Source: EUR LEX
URL: L_2020426NL.01003501.doc.json

{
  "url": "http://www.w3.org/1999/xhtml\"><!--",
  "content": "L_2020426NL.01003501.xml 17.12.2020 NL Publicatieblad van de Europese Unie L 426/35 BESLUIT (EU) 2020/2123 VAN DE COMMISSIE van 11 november 2020 tot verlening van een derogatie voor de Kriegers Flak Combined Grid Solution aan de Bondsrepubliek Duitsland en het Koninkrijk Denemarken op grond van artikel 64 van Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad (Kennisgeving geschied onder nummer C(2020) 7948) (Slechts de teksten in de Deense en de Duitse taal zijn authentiek) (Voor de EER relevante tekst) DE EUROPESE COMMISSIE, Gezien het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie, Gezien Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit ( 1 ) (de “elektriciteitsverordening”), en met name artikel 64, Na de lidstaten van de aanvraag in kennis te hebben gesteld, Overwegende hetgeen volgt: 1. PROCEDURE (1) Op 1 juli 2020 hebben de Deense en Duitse autoriteiten bij de Europese Commissie een verzoek tot derogatie ingediend voor de Kriegers Flak Combined Grid Solution (“KF”) op grond van artikel 64 van de elektriciteitsverordening. (2) Op 7 juli heeft de Europese Commissie het derogatieverzoek op haar website bekendgemaakt ( 2 ) en de lidstaten en belanghebbenden verzocht uiterlijk 31 augustus 2020 hun opmerkingen in te dienen. Op de vergadering van de Groep energie van de Raad van 13 juli 2020 werd de lidstaten ook meegedeeld dat een derogatieverzoek was ingediend en dat opmerkingen konden worden ingediend. 2. KRIEGERS FLAK COMBINED GRID SOLUTION (3) Het geografische gebied Kriegers Flak is een rif in de Oostzee dat de economische zones van Denemarken, Duitsland en Zweden bestrijkt. Het rif maakt dat de wateren in het gebied relatief ondiep zijn, waardoor zowel Denemarken, Duitsland als Zweden in 2007 interesse toonden om er windmolenparken te ontwikkelen. Oorspronkelijk werd de mogelijkheid om een gezamenlijk project op te zetten, waarbij ontwikkelingen in het gebied met elkaar worden verbonden, door transmissiesysteembeheerders (“TSB’s”) uit alle drie de lidstaten bestudeerd. Vanaf 2010 werd het project voor de bouw van een met twee landen verbonden windmolenpark (een zogenaamd “hybride project”) alleen door de Deense en Duitse systeembeheerders voortgezet. (4) Volgens het derogatieverzoek was het hybride KF-ontwerpproject in de eerste plaats bedoeld om het gebruik van de verbindingen tussen de windmolenparken en hun respectieve onshore-netten te vergroten door deze capaciteit beschikbaar te stellen voor zoneoverschrijdende handel wanneer deze verbindingen niet volledig nodig waren voor het transport van elektriciteit uit windmolenparken naar de kust. (5) Eind 2010 ondertekenden Energinet.dk (de Deense TSB) en 50Hertz (de Duitse TSB voor dit gebied) een subsidieovereenkomst voor een bijdrage van 150 miljoen EUR uit het Europees energieprogramma voor herstel (“EEPR”). In 2013 werd KF ook opgenomen in de eerste lijst van projecten van gemeenschappelijk belang (“PGB’s”) in de bijlage bij Gedelegeerde Verordening (EU) nr. 1391/2013 van de Commissie ( 3 ) . Het KF-concept, waaronder het concept voor het beoogde beheer van elektriciteitsstromen in geval van congestie (“congestiebeheer”), is uitvoerig besproken met de betrokken nationale energieregulators en is ook in het overleg met de Europese Commissie aan bod gekomen. (6) Breder bekeken worden met het KF-project de volgende elementen gecombineerd (zie ook figuur 1 hieronder): a) de parken Baltic 1 en Baltic 2, beide in Duitse gebieden van de Oostzee. Baltic 1 is in 2011 in gebruik genomen en beschikt over een capaciteit van 48 MW. Baltic 2 is in 2015 in gebruik genomen en beschikt over een capaciteit van 288 MW; b) het windmolenpark dat ook Kriegers Flak heet en zich in Deense gebieden in de Oostzee bevindt. De planning is dat dit windmolenpark met een capaciteit van 600 MW in 2022 in gebruik wordt genomen; c) de netaansluitingen van de Duitse windmolenparken met de Duitse kust, met een capaciteit van ongeveer 400 MW, met wisselstroom bij een spanning van 150 kV over een afstand van 136 km, respectievelijk in gebruik genomen in 2011 en 2015; d) de netaansluiting van het Deense windmolenpark met de Deense kust (in biedzone Denemarken 2), met een capaciteit van 680 MW, met wisselstroom bij een spanning van 220 kV over een afstand van 77-80 km, die in 2019 in gebruik werd genomen; e) een back-to-back-convertorstation in het Duitse Bentwisch, dat de noordelijke en continentale synchrone zones met elkaar verbindt; f) twee hoogspanningswisselstroomkabels die de windmolenparken Kriegers Flak en Baltic 2 met elkaar verbinden, met een capaciteit van 400 MW over een afstand van 24,5 km. g) om de platforms Kriegers Flak en Baltic 2 met elkaar te verbinden, moesten beide offshore-platforms worden uitgebreid; h) een Master Controller for Interconnector Operation (“MIO”). De MIO regelt in realtime de load flow door het back-to-back-convertorstation, start compensatiehandel op in geval van congestie door een hoger dan verwachte productie van windenergie, zorgt als laatste redmiddel voor inperkingen van de offshore-windmolenparken, en past de richtwaarden voor spanning en blindvermogen van het back-to-backstation aan om de spanningsstabiliteit te waarborgen. De MIO voorspelt ook per uur de resterende transmissiecapaciteit die aan de markt zal worden aangeboden. (7) Van de bovengenoemde installaties worden windmolenparken in het derogatieverzoek niet beschouwd als formeel onderdeel van het KF-project (dat daarom wordt beschouwd als beperkt tot de installaties van het transmissienet c) tot en met h)). (8) Bovendien houden alleen de installaties e) tot en met h) rechtstreeks verband met het “combineren” van de nationale netten. Alleen die installaties (in de figuren 1 en 2 aangemerkt als “KF-installaties”) werden derhalve gecofinancierd uit EU-fondsen. 3. GEVRAAGDE DEROGATIES (9) De gevraagde derogaties hebben allemaal tot doel de capaciteit van het KF-systeem aan de grens tussen de biedzones Denemarken 2 (DK2) en Duits-Luxemburg (DE-LU) met voorrang toe te wijzen voor de offshore-windmolenparken die rechtstreeks op het KF-systeem zijn aangesloten. (10) De aanvragers verzoeken om een derogatie voor het KF-systeem van een aantal hieronder beschreven bepalingen, die alle betrekking hebben op de minimaal beschikbare capaciteit voor handel overeenkomstig artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening. 3.1. Artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening (11) Artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening stelt dat transmissiesysteembeheerders geen beperking opleggen aan het volume van de interconnectiecapaciteit die aan marktdeelnemers ter beschikking wordt gesteld om congestie binnen hun eigen biedzone aan te pakken of die als middel dient voor het beheer van stromen als gevolg van transacties binnen de biedzones. In het geval van grenzen met een aanpak op basis van gecoördineerde nettotransmissiecapaciteit wordt ervan uitgegaan dat aan dit lid is voldaan indien de beschikbare capaciteit voor zoneoverschrijdende handel ten minste gelijk is aan 70 % van de transmissiecapaciteit, met inachtneming van de operationele-veiligheidsgrenzen, na aftrek van uitvalsituaties, als bepaald overeenkomstig het richtsnoer betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer. De Duitse en Deense autoriteiten vragen erom dit minimumpercentage niet toe te passen op de totale transmissiecapaciteit, met inachtneming van de operationele-veiligheidsgrenzen, na aftrek van uitvalsituaties. In plaats daarvan zou het percentage alleen betrekking hebben op de capaciteit die overblijft na aftrek van alle capaciteit die naar verwachting nodig zal zijn voor de transmissie van de productie van de op het KF-systeem aangesloten windmolenparken naar de kust (“restcapaciteit”). (12) Indien dus reeds 320 MW transmissiecapaciteit van 400 MW nodig zou zijn om windenergie naar de kust te vervoeren, zou op grond van het derogatieverzoek slechts 80 MW onderworpen zijn aan de vereisten van artikel 16, lid 8. Indien ten minste 70 % van de 80 MW beschikbaar zou worden gesteld voor zoneoverschrijdende handel, moet dit volgens de Duitse en Deense autoriteiten derhalve voldoende worden geacht om te voldoen aan de vereisten van artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening. De capaciteit die in mindering wordt gebracht op de totale capaciteit voordat de minimumcapaciteit die beschikbaar wordt gesteld voor handel in het day-aheadtijdsbestek wordt berekend, wordt gebaseerd op de productieprognoses inzake windenergie van beide TSB’s in de day-aheadfase. Ongebruikte capaciteit na de toewijzing van day-aheadcapaciteit wordt beschikbaar gesteld op de intradaymarkt. (13) Er zij op gewezen dat deze aanpak, zoals uiteengezet in het verzoek, momenteel is opgenomen in de capaciteitsberekeningsmethodologie van de capaciteitsberekeningsregio Hansa voor de day-ahead- en intradaytijdsbestekken. De capaciteitsberekeningsregio Hansa omvat het Kriegers Flak-project. De capaciteitsberekeningsmethodologie van de regio Hansa is op 16 december 2018 overeengekomen tussen de nationale regelgevende instanties van die regio. De capaciteitsberekeningsmethodologie van de capaciteitsberekeningsregio Hansa voor het langetermijntijdsbestek en een geactualiseerde methodologie voor de day-ahead- en intradaytijdsbestekken konden nog niet worden overeengekomen tussen de bevoegde nationale regulerende instanties van de regio, met name omdat er geen overeenstemming kon worden bereikt over de aanpak voor de capaciteitsberekening voor de Kriegers Flak-interconnector. Daarom werd de termijn voor het bereiken van overeenstemming verlengd in de hoop duidelijkheid te krijgen via de onderhavige derogatieprocedure ( 4 ) . 