemarkt für neue (und potenziell umweltfreundlichere) Technologien versperrt ist.

(137) In dem von der CREG vorgeschlagenen Königlichen Erlass vom 12. Dezember 2019 (72) sind die beihilfefähigen Kosten definiert als „anfängliche und einmalige Ausgaben für ab dem ersten vom Kapazitätsvertrag abgedeckten Lieferzeitraum für den Bau und/oder die Bereitstellung der wesentlichen physischen technischen Elemente der Kapazität und für das Angebot zusätzlicher Kapazitäten auf dem belgischen Markt erforderliche Investitionen, die ab dem Datum der Veröffentlichung der Ergebnisse der Auktion, bei der das Gebot für die entsprechende Kapazität ausgewählt wurde, anfallen und spätestens am Tag vor dem ersten Tag des Kapazitätsbereitstellungszeitraums getätigt werden“. Bei bestehenden Kapazitäten haben folgende Ausgaben das Angebot zusätzlicher Kapazitäten zur Folge: i) Ausgaben, die erforderlich sind, damit die Kapazität den Umweltstandards entspricht und auf dem Markt erhalten bleibt, ii) Ausgaben, die zur Erhöhung der installierten Kapazität oder zur Verlängerung der technischen Lebensdauer der Anlage erforderlich sind, und iii) für direkte ausländische Kapazitäten Ausgaben, die für den Anschluss der Einheit an ein Netz innerhalb der belgischen Regelzone erforderlich sind (siehe Abschnitt 2.10.2).

(138) Im vorgeschlagenen Königlichen Erlass sind die in Tabelle 8 aufgeführten Schwellenwerte vorgesehen. Diese Investitionsschwellen wurden so berechnet, dass sichergestellt ist, dass die geschätzten durchschnittlichen jährlichen Investitionskosten in den Kapazitätskategorien mit einer maximalen Kapazitätsvertragslaufzeit von 15, 8 und 3 Jahren gleich sind. Die CREG wird vorschlagen, die Investitionsschwellen bei Bedarf, mindestens jedoch alle drei Jahre zu aktualisieren. (73) Die Schwellenwerte tragen der installierten und nicht der herabgesetzten Kapazität Rechnung. Wenn die von der CMU angebotene herabgesetzte Kapazität anstelle der installierten Kapazität für die Investitionsschwellen berücksichtigt würde, würden Kapazitäten mit einem hohen De-Rating-Faktor Belgien zufolge die Investitionsschwellen für Mehrjahresverträge leichter erreichen, was dem Ziel des CRM zuwiderlaufen würde. Tabelle 8 Investitionsschwellen für langfristige Kapazitätsverträge Vertragslaufzeit Von der CREG vorgeschlagene Schwellenwerte Neuer Vorschlag der belgischen Regierung Jahre EUR/kW EUR/kW 15 600 360 8 400 239 3 177 106 Quelle: FÖD Wirtschaft.

(139) Die CREG wird die Investitionskosten überwachen, um sowohl im Voraus als auch im Nachhinein sicherzustellen, dass die jedem Kapazitätsanbieter zugewiesene Kapazitätskategorie angemessen ist. Insbesondere muss der Kapazitätsanbieter ein Ex-post-Investitionsdossier vorlegen, das die Regulierungsbehörde für ihre nachträgliche Bewertung der zugewiesenen Kapazitätskategorie verwenden kann. Ergibt die nachträgliche Analyse, dass die Kostenkriterien nicht erfüllt waren (einschließlich einer begrenzten Toleranzspanne zur Berücksichtigung geringfügiger Unsicherheiten), könnten die Vertragsbedingungen überarbeitet werden (z. B. Neueinstufung der CMU in die entsprechende Vertragskategorie). Falls das Ex-post-Investitionsdossier nicht (rechtzeitig) vorgelegt wird, ist darüber hinaus auch eine Neueinstufung der CMU in die Einjahres-Kapazitätskategorie durch die Regulierungsbehörde möglich.

(140) Gemäß dem ursprünglichen Vorschlag wird auch aggregierten Angeboten eine Vertragskategorie zugewiesen. Wird ein aggregiertes Angebot von Kapazitäten unterbreitet, die verschiedenen Vertragskategorien entsprechen, wird diesem Angebot die Vertragskategorie zugewiesen, die der Kapazität mit der kürzesten Vertragskategorie entspricht.

