L 117/46
DE
Amtsblatt der Europäischen Union
19.4.2022
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 Angemessen­ heitssimulationen modelliert werden.
Darüber hinaus werden die Flexibilitätsmerkmale der OffshoreWindenergie verfeinert und „Power-to-X“-Technologien als neue Technologien aufgenommen.
Ein besonderer Schwerpunkt liegt schließlich auf den Auswirkungen der Integration der zweiten Welle von OffshoreErzeugungskapazitäten 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.
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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.
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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.
(31) Im ACER-Beschluss Nr.
04/2017 vom 14. November 2017 heißt es, dass für den Fall, dass der Clearingpreis einen Wert von 60 % des harmonisierten Höchstclearingpreises für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung in mindestens einer Marktzeiteinheit an einem Tag in einer einzelnen Gebotszone oder in mehreren Gebotszonen überschreitet, der harmonisierte Höchstclearingpreis um 1 000 EUR/MWh erhöht wird.
(32) ABl.
L 197 vom 25.7.2015, S. 24.