3.2. Artikelen 12, 14, 15 en 16 van de elektriciteitsverordening (14) In de artikelen 12, 14, 15 en 16 van de elektriciteitsverordening wordt in verschillende gevallen verwezen naar de minimaal beschikbare capaciteit als bedoeld in artikel 16, lid 8. De Duitse en Deense autoriteiten beogen met de derogatie dat het minimumcapaciteitsniveau in die artikelen overeenkomt met het hierboven berekende minimumniveau, namelijk 70 % van de restcapaciteit. (15) De Commissie beschouwt dit niet als afzonderlijk derogatieverzoek. Belangrijk is dat artikel 64, lid 1, van de elektriciteitsverordening niet voorziet in derogaties van artikel 12 van de elektriciteitsverordening. Voor zover een derogatie van artikel 16, lid 8, echter leidt tot een andere berekening van het minimumcapaciteitsniveau, moeten alle verwijzingen naar deze minimumwaarde in de verordening worden begrepen als verwijzingen naar de waarde in het derogatiebesluit. 3.3. Netcodes en richtsnoeren (16) Op basis van het verzoek wordt ook rekening gehouden met de derogatie in de respectieve capaciteitsberekeningsprocessen overeenkomstig Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie ( 5 ) tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer (“CACM”), Verordening (EU) 2016/1719 van de Commissie ( 6 ) tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing op de langere termijn (“FCA”) en Verordening (EU) 2017/2195 van de Commissie ( 7 ) tot vaststelling van richtsnoeren voor elektriciteitsbalancering (“EB”). Voor zover om derogaties van de in het kader van deze verordeningen van de Commissie vastgestelde methoden wordt verzocht, worden dergelijke verzoeken niet beschouwd als afzonderlijke derogatieverzoeken, maar als verzoeken die intrinsiek gekoppeld zijn aan het verzoek om derogatie van de elektriciteitsverordening. Voor zover een bepaling van de elektriciteitsverordening als gevolg van een derogatie niet of slechts gedeeltelijk van toepassing is op een project, zijn methodologieën die zijn vastgesteld in het kader van wetgeving op lager niveau die verwijst naar de desbetreffende bepaling van de elektriciteitsverordening of daarop is gebaseerd, evenmin van toepassing. (17) Het derogatieverzoek houdt voorts in dat de reservering van capaciteit op de langetermijnmarkt wordt gebaseerd op de capaciteit die overblijft na aftrek van de geïnstalleerde windkrachtcapaciteit. De reservering van capaciteit in de andere markttijdseenheden wordt gebaseerd op de capaciteit die overblijft na aftrek van de voorspelde injectie van windenergie. Hoewel in het verzoek wordt gesteld dat de beperking van offshore-windmolenparken (wat alleen betrekking heeft op de windmolenparken Baltic 1 en 2 en Kriegers Flak) als gevolg van de reservering van grensoverschrijdende capaciteit voor zoneoverschrijdende handel in alle markttijdseenheden dient te worden vermeden, ziet de Commissie dit verzoek als het beoogde gevolg van de andere gevraagde derogaties en de beschreven aanpak van capaciteitsberekening en -toewijzing, en niet als een verzoek om afzonderlijke derogaties. In het verzoek wordt met name uitdrukkelijk bepaald dat de toegewezen capaciteit vast moet zijn, zodat er geen toegewezen transmissiecapaciteit moet worden beperkt om te voorkomen dat de offshore-windmolenparken worden beperkt. 3.4. Duur van de gevraagde derogatie (18) In het derogatieverzoek wordt gevraagd dat de derogatie in werking treedt bij de verwachte inbedrijfstelling van KF in het derde kwartaal van 2020 en van toepassing is “zolang de windmolenparken Baltic 1, Baltic 2 en Kriegers Flak op KF zijn aangesloten”. Later wordt verwezen naar een beperking in de tijd “zolang deze offshore-windmolenparken operationeel zijn en op het systeem zijn aangesloten”. (19) De Commissie begrijpt dit als een verwijzing naar de windmolenparken die reeds bestaan of, wat windpark Kriegers Flak betreft, in de nabije toekomst operationeel zullen zijn. Wat nieuwe windmolenparken betreft, zou de geraamde productie ervan dus niet in mindering worden gebracht op de totale transmissiecapaciteit voordat de restcapaciteit wordt berekend. 4. TIJDENS DE RAADPLEGINGSPERIODE ONTVANGEN OPMERKINGEN (20) In het kader van de raadpleging heeft de Commissie opmerkingen ontvangen van vijf verschillende belanghebbenden en van één lidstaat. — Vier van de zes reacties waren positief of ten minste begripvol voor de gevraagde derogatie, hoewel in twee van die vier reacties om duidelijke tijdsbeperkingen van de derogatie werd gevraagd, in één geval met het oog op een snelle aanpassing van het project aan het rechtskader van de Unie. In een andere reactie werd geen commentaar geleverd op het derogatieverzoek zelf, terwijl er in de zesde reactie voor werd gepleit de derogatie te verwerpen of, als tweede beste oplossing, een korte derogatietermijn vast te stellen. — Met betrekking tot de duur van een mogelijke derogatie werd er in twee van de vier reacties die positief stonden tegenover een derogatie voor gepleit dat de derogatie zou gelden voor de volledige levensduur van de aangesloten windmolenparken, terwijl in één van de vier positieve reacties werd gevraagd om de duur van de derogatie te specificeren zonder dat er evenwel een concrete duur werd voorgesteld, en in de vierde positieve reactie werd gevraagd om de derogatie tijdelijk toe te staan, bijvoorbeeld gedurende vijf jaar, met het oog op de ontwikkeling van een offshore-biedzone-oplossing voor KF. — In vijf van de zes ingediende reacties werd benadrukt dat een besluit tot (voorwaardelijke) ad-hocderogatie weliswaar gerechtvaardigd kan zijn vanwege de unieke kenmerken van het onderhavige geval, maar dat derogaties geen geschikt alternatief zijn voor een breder regelgevingskader waarmee een duurzame regelgevingsoplossing wordt gewaarborgd. Een dergelijke regelgevingsoplossing zou niet alleen nuttig zijn voor toekomstige hybride projecten, maar zou ook de mogelijkheid bieden om de derogatie te vervangen na een bepaald tijdsbestek dat nodig is om overeenstemming te bereiken over de regelgeving en een eventuele heronderhandeling van KF-contracten. In de zesde reactie werd erkend dat het regelgevingskader is veranderd, maar werd ook benadrukt dat het logisch is dat langetermijnprojecten gedurende hun looptijd met bepaalde wijzigingen in de regelgeving worden geconfronteerd. — Wat de inhoud van een dergelijke duurzame regelgevingsoplossing betreft, die buiten het toepassingsgebied van het onderhavige derogatiebesluit valt, wordt in twee opmerkingen benadrukt dat steun direct en marktgericht moet worden verleend (bijvoorbeeld via veilingen) in plaats van indirect via kunstmatig hoge elektriciteitsprijzen of een operationele speciale behandeling zoals prioritaire dispatching en het ontbreken van balanceringsverantwoordelijkheid. In één reactie wordt hier nader op ingegaan en gesteld dat offshore-biedzones een veelbelovende oplossing zijn die in de toekomst ook op KF kunnen worden toegepast, maar wordt ook benadrukt dat bij de opzet van de markt geen onderscheid mag worden gemaakt tussen onshore- en offshore-opwekking, terwijl tegelijkertijd wordt erkend dat de verdelingseffecten van offshore-biedzones nader moeten worden beoordeeld. 5. BEOORDELING (21) Overeenkomstig artikel 64 van de elektriciteitsverordening kan een derogatie van de relevante bepalingen van de artikelen 3 en 6, artikel 7, lid 1, artikel 8, leden 1 en 4, de artikelen 9, 10 en 11, de artikelen 14 tot en met 17, de artikelen 19 tot en met 27, de artikelen 35 tot en met 47 en artikel 51 van de verordening worden toegestaan indien de lidstaten (in dit geval zowel Denemarken als Duitsland) kunnen aantonen dat er aanzienlijke problemen zijn voor het functioneren van kleinschalig geïsoleerde systemen en kleinschalig verbonden systemen. (22) Anders dan in het geval van de ultraperifere regio’s wordt de derogatie beperkt in de tijd en is zij onderworpen aan voorwaarden die beogen de mededinging en de integratie in de interne markt voor elektriciteit te verbeteren. (23) Tot slot moet de derogatie garanderen dat zij geen belemmering vormt voor de transitie naar hernieuwbare energie, meer flexibiliteit, energieopslag, elektromobiliteit en vraagrespons. 5.1. Kleinschalig geïsoleerd of kleinschalig verbonden systeem (24) De elektriciteitsverordening voorziet niet in algemene automatische derogaties voor kleinschalig verbonden of kleinschalig geïsoleerde systemen. In de verordening wordt er dus van uit gegaan dat, ondanks de grote verscheidenheid qua omvang en technische kenmerken van elektriciteitssystemen in de EU, alle systemen in overeenstemming met het volledige regelgevingskader kunnen en moeten worden geëxploiteerd. (25) Deze veronderstelling kan echter worden weerlegd en daarom is op grond van artikel 64, lid 1, van de elektriciteitsverordening een derogatie van sommige bepalingen van de elektriciteitsverordening mogelijk indien de lidstaten onder meer aantonen dat het toepassen van deze bepalingen op kleinschalig geïsoleerde systemen tot aanzienlijke problemen zou kunnen leiden, met name vanwege de geografische omstandigheden of vraagprofielen die relevant zijn voor de betrokken systemen. Dit bleek bijvoorbeeld het geval te zijn voor bepaalde kleine en geïsoleerde eilanden in de Middellandse Zee met een zeer lage vraag in de winter en een aanzienlijke toename van de vraag tijdens korte toeristische seizoenen ( 8 ) . (26) Naast geïsoleerde systemen voorziet de elektriciteitsverordening ook in de mogelijkheid om derogaties toe te staan aan kleinschalig verbonden systemen. Dit doet de vraag rijzen wat moet worden verstaan onder een systeem als bedoeld in artikel 64 van de elektriciteitsverordening. Tot op heden hebben alle besluiten van de Commissie tot verlening van derogaties voor geïsoleerde systemen betrekking op eilanden. Het feit dat het enige systeem dat uitdrukkelijk in artikel 64 wordt genoemd, dat van Cyprus is, een eiland waarvan het transmissiesysteem momenteel niet is aangesloten op de transmissiesystemen van andere lidstaten, wijst erop dat het waarschijnlijk ook eilanden waren die de wetgever in gedachten heeft gehad bij het opnemen van de derogatiemogelijkheid voor kleinschalig geïsoleerde of kleinschalig verbonden systemen. (27) Het begrip “systeem” zelf wordt noch in de elektriciteitsverordening noch in de elektriciteitsrichtlijn gedefinieerd. In artikel 2, punten 42 en 43, van de elektriciteitsrichtlijn