(141) Dieser Vorschlag wurde im Anschluss an das förmliche Prüfverfahren überarbeitet. Gemäß dem Königlichen Erlass zur Festlegung der Investitionsschwellen, der Beihilfefähigkeitskriterien für Investitionskosten und des Einstufungsverfahrens wird jede Kapazität, die Teil eines aggregierten Angebots ist, in eine Kapazitätskategorie eingestuft. Auf der Grundlage der Kapazitätseinstufung legt die CREG gegebenenfalls ihre verschiedenen Einstufungskombinationen fest und verknüpft jede Kombination mit einer maximalen Nennreferenzleistung, die der Summe der nominalen Referenzkapazitäten der Kapazitäten des aggregierten Angebots entspricht, die in eine Kapazitätskategorie eingestuft sind, die mindestens der angegebenen Kapazitätskategorie entspricht. Auf Grundlage dessen wählt der Verwalter des aggregierten Angebots die Kapazitätskategorie aus, die für das aggregierte Angebot gelten soll.

(142) Im Anschluss an das förmliche Prüfverfahren änderte Belgien auch die Bestimmungen des Königlichen Erlasses über beihilfefähige Investitionskosten. Im geänderten Königlichen Erlass heißt es, dass nur Kosten für die Anpassung an künftige Unionsstandards im Rahmen des CRM beihilfefähig sind.

(143) Den belgischen Behörden zufolge kann die Möglichkeit von Mehrjahresverträgen für ausländische Kapazitäten nicht vorgesehen werden, da langfristig nicht immer ausreichende Eintrittskapazitäten gewährleistet werden können. Letzteres hängt nicht nur vom Grad der Vernetzung und der Verfügbarkeit ab, sondern auch vom Risiko zeitgleicher hoher Systembelastungen mit Nachbarländern. Dieses Risiko kann im Laufe der Zeit erheblich variieren, je nach Angemessenheit und Marktlage in anderen Ländern.

(144) Die belgischen Behörden haben sich jedoch zur Überprüfung der Möglichkeit des Abschlusses von Mehrjahresverträgen für ausländische Kapazitäten verpflichtet. Die erste Überprüfung wird bis zum 15. Januar 2023 und danach alle zwei Jahre durchgeführt. Ergibt die Überprüfung, dass die mit dem Niveau und der Verfügbarkeit der Verbindungsleitung in Zusammenhang stehenden Risiken und das Risiko zeitgleicher hoher Systembelastungen angemessen gemindert werden, sodass Verträge mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr für indirekte ausländische Kapazitäten keine übermäßige Gefahr für die Angemessenheit darstellen, können Mehrjahresverträge für Auslandskapazitäten vergeben werden.

(145) Schließlich können nicht nachgewiesene Kapazitäten nur für einen einjährigen Kapazitätsvertrag in Betracht kommen, da es schwierig ist, genaue Kostenangaben zu begründen, die eine Einstufung in eine der mehrjährigen Vertragskategorien ermöglichen würden (siehe Abschnitt 2.4.4).

2.7. Verpflichtungen

2.7.1. Zuverlässigkeitsoptionen

(146) Im Rahmen des belgischen CRM erwirbt die vertragliche Gegenpartei über Zuverlässigkeitsoptionen Kapazität von den Kapazitätsanbietern. Die über eine Auktion ausgewählten Kapazitätsanbieter verkaufen dem Zentraleinkäufer die Zuverlässigkeitsoptionen gegen eine festgelegte Kapazitätsvergütung. Sobald der Referenzpreis ein vorab festgelegtes Niveau, den Ausübungspreis, überschreitet, ist der Kapazitätsanbieter verpflichtet, die Differenz zwischen dem Referenzpreis und dem Ausübungspreis an den Zentraleinkäufer zurückzuzahlen (die Berechnung erfolgt auf der Grundlage der kontrahierten Kapazitätsmengen).

(147) Dies hat zur Folge, dass die Einnahmen des Kapazitätsanbieters auf dem Energy-Only-Markt auf den Ausübungspreis gedeckelt sind, den Kapazitätsanbietern im Gegenzug jedoch eine feste und bestimmte Kapazitätsvergütung zugesichert wird. Anders ausgedrückt: Die Kapazitätsanbieter verzichten auf einen Teil ihrer unbestimmten Knappheitsrenten und erhalten im Gegenzug ein bestimmtes Kapazitätsentgelt, wodurch das Risiko schwankender Einnahmen und somit auch die Risiken im Zusammenhang mit den zu tätigenden Investitionen erheblich verringert werden. Zuverlässigkeitsoptionen dienen einem zweifachen Ziel. Die Rückzahlungsverpflichtung schränkt in erster Linie das Potenzial für Zufallsgewinne ein und schafft in zweiter Linie Anreize für CMU, zu Zeiten verfügbar zu sein, die für die Versorgungssicherheit relevant sind.