worden echter respectievelijk de begrippen “kleinschalig geïsoleerd systeem” en “kleinschalig verbonden systeem” gedefinieerd. Een kleinschalig geïsoleerd systeem wordt gedefinieerd als een “systeem met een verbruik van minder dan 3 000 GWh in 1996 en waarvan minder dan 5 % van het jaarverbruik via interconnectie met andere systemen wordt verkregen”, en een kleinschalig verbonden systeem wordt gedefinieerd als een “systeem met een verbruik van minder dan 3 000 GWh in 1996 waarvan meer dan 5 % van het jaarverbruik via interconnectie met andere systemen wordt verkregen”. (28) Ten eerste wordt er in beide definities van uitgegaan dat het systeem iets is waarbinnen het elektriciteitsverbruik kan worden gemeten en gedefinieerd. Ten tweede is het iets dat met andere systemen kan worden verbonden. De term “interconnector” in artikel 2, punt 39, van dezelfde richtlijn (die afwijkt van de verordening) wordt ook gedefinieerd als “uitrusting om elektriciteitssystemen onderling te koppelen”. Tegen deze achtergrond is het duidelijk dat het “systeem” iets moet zijn dat i) verbruikspunten kan omvatten en ii) door middel van elektrische kabels aan andere systemen kan worden gekoppeld. Dit lijkt een lezing van “systeem” als verschillende overlappende en onderling vervlochten systemen uit te sluiten. Het ene systeem moet namelijk duidelijk van een ander systeem kunnen worden gescheiden. De duidelijkste scheiding, die ook tot nu toe in de besluitvormingspraktijk van de Commissie is toegepast ( 9 ) , is een topologische scheiding tussen het ene geografische gebied en het andere geografische gebied, zoals een zee die een eiland scheidt van andere eilanden en het vasteland of de bergen. Bovendien is het duidelijk dat een “systeem” door iets bijeen moet worden gehouden en dat het niet uit verschillende volledig onafhankelijke en onderling verbonden elementen kan bestaan; een reeks afzonderlijke en niet onderling verbonden eilanden zou dus niet één, maar meerdere systemen vormen. (29) In het onderhavige geval ligt het door de kabels verbonden gebied als onderdeel van KF in het midden van de zee. Terwijl de windmolenparken Baltic 2 en Kriegers Flak zich op of nabij het rif Kriegers Flak bevinden, ligt het Baltic 1-windmolenpark tussen het rif en de Duitse kust. De windmolenparken zijn dus duidelijk van het vasteland gescheiden door de Oostzee. De zee scheidt echter ook de windmolenparken onderling. Hoewel zij onderling verbonden zijn door kabels, verschilt dit niet van hun verbinding met het vasteland. (30) Het KF-systeem vormt echter een entiteit die samen wordt gehouden door de gezamenlijke exploitatie via de MIO. De MIO werkt in veel opzichten als een afzonderlijke systeembeheerder, die autonoom capaciteit berekent, remediërende maatregelen voorstelt in geval van congestie, maatregelen neemt om de spanningsstabiliteit te waarborgen en compensatiehandelsdiensten koopt, zij het onder toezicht van systeembeheerders, namelijk de twee TSB’s die eigenaar zijn van de netelementen. KF is dus van andere systemen gescheiden door de zee en als één systeem verbonden door een gemeenschappelijk operationeel concept en een gezamenlijke operationele functie . Bovendien overlapt Kriegers Flak niet met andere systemen en kan er evenmin worden aangevoerd dat de afzonderlijke windmolenparken afzonderlijke systemen vormen. Geen van beide TSB’s kan eenzijdig zeggenschap uitoefenen over de KF-systeemelementen. (31) Zo vormt KF samen met de aangesloten windparken een systeem in de zin van artikel 64 van de verordening. (32) KF is duidelijk ook een “kleinschalig” systeem. Met betrekking tot nieuw gecreëerde systemen kan logischerwijs niet worden verwezen naar het verbruik in 1996. Dit referentiejaar dateert nog steeds van de eerste elektriciteitsrichtlijn 96/92/EG van het Europees Parlement en de Raad ( 10 ) , zij het met een drempelwaarde van 2 500 GWh. Het is in latere jaren als referentiepunt gehandhaafd om te voorkomen dat systemen van status veranderen op basis van veranderingen in hun jaarlijkse verbruikscijfers. (33) Zodra een nieuw systeem is voltooid en volledig operationeel is, moet het verbruik op dat moment echter worden gebruikt om te bepalen of het systeem “klein” is. Dat is het geval voor KF. Het KF-systeem heeft geen noemenswaardig verbruik, met een totaal verbruik, inclusief netverliezen, dat wordt geraamd op ongeveer 90 GWh. Ook wordt in de nabije toekomst geen significante toename van het verbruik verwacht (bijvoorbeeld door waterstofproductie). Hoewel het verbruik in artikel 2, punten 42 en 43, van de verordening erop kan wijzen dat het begrip “kleinschalig systeem” verband houdt met “menselijk verbruik” en dus beperkt is tot bewoonde eilanden, is de Commissie van mening dat het ontbreken van huishoudelijke of industriële vraag de kwalificatie als “kleinschalig systeem” niet uitsluit. Aangezien er geen minimumdrempel is, zou het voorschrijven van menselijk verbruik binnen een systeem bovendien geen zinvol onderscheidend criterium opleveren. Hoewel besluiten van de Commissie over kleinschalige systemen meestal gericht zijn op het oplossen van specifieke uitdagingen voor stabiele en concurrerende leveringen aan de lokale afnemers van het systeem, beperkt de formulering van de verordening de mogelijkheid van derogatie niet tot dergelijke problemen. Aangezien het artikel verwijst naar aanzienlijke problemen “voor het functioneren” van een systeem, kunnen deze problemen immers evenzeer voortvloeien uit de interactie tussen het systeem en de daarin gelegen productie als uit de interactie met de vraag. (34) Ten slotte is KF, die zelf aanzienlijke interconnectiecapaciteit levert, duidelijk “verbonden”. (35) KF is dus een kleinschalig verbonden systeem in de zin van artikel 64, lid 1, onder a), van de elektriciteitsverordening. 5.2. Aanzienlijk probleem voor het functioneren van het systeem 5.2.1. Wat is een aanzienlijk probleem? (36) De formulering van artikel 64 is zeer ruim en verwijst naar “aanzienlijke problemen voor het functioneren van het systeem”. De term “aanzienlijk probleem” is niet wettelijk gedefinieerd en de Commissie heeft de term ook niet gedefinieerd in haar besluitvormingspraktijk. De open formulering laat de Commissie toe rekening te houden met alle mogelijke problemen in verband met de specifieke situatie van kleinschalige systemen, op voorwaarde dat deze aanzienlijk en niet slechts marginaal zijn. Dergelijke problemen kunnen sterk verschillen naargelang de geografische kenmerken, de productie en het verbruik van het betrokken systeem, maar ook op basis van technische ontwikkelingen (zoals elektriciteitsopslag en kleinschalige opwekking). (37) In eerdere besluiten hielden de op te lossen problemen verband met het behoud van de sociale samenhang en/of gelijke concurrentievoorwaarden tussen het vasteland en de eilanden in een situatie waarin de systeemveiligheid op het eiland aanvullende maatregelen vereiste of aanzienlijk hogere kosten met zich meebracht dan op het vasteland. Het “functioneren” kan dus niet eng worden opgevat, zoals de vereiste dat zonder de derogatie het systeem niet veilig zou kunnen functioneren. Ook sociaal-economische problemen voor de gebruikers van het systeem in kwestie werden altijd als “problemen” beschouwd ( 11 ) . (38) Bovendien moeten de betrokken problemen zich voordoen met betrekking tot het functioneren van het systeem . Een motivering die uitsluitend gebaseerd is op effecten die zich buiten het systeem voordoen, zoals effecten op nationale subsidieregelingen, is dus moeilijk denkbaar. Dit sluit de relevantie van “indirecte” effecten, bijvoorbeeld voor het veilige functioneren van het systeem, niet uit. 5.2.2. Het KF-systeem als eerste in zijn soort (39) Het KF-systeem is het eerste systeem van zijn soort waarbij wordt gebruikgemaakt van verbindingskabels tussen onshore-systemen en offshore-windparken in twee verschillende landen, een kabel die deze offshore-windparken met elkaar verbindt en daardoor de handel in elektriciteit tussen beide walsystemen mogelijk maakt, een back-to-back-convertorstation tussen twee verschillende synchrone zones, twee verschillende spanningsniveaus die via een offshore-transformator zijn verbonden, en de MIO die (onder toezicht van de exploitanten van beide TSB’s) de verschillende systeemelementen autonoom controleert, en waar nodig voor compensatiehandel of beperking zorgt en de richtwaarden van het back-to-backstation bepaalt. (40) Voor het eerst een dergelijk systeem opzetten, is een complexe onderneming en bracht grote uitdagingen met zich mee. Gezien de grote complexiteit van het project lag er veel tijd tussen de planning en de definitieve uitvoering. (41) Toen in 2010 een subsidieovereenkomst werd ondertekend tussen de Commissie en de TSB’s, waarmee 150 miljoen EUR aan EU-middelen werd bijgedragen aan het KF-project, was in de overeenkomst bepaald dat de ingebruikneming van het KF-systeem gepland was voor juni 2016. (42) Het feit dat dit het eerste dergelijke project was, maakte dat de configuratie van het systeem halverwege het project moest worden gewijzigd. Aanvankelijk was het de bedoeling om HVDC-kabels te gebruiken, maar aangezien het geplande offshore HVDC-platform ongeveer 250 % duurder werd dan verwacht ( 12 ) , moest het systeem worden geherstructureerd met behulp van offshore wisselstroomkabels. In september 2015 werd een herziene subsidieovereenkomst ondertekend. (43) Deze herziene structuur resulteerde in een aanzienlijke vermindering van de transmissiecapaciteit bovenop wat nodig is om de door de offshore-windmolenparken opgewekte windenergie naar de kust te transporteren. Dit blijkt uit een vergelijking van twee voorbeelden van congestiebeheer die Energinet.dk in verschillende presentaties aan de Commissie heeft gegeven, respectievelijk op 14 november 2012 en 3 september 2014: (44) Uitgaande van een gelijk windvermogen in beide scenario’s blijkt uit deze voorbeelden dat het KF-systeem volgens het project van 2012 een capaciteit van 830 MW aan de markt ter beschikking zou hebben gesteld voor handel richting Duitsland, terwijl dat 230 