2.7.2. Referenzpreis

(148) Belgien hat den Day-Ahead-Marktpreis als Referenzpreis gewählt. Als Hauptvorteile des Day-Ahead-Markts hat Belgien Folgendes angegeben: (a) Der Day-Ahead-Markt setzt das relevanteste Marktsignal im Zusammenhang mit Fragen der Angemessenheit, da die meisten Faktoren, die die Position der Marktteilnehmer beeinflussen, in die Produktionsplanung und -prognosen einbezogen werden; (b) der Day-Ahead-Markt hat eine starke Signalfunktion und stellt aufgrund seiner Granularität und der hohen Genauigkeit der Annahmen, was sich in den gehandelten Mengen widerspiegelt, den stärksten und liquidesten Spotmarkt dar; (c) nach dem Day-Ahead-Matching im belgischen System müssen alle Bilanzkreisverantwortlichen ausgewogen sein (um 15.00 Uhr am Nominierungsdatum), und zu diesem Zeitpunkt ist der Markt bereinigt. Auf diese Weise ist der Day-Ahead-Markt die letzte Möglichkeit in der Zeitleiste für Stromprodukte, die verbleibende Nachfrage und das Angebot nach dem Terminmarkt und vor dem Flexibilitätsbedarf des Intraday-Markts und des Regelmarkts zu überschreiten; (d) aufgrund seiner zeitlichen Stellung auf den Spotmärkten sollte er es allen Technologien (z. B. auch langsamen Kapazitäten) ermöglichen, darauf zu reagieren.

(149) Belgien erläuterte, dass die Methode des Referenzpreises in Zukunft überprüft werden könnte, um sicherzustellen, dass das angemessenste Preissignal gesendet wird, sobald die Reife anderer Spotmärkte auf ein Niveau nahe dem des Day-Ahead-Marktes steigt. Insbesondere können die Intraday-Marktpreise wieder berücksichtigt werden, wenn die Liquidität ausreichend und kontinuierlich ist.

(150) Belgien hat sich für einen einheitlichen Ausübungspreis mit einigen Korrekturen entschieden, um die technologische Offenheit des Systems zu gewährleisten und Zufallsgewinne bei der Kalibrierung zu begrenzen. Nach Ansicht der belgischen Behörden sind diese Korrekturen notwendig, um das Risiko eines einheitlichen Ausübungspreises für die Beteiligung bestimmter Technologien am CRM einzuschränken. Insbesondere Technologien mit kurzfristigen Grenzkosten über dem Ausübungspreis können ohne diese Korrekturen behindert werden.

(151) Gemäß Artikel 7 undecies Absatz 2 des Stromgesetzes wird der Ausübungspreisparameter jedes Jahr im Wege eines Ministerialerlasses bis spätestens 31. März desselben Jahres (sowohl für die T-4- als auch die T-1-Auktion) nach der im Königlichen Erlass festgelegten Methode für die Auktionsparameter kalibriert.

(152) Der Ausübungspreisparameter beruht auf einer Analyse der aggregierten Kurven zur Erfassung des elastischen Teils des Volumens der Reaktion des Marktes auf den Day-Ahead-Marktpreis, gewichtet über einen Zeitraum von drei Jahren für die relevanten Zeiträume in diesen drei Jahren (Winter-Wochentage). Nach der Methode sollte der kalibrierte Ausübungspreis zwischen der entsprechenden Spanne [75 %; 85 %] des preiselastischen Reaktionsvolumens des Marktes, der darauf reagiert, und unter Berücksichtigung einer Reihe von Leitprinzipien ausgewählt werden: a) Erstes Kriterium: Die kurzfristigen Grenzkosten der Technologien mit Tagesfahrplan sollten durch den gewählten Ausübungspreis gedeckt werden. b) Zweites Kriterium: Bei der Kalibrierung des Ausübungspreises wird die Form der Kalibrierkurve berücksichtigt. c) Drittes Kriterium: Bei der Kalibrierung des Ausübungspreises wird die Entwicklung des Energiemarktes berücksichtigt. d) Viertes Kriterium: Die zeitliche Stabilität des Ausübungspreises ist gewährleistet. e) Fünftes Kriterium: Es besteht eine angemessene Chance, dass der Referenzpreis den Ausübungspreis erreicht.