MW is volgens het project van 2014. Er zij echter op gewezen dat het daadwerkelijke verschil tussen beide projectopstellingen sterk afhangt van de windsituatie ( 13 ) . (45) Deze aanzienlijke verandering in de opzet van het project toont hoe uitdagend dit project is. Voor het nieuwe ontwerp worden ongewoon lange wisselstroomkabels gebruikt: de totale lengte van de wisselstroomaansluiting bedraagt meer dan 200 km, een lengte waarbij gewoonlijk gelijkstroomtechnologie wordt gebruikt (zoals aanvankelijk was gepland). Dit brengt uitdagingen met zich mee voor de spanningsstabiliteit binnen het KF-systeem. Om deze aan te pakken, is het concept van een MIO ontwikkeld om de KF-installaties te monitoren en te controleren en waar nodig te reageren (autonoom, maar onder toezicht van transmissiesysteembeheerders). (46) De MIO kan onder meer de nodige compensatiehandelsvolumes aankopen indien er congestie optreedt. Bij sterke wind zou de productie van offshore-windmolenparken reeds een zeer groot deel van de kabels in beslag nemen. Indien in dergelijke situaties hoge minimumhandelsvolumes vereist zouden zijn, zouden er vaker grote compensatiehandelsvolumes voorkomen. (47) Een voorbeeld: Wanneer de prijs in de DE/LU-zone hoger ligt dan de prijs in de DK2-zone, zou de verbindingskabel tussen de Duitse windmolenparken en de Duitse kust overbelast zijn en zou er compensatiehandel van DE-LU in de richting van DK nodig zijn om een minimumhandelsvolume op die kabel te waarborgen. Indien in een dergelijke situatie ten minste 70 % van de 400MW-capaciteit (dus 280 MW) beschikbaar zou moeten worden gesteld voor handel, zou deze capaciteit worden gebruikt voor de elektriciteitsstroom uit de DK2-zone (misschien uit windenergie in Denemarken of andere Scandinavische landen) naar de DE/LU-zone. Door de extra 280 MW en de extra windenergie van windmolenparken Baltic 1 en Baltic 2 die in de DE/LU-biedzone liggen, zou echter de capaciteit van de verbindingskabel tussen deze windmolenparken en de Duitse kust worden overschreden. (48) Om deze capaciteit dus beschikbaar te stellen, zou de productie van de windmolenparken moeten worden teruggedrongen (beperking/neerwaartse redispatching) of zouden de netbeheerders compensatiehandelsmaatregelen moeten nemen (handel in elektriciteit van de DE/LU-zone naar de DK2-zone). Beide benaderingen zouden de fysieke stroom op de kabel verminderen en overbelasting voorkomen. Zoals echter ook in artikel 13 van de elektriciteitsverordening is bepaald, wordt niet-marktgebaseerde neerwaartse redispatching van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen alleen gebruikt wanneer er geen andere optie beschikbaar is. Bovendien kunnen significante verminderingen van de bedrijfsuren van de installaties voor de opwekking van hernieuwbare energie negatieve gevolgen hebben voor hun businesscase of voor de doelstellingen van het steunprogramma voor hernieuwbare energie. De MIO is dus zo opgezet dat de productie van windmolenparken alleen als laatste redmiddel wordt verminderd en dat congestie eerst via compensatiehandel wordt aangepakt. (49) Daarom zou de toepassing van artikel 16, lid 8, de benodigde hoeveelheid compensatiehandel doen toenemen. Dit zou het ongetwijfeld complexer maken om het stabiele functioneren van het KF-systeem te handhaven, aangezien de MIO frequenter zou moeten interveniëren en grotere handelsvolumes autonoom zou moeten beheren. Uit de beschikbare informatie blijkt echter niet dat deze toegenomen complexiteit de operationele veiligheid van het KF-systeem zelf zou bemoeilijken en dus op zichzelf een derogatie zou rechtvaardigen. (50) In dit verband is het echter belangrijk te benadrukken dat de elektriciteitsverordening uitdrukkelijk de specifieke uitdagingen erkent van innovatieve projecten in het algemeen en van hybride installaties waarbij interconnectie en onshore-verbindingen worden gecombineerd in het bijzonder. (51) Artikel 3, onder l), van de elektriciteitsverordening bepaalt het volgende: “de marktvoorschriften maken het mogelijk dat demonstratieprojecten worden ontwikkeld inzake duurzame, veilige en koolstofarme energiebronnen, technologieën of systemen, die worden gerealiseerd en gebruikt ten bate van de maatschappij”. Het wetgevingskader heeft dus tot doel demonstratieprojecten te faciliteren. In artikel 2, punt 24, van de elektriciteitsverordening wordt een demonstratieproject gedefinieerd als “een project waarbij een technologie als eerste in haar soort in de Unie wordt gedemonstreerd en dat een aanzienlijke innovatie vertegenwoordigt die veel verder gaat dan de huidige stand van de techniek”. Dit is duidelijk het geval voor KF, het eerste dergelijke project dat, zoals ook blijkt uit de aanzienlijke uitdagingen die zich aandienden tijdens de realisatie, aanzienlijke innovatie vereiste die veel verder ging dan de stand van de techniek. (52) Voorts is in overweging 66 van de verordening bepaald dat ook offshore-elektriciteitsinfrastructuur met dubbele functionaliteit (zogenoemde “hybride offshore-installaties”), waarbij vervoer van offshore windenergie naar de kust wordt gecombineerd met interconnectoren, in aanmerking moet komen voor vrijstelling, bijvoorbeeld in het kader van de regels die gelden voor nieuwe gelijkstroominterconnectoren, alsook, wanneer de kosten van het project bijzonder hoog zijn, voor wisselstroominterconnectoren. Kriegers Flak is aanzienlijk complexer dan het gemiddelde wisselstroominterconnectorproject en zou dus in beginsel in aanmerking zijn gekomen voor een derogatie op grond van artikel 63. Waar nodig moet in het regelgevingskader rekening worden gehouden met de specifieke situatie van die installaties om belemmeringen voor de realisatie van maatschappelijk kostenefficiënte hybride offshore-installaties weg te nemen. Overweging 66 maakt weliswaar specifiek melding van vrijstellingen voor nieuwe connectoren en verwijst daarmee naar artikel 63, maar het gebruik van “bijvoorbeeld” wijst erop dat in de overweging niet alleen deze optie wordt beoogd voor specifieke kaderregelingen voor hybride installaties. Aangezien KF de eerste hybride installatie was, is het duidelijk dat de wetgevers bij het opstellen van overweging 66 op de hoogte waren van dit project en rekening hielden met de mogelijkheid dat voor het project een specifiek regelgevingskader nodig zou zijn. (53) Hoewel een overweging de wettelijke vereisten uit hoofde van de verordening voor het verlenen van specifieke kaderregelingen door middel van derogaties of vrijstellingen niet kan wijzigen, en artikel 3, onder l), geen specifieke voorschriften bevat over hoe regelgevingskaders moeten omgaan met demonstratieprojecten, geven beide samen uitdrukking van de wil van de wetgever dat de Commissie bijzondere aandacht moet besteden aan de specifieke situatie en uitdagingen voor hybride installaties en demonstratieprojecten. (54) Tegen deze achtergrond wordt KF als demonstratieproject steeds complexer. Hoe complex precies kan nog niet volledig worden aangetoond, aangezien dit project het eerste in zijn soort is. Dit zou voldoende kunnen zijn om als “problemen” in de zin van artikel 64 te kunnen worden aangemerkt. Deze vraag kan echter worden opengelaten indien andere redenen voor derogatie voldoende zouden zijn, alleen of samen met het hierboven beschreven complexe functioneren en de complexe opzet van het KF-systeem als de eerste hybride installatie van zijn soort. 5.2.3. Het veilige functioneren van de DK2-zone (55) Naast het toegenomen complexe functioneren van het KF-systeem, zou de toegenomen compensatiehandel ook gevolgen hebben voor naburige biedzones. De DE/LU-zone is een groot gebied, maar de DK2-zone is aanzienlijk kleiner. Dit leidt tot een beperktere beschikbaarheid van middelen voor op- en afregeling. In het derogatieverzoek wordt gesteld dat deze middelen reeds volledig opgebruikt kunnen zijn door compensatiehandel voor het KF-systeem. (56) Men kan zich afvragen of een dergelijk technisch gebrek aan compensatiehandelsmiddelen vaak voorkomt, aangezien er gewoonlijk sprake is van compensatiehandel in situaties met sterke wind waarbij een groot aantal installaties in de DK2-zone windenergie produceren, maar gezien de grote verscheidenheid aan mogelijke netsituaties kan dit niet volledig worden uitgesloten. (57) KF beschikt echter ook over andere middelen om de congestie op het net te beheersen. Indien bijvoorbeeld geen compensatiehandelsmiddelen beschikbaar zijn, zou de KF-faciliteit veilig kunnen worden geëxploiteerd als de output zou afnemen van de windmolenparken die deel uitmaken van het KF-systeem zelf. Dit is, wanneer dit nodig is om de operationele veiligheid te waarborgen, uitdrukkelijk toegestaan op grond van artikel 13 van de elektriciteitsverordening. (58) Voorts moet worden opgemerkt dat stijgingen van de systeemkosten alleen, of deze nu het gevolg zijn van hogere compensatiehandelskosten of hogere kosten voor de aankoop van reserves voor de DK2-zone, als zodanig geen basis kunnen vormen voor derogaties op grond van artikel 64. In dit verband zij er ook op gewezen dat de Commissie in het recente toezeggingsbesluit in zaak AT.40461, DE/DK Interconnector, waarin systematische beperkingen van grensoverschrijdende capaciteit werden onderzocht in het kader van de mededingingsregels van de EU, van mening was dat de extra kosten die voortvloeien uit de toegenomen behoefte aan compensatiehandel of redispatching niet konden worden aanvaard als rechtvaardiging voor het beperken van grensoverschrijdende stromen ( 14 ) . 