(153) Die Bewertung des ersten Kriteriums erfolgt im Lichte der Ergebnisse und Hypothesen, die in der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019, insbesondere in den Abschnitten 2.9.3 und 2.9.4, herangezogen werden. Die Berechnung der kurzfristigen Grenzkosten beruht auf einer Schätzung der Kraftstoffpreise, einer Einschätzung der potenziellen Entwicklung des CO2-Preises sowie einer Abschätzung der Leistung („Effizienz“) der verschiedenen in der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019 berücksichtigten Technologien (in diesem Fall CCGT, OCGT und Dieselgeneratoren).

(154) Belgien schlug eine indikative kalibrierte Ausübungspreisspanne auf der Grundlage der letzten drei Winterperioden (Winter 2016/2017 bis Winter 2018/2019) vor, die auf [320; 500] EUR/MWh zu beschränken ist.

(155) Dies bedeutet, dass sich der Ausübungspreis im Laufe der Zeit entsprechend den Entwicklungen auf dem Energiemarkt ändern kann (für die Laufzeit des Kapazitätsvertrags einer CMU jedoch fix bleibt) und dass Kapazitätsverträge aus einer Auktion nicht notwendigerweise auf denselben Ausübungspreis lauten wie Kapazitätsverträge aus einer anderen Auktion. In jedem Fall werden die Kapazitätsanbieter vor jeder Auktion über den geltenden Ausübungspreis informiert, sodass sie diese Information in ihren Geboten berücksichtigen können.

(156) Darüber hinaus hat sich Belgien dafür entschieden, CMU ohne individuelle Fahrplanverpflichtung (Laststeuerungsanbieter und Aggregatoren fallen typischerweise in diese Kategorie) die Möglichkeit einzuräumen, den einheitlichen Ausübungspreis bei der Rückzahlungsverpflichtung durch ihren angegebenen Marktpreis (d. h. ihre kurzfristigen Grenzkosten) zu ersetzen, wenn dieser höher ist als der einheitliche Ausübungspreis. Mit anderen Worten unterliegen CMU ohne individuelle Fahrplanverpflichtung (und somit Laststeuerungsanbieter) nur dann der Rückzahlungsverpflichtung, wenn der Referenzpreis über dem angegebenen Marktpreis liegt, d. h. dem Preis, oberhalb dessen die jeweiligen Kapazitätsanbieter Energie auf dem Energiemarkt liefern wollen. Sprich: Wenn die Kalibrierung des einheitlichen Ausübungspreises zu einem Preis führt, der unter ihren Aktivierungskosten liegt, sind diese CMU nicht verpflichtet, Einnahmen zurückzuzahlen, die auf dem Energiemarkt nicht erzielt wurden (wenn der Referenzpreis über dem Ausübungspreis, aber unter dem angegebenen Marktpreis liegt). Diese Maßnahme wurde im Anschluss an die öffentliche Konsultation eingeführt, um die Bedenken von Laststeuerungsanbietern und anderen Parteien auszuräumen, dass sie andernfalls größere Schwierigkeiten in Bezug auf die Beteiligung hätten, da sie möglicherweise Rückzahlungen zu leisten hätten, und zwar ohne Zuschaltung und ohne überhaupt Einnahmen erzielt zu haben. Belgien zufolge wird dadurch auch die technologische Offenheit gewährleistet, während gleichzeitig Zufallsgewinne begrenzt werden. Insbesondere sollte dieses Gestaltungselement den Behörden zufolge ausdrücklich die Teilnahme der Laststeuerung am CRM und an anderen Technologien mit höheren kurzfristigen Grenzkosten erleichtern.

(157) Darüber hinaus können CMU ohne individuelle Fahrplanverpflichtung beschließen, mehrere Day-Ahead-Preise als DMP anzugeben. Dies gilt insbesondere für Aggregatoren, die ein Portfolio haben können, das aus CMU mit unterschiedlichen Grenzpreisen besteht und ihre tatsächliche Kostenkurve widerspiegelt. Damit soll vermieden werden, dass die Rückzahlungsverpflichtung auf Energie angewandt wird, die nicht auf dem Markt verkauft wurde und für die keine Einnahmen erzielt wurden.