5.2.4. Legitieme verwachtingen (59) Ten slotte wordt in het derogatieverzoek vermeld dat de eerste besprekingen over het KF-project reeds in 2007 van start zijn gegaan en dat het project sindsdien altijd is gepland op basis van een specifieke aanpak van het congestiebeheer, waarbij alleen de capaciteit die overblijft na aftrek van de windprognoses in de day-aheadfase, aan de markt wordt toegewezen. (60) In het verzoek wordt ook uiteengezet dat het regelgevingskader sinds 2007 ingrijpend is gewijzigd en dat met name in de elektriciteitsverordening, door de invoering van artikel 16, lid 8, nieuwe eisen zijn vastgesteld ten opzichte van de bestaande wetgeving. In het derogatieverzoek wordt aangevoerd dat het investeringsbesluit van 2016 is genomen in de veronderstelling dat de offshore-windmolenparken zouden kunnen profiteren van het beginsel van prioritaire dispatching, op basis van Richtlijn 2009/28/EG van het Europees Parlement en de Raad ( 15 ) , en dat dit tot gevolg had dat de capaciteit voor grensoverschrijdende handel zou kunnen worden beperkt. (61) Tegen deze achtergrond wil de Commissie benadrukken dat het beginsel van maximale grensoverschrijdende capaciteit geen nieuw concept is en dat deze argumenten dan ook niet kunnen worden aanvaard. Ten eerste is dit beginsel gebaseerd op de grondbeginselen van het Unierecht, en met name op artikel 18 van het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie (hierna “VWEU” genoemd), dat elke discriminatie op grond van nationaliteit verbiedt, en op artikel 35 VWEU, dat kwantitatieve uitvoerbeperkingen en alle maatregelen van gelijke werking verbiedt. Ten tweede werd in artikel 16, lid 3, van Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad ( 16 ) de verplichting opgelegd om de interconnectiecapaciteit te maximaliseren: “Marktspelers krijgen de beschikking over de maximale capaciteit van de interconnecties en/of de maximale capaciteit van de transmissienetwerken waarmee grensoverschrijdende stromen worden verzorgd, zulks in overeenstemming met de voor een bedrijfszekere exploitatie van het netwerk geldende veiligheidsnormen.” In bijlage I, punt 1.7, bij die verordening is bepaald dat TSB’s “de interconnectiecapaciteit niet beperken om congestie binnen hun eigen controlegebied op te lossen”. Bovendien had de Commissie op 14 april 2010 in zaak AT.39351, Zweedse interconnectoren ( 17 ) , besloten verbintenissen van de Zweedse TSB te aanvaarden omdat deze, op basis van de voorlopige beoordeling van de Commissie, zijn machtspositie op de Zweedse markt had misbruikt door grensoverschrijdende capaciteit te beperken om interne congestie op te lossen, hetgeen in strijd is met artikel 102 VWEU. Een soortgelijke voorlopige conclusie die resulteerde in verbintenissen werd vastgesteld in zaak AT.40461, DE/DK Interconnector ( 18 ) , met betrekking tot de grens tussen West-Denemarken (DK1) en de Duitse/Luxemburgse zone. (62) Op basis van de hierboven geschetste beginselen hadden de marktdeelnemers op de hoogte moeten zijn van het beginsel van maximale grensoverschrijdende capaciteit. Hoe dan ook was zeker sinds april 2010, op basis van zaak AT.39351, Zweedse interconnectoren, duidelijk wat de interpretatie van de Commissie van de bestaande regels inzake grensoverschrijdende capaciteit was. Anders dan in het derogatieverzoek wordt beweerd, werd in punt 1.7 van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009 evenmin bepaald dat de zoneoverschrijdende capaciteit ad infinitum kan worden beperkt om redenen van operationele veiligheid, kosteneffectiviteit of de minimalisering van negatieve gevolgen voor de interne markt voor elektriciteit. Sterker nog, wanneer een dergelijke beperking bij wijze van uitzondering kon zijn toegestaan, werd een dergelijke situatie “alleen getolereerd zolang geen oplossing op lange termijn is gevonden”. Een volledig systeem opzetten op basis van een permanente verlaging was dus duidelijk niet toegestaan op grond van Verordening (EG) nr. 714/2009. (63) Het verband tussen de verplichting op grond van de elektriciteitsverordening om de grensoverschrijdende capaciteit te maximaliseren en het verlenen van prioritaire dispatching en prioritaire toegang tot energie uit hernieuwbare bronnen op grond van Richtlijn 2009/28/EG werd door ten minste een aantal marktdeelnemers echter als niet geheel duidelijk beschouwd en de aanvragers wijzen erop dat deze kwestie herhaaldelijk door de projectontwikkelaars aan de orde is gesteld in hun contacten met de Europese Commissie met betrekking tot dit specifieke project als eerst in zijn soort. De TSB’s die aan het KF-project werken, hebben de mogelijke betwisting van hun beoogde aanpak van congestiebeheer ook niet simpelweg buiten beschouwing gelaten. Zij hebben hun geplande aanpak zelfs herhaaldelijk aan de diensten van de Europese Commissie gepresenteerd. Volgens de aanvrager heeft het feit dat de diensten van de Europese Commissie sinds 2010 in tal van contacten met de projectontwikkelaars niet hebben gevraagd om de structuur van het KF-project zodanig te wijzigen dat het maximalisatiebeginsel zou worden toegepast, bijgedragen tot de verwarring van de projectpromotor met betrekking tot de toepasselijke regels voor dit project. (64) In de subsidieaanvraag van 2010 voor het KF-project ( 19 ) was bepaald dat een juiste interpretatie van prioritaire feed-in moest worden gevonden om de levensvatbaarheid van het project te waarborgen. In de gezamenlijke haalbaarheidsstudie, die aan de diensten van de Commissie is voorgelegd, werd uitgegaan van de basisaanname dat capaciteit op de interconnecties die naar verwachting niet nodig zou zijn voor het vervoer van windenergie, beschikbaar kon worden gesteld op de spotmarkt. De verwachte extra transmissiecapaciteit voor handel was dus alleen de resterende capaciteit na het vervoer van de offshore-windenergie naar de kust. (65) In de studie werd ook gesteld dat op basis van Richtlijn 2009/28/EG alle landen voorrang inzake nettoegang voor hernieuwbare energiebronnen hebben. Voorts stond erin dat de Duitse nationale wetgeving voorschrijft dat windturbines te allen tijde kunnen leveren aan het nationale Duitse transmissienet, maar dat in geval van ontoereikende transmissecapaciteit problemen met de formele vereisten voor nettoegang evenwel met maatregelen op het gebied van compensatiehandel of de balanceringsmarkt kunnen worden opgelost. Kortom, zowel de kwestie van het congestiebeheer als de mogelijk oplossing in de vorm van compensatiehandel werden al besproken. (66) Het overleg, onder meer met de diensten van de Europese Commissie, over de aanpak van congestiebeheer was echter nog niet afgerond. In zeer vergelijkbare presentaties op 14 november 2012 en (op basis van het herziene projectplan) op 3 september 2014 heeft de TSB Energinet.dk uitdrukkelijk gesteld dat het model voor congestiebeheer een essentieel onderdeel van de grondslag voor het investeringsbesluit is. Beide presentaties wezen uitdrukkelijk op de mogelijke tegenstrijdige interpretaties van prioritaire toegang op basis van artikel 16 van Richtlijn 2009/28/EG enerzijds en het maximalisatiebeginsel van artikel 16 van Verordening (EG) nr. 714/2009 anderzijds. (67) In de presentaties werd duidelijk beschreven hoe de TSB’s dit conflict voor het KF-project wilden oplossen: de capaciteit voor de productie van windenergie voor het onshore-net zou worden gereserveerd op basis van de day-aheadprognose en de resterende capaciteit zou beschikbaar worden gesteld voor marktkoppeling (waarbij dus de voor de handel beschikbare capaciteit wordt vastgelegd) en op dezelfde wijze worden gebruikt als de capaciteit voor andere interconnectoren. Hoewel in de presentatie van 2014 niet (schriftelijk) werd gewezen op de verminderde capaciteit voor de markt in vergelijking met het vorige projectplan, werd dit ook niet verborgen. Beide presentaties volgen zelfs exact dezelfde structuur en geven, indien zij naast elkaar worden gehouden, duidelijk het verschil weer. (68) Het belang van de aanpak van congestiebeheer werd vanaf 2010 dus herhaaldelijk uiteengezet in vergaderingen met de nationale regelgevende instanties en de diensten van de Europese Commissie en er werd daarbij benadrukt dat verschillende wettelijke vereisten van afgeleid recht als tegenstrijdig konden worden beschouwd. In ieder geval in de latere presentaties werd ook duidelijk uiteengezet welke aanpak de projectpartijen wilden volgen om dit probleem op te lossen, en welke gevolgen dit zou hebben voor de grensoverschrijdende capaciteit. In die jaren bleven de nationale autoriteiten en de Commissie het project steunen, ook met aanzienlijke financiële bijdragen, zonder dat zij om wijzigingen in de projectstructuur vroegen. (69) De Commissie merkt ook op dat het voorgestelde concept uitvoerig is besproken met de betrokken nationale autoriteiten en dat geen van de betrokken nationale regelgevende instanties bezwaar heeft gemaakt tegen het geplande concept van congestiebeheer. Integendeel, het concept is door alle regelgevers van de betrokken regio Hansa goedgekeurd in het kader van de goedkeuring van de capaciteitsberekeningsmethode van de regio Hansa. (70) Uiteraard kan het simpele feit dat de nationale autoriteiten en de Commissie gedurende een aantal jaren geen juridische bezwaren met betrekking tot een project hebben geuit, geenszins worden beschouwd als een rechtvaardiging om een derogatie toe te staan voor het project. Bovendien moet, zoals ook wordt benadrukt in een antwoord op de raadpleging, bij projecten met zeer lange uitvoeringstermijnen ook rekening worden gehouden met de mogelijkheid dat bepaalde wettelijke eisen worden gewijzigd (of verduidelijkt). Gezien de complexiteit van het onderwerp en de uitgebreide discussies over het regelgevingskader kan de Commissie echter niet uitsluiten dat de projectpartijen redelijkerwijs hebben aangenomen dat zij het project zoals gepland konden voortzetten. Dit wordt ook erkend in verschillende reacties die de Commissie heeft ontvangen, ook door degenen die zich kritisch opstellen tegenover de derogatie. Bovendien had het project, indien de nationale regelgevende instanties, ministeries of de Commissie bezwaren hadden geuit, mogelijk vóór de start van de exploitatie kunnen worden aangepast, bijvoorbeeld door de aansluitingscapaciteit op het vasteland uit te breiden om meer handelsstromen mogelijk te maken (hetgeen aanvankelijk was gepland, maar werd geschrapt toen het project werd aangepast). (71) De reden waarom congestiebeheer als essentieel onderdeel van het investeringsbesluit werd genoemd, was dat in het investeringsbesluit rekening moest worden gehouden met de belangen van alle betrokken partijen. Daarbij ging het onder meer om de rol van de offshore-windinstallaties, die subsidies ontvingen uit verschillende nationale steunregelingen. Het is duidelijk dat indien maximale capaciteit voor de handel had moeten worden toegekend, dit de kans zou vergroten dat de offshore-windinstallaties worden beperkt. (72) Uiteraard geeft artikel 13, lid 7, voor zover de beperking niet marktgebaseerd is, die productie-installaties het recht op een volledige financiële vergoeding van de gederfde inkomsten uit steunregelingen en op de day-aheadmarkt. In gevallen waarin de gederfde inkomsten (bv. uit de intradaymarkt of systeemdiensten) hoger kunnen uitvallen, voorziet de verordening niet in een verplichting tot compensatie (hoewel een dergelijke verplichting mogelijk zou kunnen zijn op grond van nationaal recht). Hoe dan ook zou een aanzienlijke toename van de beperking van offshore-windmolenparken zorgen voor een aanzienlijke wijziging van de basisaannames van het project, namelijk het uitbreiden van de mogelijkheden voor offshore-windmolenparken om elektriciteit naar de kust te transporteren, de betrouwbaarheid van de elektriciteitsvoorziening naar de DK2-zone te vergroten en de handelscapaciteit te vergroten, zonder evenwel de situatie van de bestaande offshore-windmolenparken of de prioriteit die zij krijgen in het kader van de respectieve nationale kaders aanzienlijk te veranderen. Als de projectpartijen hadden geweten dat de maximale capaciteit beschikbaar moest worden gesteld voor handel ondanks de prioritaire toegangsrechten van windmolenparken, was het project dus wellicht nooit gerealiseerd. (73) Gezien de regelmatige contacten met nationale regelgevende instanties, ministeries en de Commissie, waarbij de geplande aanpak werd toegelicht, is het aannemelijk dat de projectpartijen de juridische situatie verkeerd begrepen hebben. Rekening houdend met het bovenstaande en gezien de specifieke aandacht die moet worden besteed aan de uitdagingen waarmee dit specifieke demonstratieproject voor hybride installaties wordt geconfronteerd, kan inderdaad worden gesteld dat de toepassing van wettelijke vereisten die ingrijpende wijzigingen van de fundamentele concepten van het project zouden vereisen en die, als ze eerder duidelijk waren geweest, tot stopzetting van het project of tot wijzigingen van de fundamentele concepten van het project hadden kunnen leiden, aanzienlijke problemen voor het functioneren van het kleinschalig verbonden systeem veroorzaken. (74) De Commissie kan derhalve concluderen dat de volledige toepassing van artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening op het KF-systeem aanzienlijke problemen zou opleveren voor het functioneren van een kleinschalig verbonden systeem. 5.3. Omvang van de derogatie (75) De derogatie is van toepassing op de berekening en toewijzing van zoneoverschrijdende capaciteit op de KF-interconnectie, in afwijking van de eisen van artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening, voor zover daarin een minimumdrempel van 70 % van de totale transmissiecapaciteit van de KF-interconnectie is vastgesteld. In plaats daarvan is artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening van toepassing voor zover ten minste 70 % van de restcapaciteit beschikbaar wordt gesteld, d.w.z. 70 % van de resterende capaciteit na aftrek van wat nodig is voor het vervoer van de productie van de windmolenparken Baltic 1, Baltic 2 en Kriegers Flak naar hun respectieve onshore-systemen, op basis van dagelijkse prognoses van de elektriciteitsopwekking door die parken. (76) Wanneer in andere bepalingen wordt verwezen naar de minimumdrempel als bedoeld in artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening, wordt daaronder de minimumdrempel als bedoeld in dit besluit verstaan. Dit geldt ook voor netcodes en richtsnoeren voor elektriciteit, zoals CACM, FCA en EB, alsook voor de voorwaarden en methodologieën die gebaseerd zijn op die verordeningen van de Commissie. (77) Alle andere eisen van artikel 16 van de elektriciteitsverordening, met name de eis om de maximale capaciteit van interconnecties beschikbaar te stellen, in overeenstemming met de voor een veilige exploitatie van het netwerk geldende veiligheidsnormen, blijven van toepassing. 5.4. Geen belemmering voor de transitie naar hernieuwbare energie, meer flexibiliteit, energieopslag, elektromobiliteit en vraagrespons (78) Overeenkomstig artikel 64 van de elektriciteitsverordening moet een verleende derogatie garanderen dat zij geen belemmering vormt voor de transitie naar hernieuwbare energie, meer flexibiliteit, energieopslag, elektromobiliteit en vraagrespons. (79) Het derogatiebesluit moet een eerste demonstratieproject van zijn soort mogelijk maken dat gericht is op een betere integratie van hernieuwbare energiebronnen in het elektriciteitssysteem. Het staat de transitie naar hernieuwbare energiebronnen dus niet in de weg. Het heeft ook geen merkbaar effect op elektromobiliteit of vraagrespons. (80) Wat meer flexibiliteit en energieopslag betreft, is het belangrijk erop te wijzen dat de mogelijkheid om met flexibiliteitsdiensten (waaronder opslag) het elektriciteitssysteem te ondersteunen rechtstreeks afhankelijk is van het verstrekken van nauwkeurige en duidelijke investerings- en dispatchingsignalen aan die dienstverleners. Wanneer er binnen een biedzone sprake is van structurele congestie, leidt dit tot verstoorde investeringssignalen voor locatiespecifieke flexibiliteitsdiensten. Zo zouden investeringen in waterstofproductie of batterijopslag binnen het KF-systeem bijvoorbeeld levensvatbaarder kunnen zijn binnen een regelgevingskader dat de congestie tussen het KF-systeem en beide onshore-systemen correct weergeeft. Gezien de aanzienlijke technologische uitdagingen van offshore-investeringen betekent dit niet automatisch dat dergelijke investeringen levensvatbaar zouden zijn in het geval van een afzonderlijke offshore-biedzone voor het KF-systeem, maar het is duidelijk dat de benadering in het kader van het derogatiebesluit een negatief effect kan hebben op dat investeringspotentieel in vergelijking met de totstandbrenging van een offshore-biedzone. (81) Anderzijds moet de derogatie het potentieel voor flexibiliteit of energieopslag niet maximaliseren op grond van artikel 64 van de elektriciteitsverordening, maar moet zij alleen “garanderen dat zij [er] geen belemmering [voor] vormt”. De derogatie mag met andere woorden geen ontwikkelingen in de weg staan die zich zonder de derogatie van nature zouden voordoen. Het is echter niet zeker of het KF-systeem zonder een derogatie zou functioneren als een afzonderlijke offshore-biedzone. Zoals ook de respondenten van de raadpleging hebben benadrukt, kan een offshore-biedzone aanzienlijke voordelen hebben voor het functioneren van de markt, de transparantie en het efficiënte gebruik van netinstallaties, maar brengt een dergelijke zone ook bepaalde complicaties met zich mee, bijvoorbeeld bij de verdeling van kosten en baten. Het is niet duidelijk of de volledige tenuitvoerlegging van artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening in het kader van het KF-project op zichzelf preciezere investeringssignalen voor flexibiliteitsdiensten of -opslag zou opleveren zonder de totstandbrenging van een offshore-biedzone. (82) Hoewel de derogatie de transitie naar meer flexibiliteit, waaronder energieopslag, niet belemmert, is het belangrijk om met betrekking tot de derogatievoorwaarden rekening te houden met de behoefte aan passende investeringssignalen en het effect ervan op mogelijke investeringen in opslag of andere flexibiliteit. 5.5. Beperking in tijd van de derogatie en voorwaarden die beogen de mededinging en de integratie in de interne markt voor elektriciteit te verbeteren (83) Artikel 64 van de elektriciteitsverordening bepaalt uitdrukkelijk dat de derogatie beperkt is in de tijd en dat zij onderworpen is aan voorwaarden die beogen de mededinging en de integratie in de interne markt voor elektriciteit te verbeteren. 5.5.1. Beperking in de tijd (84) Een beperking in de tijd kan dus niet alleen gerechtvaardigd zijn op grond van het evenredigheidsbeginsel, bijvoorbeeld indien met een kortere derogatie de betrokken problemen kunnen worden aangepakt of indien een langere derogatie tot onevenredige lasten voor de marktdeelnemers zou leiden. De verordening voorziet om verschillende redenen in een verplichte beperking. In de eerste plaats wordt er in de verordening van uitgegaan dat het algemene regelgevingskader kan worden toegepast op alle situaties op de interne markt en dat een dergelijke algemene toepassing gunstig is voor de samenleving. Hoewel in artikel 64 wordt erkend dat derogaties nodig kunnen zijn voor specifieke situaties, kunnen deze het gehele systeem complexer maken en ook in aangrenzende zones belemmeringen voor integratie vormen. Bovendien is de rechtvaardiging van de derogatie over het algemeen gebaseerd op het technische en regelgevingskader van het moment en op een bepaalde nettopologie. Dit zijn aspecten die allemaal vroeg of laat veranderen. Tot slot is het belangrijk dat marktdeelnemers ruim op tijd veranderingen in de regelgeving kunnen voorspellen. Daarom moeten alle derogaties in de tijd beperkt zijn. (85) De verordening voorziet uitsluitend in algemene derogatiemogelijkheden zonder beperkingen in de tijd met betrekking tot ultraperifere gebieden in de zin van artikel 349 VWEU, die om duidelijke fysieke redenen niet met de energiemarkt van de Unie kunnen worden verbonden. Dit is gemakkelijk te begrijpen, aangezien deze regio’s geen enkele impact hebben op de interne elektriciteitsmarkt. Aangezien KF geen ultraperifeer gebied is, moet de derogatie dus duidelijk en voorspelbaar beperkt zijn in de tijd. (86) In het derogatieverzoek wordt een beperking in de tijd voorgesteld op basis van het functioneren en de aansluiting van de drie offshore-windmolenparken. De formulering lijkt dus niet onbeperkt in de tijd te zijn. Met deze voorwaarde wordt echter onvoldoende gespecificeerd wat nog onder “het functioneren” van de initiële windmolenparken