2.7.3. Rückzahlungen

2.7.3.1. Beschreibung

(158) Wenn der Strompreis auf dem Day-Ahead-Großhandelsmarkt den Ausübungspreis übersteigt, muss der Kapazitätsanbieter die Differenz zwischen dem Referenzpreis und dem Ausübungspreis an Elia zahlen, berechnet auf der Grundlage der kontrahierten Kapazitätsmenge. Dies hat zur Folge, dass die Einnahmen des Kapazitätsanbieters auf dem Energy-Only-Markt auf den Ausübungspreis gedeckelt sind, den Kapazitätsanbietern im Gegenzug jedoch eine feste und bestimmte Kapazitätsvergütung zugesichert wird.

(159) Der Kapazitätsanbieter unterliegt der Rückzahlungsverpflichtung, unabhängig davon, ob er im betreffenden Abrechnungszeitraum Strom zu hohen Preisen verkauft hat.

(160) Es sei hinzuzufügen, dass die Zuverlässigkeitsoption so konzipiert ist, dass planmäßige und außerplanmäßige Anlagenausfälle, die ordnungsgemäß im Voraus mitgeteilt wurden, im Umfang der Nichtverfügbarkeit von dieser Rückzahlungsverpflichtung ausgenommen sind. Tatsächlich sollen mit der Rückzahlungsverpflichtung Zufallsgewinne durch Rückerstattung unvorhergesehener Einnahmen aus dem Energiemarkt vermieden werden. Bei Ausfällen (sowohl planmäßigen als auch außerplanmäßigen) wird jedoch keine Energie geliefert. Folglich ist es für den Kapazitätsanbieter im Falle von (ordnungsgemäß mitgeteilten) Ausfällen unmöglich, die aus den hohen Preisspitzen resultierenden höheren Energieeinnahmen zu erfassen, weshalb unter diesen Umständen keine Rückzahlungsverpflichtung gelten sollte.

(161) Laststeuerungseinheiten und andere Kapazitäten ohne Tagesfahrplanverpflichtung unterliegen der Rückzahlungsverpflichtung, wenn der Referenzpreis den angegebenen Marktpreis übersteigt (siehe Erwägungsgrund 156).

(162) Die belgischen Behörden haben sich verpflichtet, eine technische und wirtschaftliche Analyse durchzuführen, in deren Rahmen die Gebote und die Auktionsergebnisse unter besonderer Berücksichtigung der Auswirkungen der Rückzahlungsverpflichtung geprüft werden. Die Analyse wird alle zwei Jahre durchgeführt, beginnend mit der ersten Auktion im Frühjahr 2022. Die Ergebnisse der Analyse werden Gegenstand einer öffentlichen Konsultation sein.

2.7.3.2. „Stop-Loss“-Mechanismen

(163) Belgien wird außerdem einen „Stop-Loss“-Mechanismus sowohl für die Rückzahlungsverpflichtung (im Zusammenhang mit den Zuverlässigkeitsoptionen) als auch für die kumulativ angewandten Sanktionen für Nichtverfügbarkeit (siehe Abschnitt 2.8.4) einführen.

(164) Ein solcher „Stop-Loss“-Mechanismus impliziert, dass der Kapazitätsanbieter im Rahmen des CRM zu keinem Zeitpunkt einen Betrag zurückzahlen muss, der den Wert seiner jährlichen Kapazitätsvergütung übersteigt. Anders ausgedrückt: Wenn der Vertragswert auf null sinkt, besteht keine Zahlungsverpflichtung (weder in Bezug auf die Zuverlässigkeitsoptionen noch auf die Verfügbarkeitszahlungen). Dieser Grundsatz stellt eine nützliche Risikobegrenzung für den Kapazitätsanbieter dar, da er Nullgebote zulässt, falls das „Missing Money“ auf dem Energiemarkt auf null reduziert wird. Ohne einen solchen „Stop-Loss“-Mechanismus bestünde im Gegenteil die Gefahr, dass der Kapazitätsanbieter einer Rückzahlungsverpflichtung und/oder einer Sanktion unterliegt, selbst wenn er kein „Missing Money“ hat und der Wert des Kapazitätsauftrags sich auf 0 EUR beläuft. Um dieses Risik