wordt verstaan, en kunnen derden het regelgevingskader niet op tijd voorspellen. (87) Om alle twijfel weg te nemen, moet duidelijk worden vastgesteld of een op het KF-systeem aangesloten offshore-windmolenpark al dan niet een van de initiële windmolenparken is. Een voorwaarde die dus in ieder geval moet worden toegevoegd is dat vanaf de datum waarop een van de drie windmolenparken stopt te functioneren om andere redenen dan voor gebruikelijke onderhouds- of reparatiewerkzaamheden van beperkte duur, of indien het windmolenpark aan significante wijzigingen wordt onderworpen, hetgeen ten minste het geval wordt geacht wanneer een nieuwe aansluitovereenkomst vereist is of wanneer de productiecapaciteit van het windmolenpark met meer dan 5 % wordt verhoogd, de productie van dit windpark niet langer van de totale transmissiecapaciteit wordt afgetrokken voordat de restcapaciteit wordt berekend, waardoor de voor de handel beschikbare capaciteit wordt verhoogd. (88) Indien een of twee van de windmolenparken hun activiteiten stopzetten of anderszins profiteren van de derogatie, mag dit geen negatieve gevolgen hebben voor de commerciële situatie van de andere windmolenparken of voor het functioneren van het systeem. De derogatie wordt dus niet opgeheven louter omdat de productie van een van de windmolenparken niet langer voorafgaand mag worden afgetrokken van de totale transmissiecapaciteit, maar alleen als alle drie windmolenparken hier niet langer voor in aanmerking komen. (89) Wat de passende duur van de derogatie betreft, merkt de Commissie op dat de onmiddellijke toepassing van de regels waarvoor om een derogatie wordt verzocht, aanzienlijke wijzigingen van de commerciële en regelgevingsregelingen voor KF zou vereisen, met mogelijk negatieve gevolgen voor het functioneren van de windmolenparken. (90) Anderzijds merkt de Commissie op dat het toestaan van de derogatie zolang de windmolenparken actief zijn en aangesloten blijven, kan betekenen dat de derogatie twintig jaar of langer van toepassing zou zijn, rekening houdend met de gemiddelde levensduur van windmolenparken op zee. Een dermate lange derogatie zou tot aanzienlijke nadelen voor de marktintegratie kunnen leiden. (91) Voorts is het van belang dat de derogatie voor KF geen onveranderlijk en inflexibel, enigszins vreemd element in de ontwikkeling van het offshore-regelgevingskader creëert. Om te zorgen voor voldoende flexibiliteit, maar tegelijkertijd alle projectpartijen en andere marktdeelnemers voldoende zekerheid en voorspelbaarheid te bieden, moet het bij dit derogatiebesluit goedgekeurde kader regelmatig worden herzien. (92) De Commissie moet dus een evenwicht vinden tussen de legitieme belangen van de projectpartners van KF en de naburige lidstaten die hun vertrouwen hebben gesteld in de rechtmatigheid van de regelgevingsoplossing die voor het baanbrekende project is ontwikkeld, en de belangen die de consumenten en producenten in de EU erbij hebben om te profiteren van het beginsel van maximalisering van grensoverschrijdende stromen. (93) De Commissie houdt er rekening mee dat het mogelijk is om een regelgevingsoplossing te ontwikkelen en uit te voeren die geen derogatie vereist ( 20 ) , maar dat dit veel tijd zal vergen en ook een aanzienlijke complexiteit met zich mee zou brengen. Hetzelfde geldt voor de noodzakelijke contractuele aanpassingen aan de nieuwe regelgeving die in overeenstemming is met de EU-regels. Aangezien het regelgevingskader voor hybride offshore-installaties momenteel wordt besproken, moet bovendien voldoende tijd worden geboden om ervoor te zorgen dat dergelijke aanpassingen niet moeten worden doorgevoerd voordat een solide en duidelijke basis kan worden gewaarborgd. Daarom lijkt het passend de derogatie toe te staan voor een periode van tien jaar. (94) Het valt echter niet volledig uit te sluiten dat een continue derogatie vereist blijft om het economisch evenwicht te bewaren en de levensvatbaarheid van het KF-systeem ook na deze periode van tien jaar te waarborgen. De Commissie zou deze periode dus kunnen verlengen indien dat gerechtvaardigd is. De derogatie, en eventuele verlengingen, mag niet langer duren dan 25 jaar, aangezien een dergelijke periode langer zou zijn dan de verwachte resterende levensduur van de windmolenparken. (95) De beoordeling door de Commissie van een eventueel verzoek om verlenging van de derogatie omvat een beoordeling van de mogelijkheid om de projectstructuur zodanig te wijzigen dat het KF-systeem volledig in het algemene regelgevingskader kan worden geïntegreerd, bijvoorbeeld door de vaststelling van offshore-biedzones. Bij een dergelijke wijziging van de projectstructuur moet naar behoren rekening worden gehouden met het economische evenwicht dat in het kader van het derogatiebesluit is vastgesteld. Een gedetailleerde procedure voor de aanvraag en toekenning van een dergelijke verlenging is beschreven in punt 5.5.3. 5.5.2. Andere voorwaarden (96) Indien als extra voorwaarde een verhoging van de voor de handel beschikbare minimumcapaciteit zou worden opgelegd voor een verder ongewijzigd project, dan zou dit rechtstreeks het probleem verergeren dat net met de derogatie moet worden opgelost in de uren waarin kabels in het KF-systeem overbelast zijn. Wanneer deze kabels daarentegen niet overbelast zijn, is het maximalisatiebeginsel hoe dan ook van toepassing, waardoor de technisch haalbare maximale capaciteit reeds beschikbaar moet worden gesteld tot het niveau van de totale transmissiecapaciteit van het transmissiesysteem. (97) Dit gezegd zijnde, kan op langere termijn niet volledig worden uitgesloten dat er ruimte is voor een verhoging van de beschikbare capaciteit. Zo werd in de eerdere plannen voor het project nog voorzien in extra rechtstreekse gelijkstroomkabels, en werden deze plannen opgegeven omdat de kosten van de vereiste onderdelen waren gestegen met een factor 2,5 (zie de overwegingen 40-42 hierboven). Het is dus niet uitgesloten dat dergelijke investeringen in de toekomst alsnog mogelijk zijn. De KF-subsidieovereenkomst voorzag met name in de mogelijkheid om een Zweeds windpark in het KF-systeem te integreren en wees op de mogelijkheid om de capaciteit in een dergelijk scenario te vergroten. (98) Indien nieuwe technologische ontwikkelingen, marktontwikkelingen of investeringen in nieuwe offshore-windmolenparken in de nabijheid van KF leiden tot een upgrade van het bestaande systeem of de aanleg van nieuwe kabels om de voor de handel beschikbare capaciteit te vergroten (rekening houdend met de noodzaak om het veilig functioneren van het KF-systeem en de aangrenzende systemen te waarborgen), moeten dergelijke investeringen worden uitgevoerd. In geval van verlengingsverzoeken zal de Commissie ook beoordelen of dergelijke investeringen in extra capaciteit redelijkerwijs kunnen worden verwacht. (99) Indien aanbieders van flexibiliteitsdiensten concrete belangstelling tonen voor de verwezenlijking van projecten binnen of in de buurt van het KF-systeem die de beschikbare handelscapaciteit zouden kunnen vergroten door gebruik te maken van flexibiliteitsdiensten (bv. het opslaan van overtollige windenergie in offshoreaccu’s), moeten dergelijke investeringen naar behoren in overweging worden genomen door de betrokken nationale autoriteiten, waarbij gebruik wordt gemaakt van hun potentieel om de beschikbare handelscapaciteit te verhogen tot de in artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening vastgestelde minimumwaarde. 5.5.3. Procedure voor eventuele verlengingsverzoeken (100) De nationale autoriteiten brengen ruim voor het einde van de derogatieperiode verslag uit aan de Commissie over de vraag of zij de verlenging van de derogatie noodzakelijk achten, zodat de Commissie kan beoordelen of de derogatie nog steeds noodzakelijk is met het oog op eventuele toekomstige verduidelijkingen en wijzigingen van het rechtskader voor hybride projecten. Indien de nationale autoriteiten om verlenging van de huidige derogatie willen verzoeken, wordt ruim vóór het einde van de derogatieperiode een gezamenlijk verzoek ingediend om een grondige analyse van het verlengingsverzoek en vroegtijdige informatieverstrekking aan marktdeelnemers over het toekomstige regelgevingskader voor KF mogelijk te maken. Een dergelijk verzoek omvat een kosten-batenanalyse waaruit de effecten van de derogatie op zowel het KF-systeem, het regionale niveau als het EU-niveau blijken, waarbij ten minste de mogelijkheden worden vergeleken om de derogatie in haar huidige vorm voort te zetten, de beschikbare capaciteit te vergroten door middel van aanvullende investeringen, en het KF-systeem volledig te integreren in het algemene regelgevingskader voor hybride offshore-installaties, zoals van toepassing op het moment van het verlengingsverzoek. (101) Wanneer de Commissie een besluit neemt over een verlengingsverzoek, houdt zij terdege rekening met de economische belangen van de aangesloten windmolenparken en de betrokken systeembeheerders, maar ook met de bredere sociaal-economische gevolgen van de derogatie op regionaal en Europees niveau. Bij de beoordeling wordt met name vastgesteld of en hoe het KF-systeem moet worden geïntegreerd in een breder regelgevingskader voor hybride installaties. (102) Eventuele verlengingen (indien toegestaan) zijn in de tijd beperkt zodat voldoende rekening kan worden gehouden met wijzigingen in het regelgevingskader en met technologische en marktontwikkelingen. (103) Indien de Commissie tot de conclusie komt dat, om een verlenging toe te staan, wijzigingen van de in dit besluit uiteengezette regelgevingsaanpak nodig zijn of dat andere voorwaarden nodig zijn om de concurrentie of de marktintegratie te bevorderen, wordt voldoende tijd gegeven voor de tenuitvoerlegging ervan, waarbij andere marktdeelnemers voldoende van tevoren in kennis worden gesteld van mogelijke veranderingen in de beschikbare grensoverschrijdende capaciteit, HEEFT HET VOLGENDE BESLUIT VASTGESTELD: Artikel 1 Aan de Kriegers Flak Combined Grid Facility wordt een derogatie toegestaan van de bepalingen van artikel 16, lid 8, van Verordening (EU) 2019/943. Om te berekenen of de minimumniveaus voor de beschikbare capaciteit voor grensoverschrijdende handel zijn bereikt, is de voor de berekening van de minimumcapaciteit te gebruiken capaciteitsbasis niet de totale transmissiecapaciteit, maar de restcapaciteit na aftrek van de capaciteit die nodig is voor het vervoer van de voorspelde elektriciteitsproductie van de op de Kriegers Flak Combined Grid Facility aangesloten windmolenparken in de day-aheadfase naar de respectieve nationale onshore-systemen. Artikel 16, lid 1, van Verordening (EU) 2019/943 blijft volledig van toepassing en het maximale capaciteitsniveau van de Kriegers Flak Combined Grid Facility en van de transmissienetten waarmee de grensoverschrijdende capaciteit van de Kriegers Flak Combined Grid Facility wordt verzorgd, wordt, tot de totale netcapaciteit van de Kriegers Flak Combined Grid Facility, beschikbaar gesteld aan marktdeelnemers in overeenstemming met de voor een bedrijfszekere exploitatie van het netwerk geldende veiligheidsnormen. Artikel 2 De in artikel 1 bedoelde derogatie heeft betrekking op alle verwijzingen naar de minimumcapaciteit die voor de handel beschikbaar moet worden gesteld op grond van artikel 16, lid 8, van Verordening (EU) 2019/943, in Verordening (EU) 2019/943 en in verordeningen van de Commissie die op deze verordening zijn gebaseerd. Artikel 3 De in artikel 1 bedoelde derogatie is van toepassing tot tien jaar na de vaststelling van het besluit van de Commissie. Deze periode kan door de Commissie worden verlengd overeenkomstig artikel 4. De totale duur van de derogatie, met inbegrip van eventuele verlengingen, bedraagt niet meer dan 25 jaar. Indien een van de drie met de Kriegers Flak Gecombineerde Grid Facility verbonden windmolenparken stopt te functioneren om andere redenen dan voor gebruikelijke onderhouds- of reparatiewerkzaamheden van beperkte duur, of indien een dergelijk windmolenpark aan significante wijzigingen wordt onderworpen, wordt de productieprognose van dit windmolenpark niet langer in mindering gebracht zoals bepaald in artikel 1, waardoor de beschikbare capaciteit voor handel op de interconnector wordt verhoogd. Onderbrekingen van de productie als gevolg van lage marktprijzen of instructies van systeembeheerders worden hierbij niet in aanmerking genomen. Wijzigingen worden in ieder geval significant geacht wanneer een nieuwe aansluitovereenkomst vereist is of wanneer de productiecapaciteit van het windmolenpark met meer dan 5 % wordt verhoogd. Artikel 4 De Deense en de Duitse autoriteiten kunnen de Commissie gezamenlijk verzoeken de in artikel 3 vastgestelde derogatieperiode te verlengen. Een dergelijk verzoek wordt ruim voor het einde van de derogatieperiode ingediend. Elk verzoek om verlenging van de derogatie omvat een analyse van de kosten en baten van de in het kader van de derogatie gekozen regelgevingsaanpak, met inbegrip van een kwantitatieve analyse. Het verzoek bevat ook een analyse van mogelijke alternatieve oplossingen, met name de integratie van de Kriegers Flak Combined Grid Facility in het algemene regelgevingssysteem voor hybride offshore-installaties dat op dat moment van toepassing is, de totstandbrenging van een afzonderlijke offshore-biedzone voor de Kriegers Flak Combined Grid Facility en/of aanvullende investeringen om de beschikbare transmissiecapaciteit te vergroten. Indien de Commissie na een verlengingsverzoek tot de conclusie komt dat wijzigingen van de in dit besluit uiteengezette regelgevingsaanpak nodig zijn of dat andere voorwaarden nodig zijn om de concurrentie of de marktintegratie te bevorderen, wordt voldoende tijd gegeven voor de tenuitvoerlegging ervan, waarbij andere marktdeelnemers voldoende van tevoren in kennis worden gesteld van mogelijke veranderingen in de beschikbare grensoverschrijdende capaciteit. Artikel 5 Indien aanbieders van flexibiliteitsdiensten concrete belangstelling tonen voor de verwezenlijking van projecten die de beschikbare handelscapaciteit in de Kriegers Flak Combined Grid Facility zouden kunnen vergroten door gebruik te maken van flexibiliteitsdiensten, worden dergelijke investeringen naar behoren in overweging genomen door de Deense en Duitse autoriteiten, waarbij gebruik wordt gemaakt van hun potentieel om de beschikbare handelscapaciteit te verhogen tot de in artikel 16, lid 8, van de elektriciteitsverordening vastgestelde minimumwaarde. Indien dergelijke investeringen worden voorgesteld maar niet toegestaan in de Kriegers Flak Combined Grid Facility, stellen de nationale autoriteiten de Commissie daarvan in kennis. Artikel 6 Dit besluit is gericht tot het Koninkrijk Denemarken en de Bondsrepubliek Duitsland. Gedaan te Brussel, 11 november 2020. Voor de Commissie Kadri SIMSON Lid van de Commissie ( 1 ) PB L 158 van 14.6.2019, blz. 54 . ( 2 ) https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/derogation_decisions2020v1.pdf ( 3 ) Gedelegeerde Verordening (EU) nr. 1391/2013 van de Commissie van 14 oktober 2013 tot wijziging van Verordening (EU) nr. 347/2013 van het Europees Parlement en de Raad betreffende richtsnoeren voor de trans-Europese energie-infrastructuur, wat de Unielijst van projecten van gemeenschappelijk belang betreft ( PB L 349 van 21.12.2013, blz. 28 ). ( 4 ) Zie Besluit 6/2020 van ACER van 7 februari 2020 betreffende het verzoek van de regulerende instanties van de capaciteitsberekeningsregio Hansa om de termijn voor het bereiken van overeenstemming over de berekeningsmethodologie inzake langetermijncapaciteit te verlengen (https://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Individual%20decisions/ACER%20Decision%2006-2020%20on%20extension%20Hansa_LT_CCM.pdf). ( 5 ) Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer ( PB L 197 van 25.7.2015, blz. 24 ). ( 6 ) Verordening (EU) 2016/1719 van de Commissie van 26 september 2016 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing op de langere termijn ( PB L 259 van 27.9.2016, blz. 42 ). ( 7 ) Verordening (EU) 2017/2195 van de Commissie van 23 november 2017 tot vaststelling van richtsnoeren voor elektriciteitsbalancering ( PB L 312 van 28.11.2017, blz. 6 ). ( 8 ) Zie Besluit 2014/536/EU van de Commissie van 14 augustus 2014 tot verlening van een ontheffing voor de Helleense Republiek van bepaalde voorschriften van Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en e Raad ( PB L 248 van 22.8.2014, blz. 12 ). ( 9 ) Zie Beschikking 2004/920/EG van de Commissie van 20 december 2004 inzake een afwijking van bepaalde voorschriften van Richtlijn 2003/54/EG van het Europees Parlement en de Raad in het geval van de Azoren ( PB L 389 van 30.12.2004, blz. 31 ); Beschikking 2006/375/EG van de Commissie van 23 mei 2006 houdende afwijking van bepaalde voorschriften van Richtlijn 2003/54/EG in het geval van Madeira ( PB L 142 van 30.5.2006, blz. 35 ); Beschikking 2006/653/EG van de Commissie van 25 september 2006 tot verlening van een afwijking van bepaalde voorschriften van Richtlijn 2003/54/EG van het Europees Parlement en de Raad aan de Republiek Cyprus ( PB L 270 van 29.9.2006, blz. 72 ); Beschikking 2006/859/EG van de Commissie van 28 november 2006 tot verlening aan Malta van een afwijking van de bepalingen van Richtlijn 2003/54/EG van het Europees Parlement en de Raad ( PB L 332 van 30.11.2006, blz. 32 ), en Besluit 2014/536/EU van de Commissie van 14 augustus 2014 tot verlening van een ontheffing voor de Helleense Republiek van bepaalde voorschriften van Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en de Raad ( PB L 248 van 22.8.2014, blz. 12 ). ( 10 ) Richtlijn 96/92/EG van het Europees Parlement en de Raad van 19 december 1996 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit ( PB L 27 van 30.1.1997, blz. 20 ). ( 11 ) Zie bv. Besluit 2014/536/EU waarin wordt verwezen naar de hogere kosten voor de productie van elektriciteit op de eilanden, terwijl de prijzen bij wet gelijk zijn aan die op het vasteland. ( 12 ) Presentatie door 50Hertz aan de Europese Commissie op 9 mei 2014, slide 3. ( 13 ) Op basis van de informatie die de Duitse en Deense autoriteiten op 11 september 2020 hebben verstrekt, verhouden de capaciteitswaarden zich als volgt: Ervan uitgaande dat de Duitse en Deense offshore-windmolenparken elk dezelfde benuttingsgraad hebben, zou de voor de Duitse markt beschikbare transmissiecapaciteit volgens de oorspronkelijke opzet van het project variëren van 600 MW (bij ontbreken van windenergieproductie) tot ~ 855 MW (bij windenergieproductie van ongeveer 50 % van de geïnstalleerde capaciteit) en vervolgens van ~ 855 MW tot 661 MW (bij maximale windenergieproductie), terwijl dit in het herziene project zou variëren van 400 MW (bij ontbreken van windenergieproductie) tot 61 MW (bij windenergieproductie). De voor de Deense markt beschikbare transmissiecapaciteit zou volgens de oorspronkelijke opzet van het project variëren van 600 MW (bij ontbreken van productie) tot 0 MW (bij maximale productie), terwijl dit in het herziene project 400 MW zou zijn (bij windenergieproductie tussen 0 % en 33 %) en vervolgens zou variëren van 400 MW tot 61 MW (bij maximale windenergieproductie). ( 14 ) Zie het besluit van de Commissie van 7 december 2018 in zaak AT.40461 — DE/DK Interconnector: https://ec.europa.eu/competition/antitrust/cases/dec_docs/40461/40461_461_3.pdf ( 15 ) Richtlijn 2009/28/EG van het Europees Parlement en de Raad van 23 april 2009 ter bevordering van het gebruik van energie uit hernieuwbare bronnen en houdende wijziging en intrekking van Richtlijn 2001/77/EG en Richtlijn 2003/30/EG ( PB L 140 van 5.6.2009, blz. 16 ). ( 16 ) Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit en tot intrekking van Verordening (EG) nr. 1228/2003 ( PB L 211 van 14.8.2009, blz. 15 ). ( 17 ) https://ec.europa.eu/competition/antitrust/cases/dec_docs/39351/39351_1223_4.pdf ( 18 ) https://ec.europa.eu/competition/antitrust/cases/dec_docs/40461/40461_461_3.pdf ( 19 ) Blz. 16, risico 7. ( 20 ) In de raadpleging wezen de belanghebbenden met name op de mogelijkheid om voor het project een offshore-biedzone te ontwikkelen.",
  "source": "EUR LEX"
}