(1)

Gemäß Artikel 53 Absatz 1 Unterabsatz 1 der Verordnung (EU) Nr. 1151/2012 hat die Kommission den Antrag Portugals auf Genehmigung einer Änderung der Spezifikation der geschützten Ursprungsbezeichnung „Carne Mertolenga“ geprüft, die mit der Verordnung (EG) Nr. 1107/96 der Kommission (2) eingetragen wurde.

(2)

Da es sich um eine nicht geringfügige Änderung im Sinne des Artikels 53 Absatz 2 der Verordnung (EU) Nr. 1151/2012 handelt, hat die Kommission den Antrag auf Änderung gemäß Artikel 50 Absatz 2 Buchstabe a der genannten Verordnung im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht (3).

(3)

Da bei der Kommission kein Einspruch gemäß Artikel 51 der Verordnung (EU) Nr. 1151/2012 eingegangen ist, sollte die Änderung der Spezifikation genehmigt werden —

(1)

Im Dezember 2019 überarbeitete der Basler Ausschuss für Bankenaufsicht (Basel Committee on Banking Supervision, BCBS) seinen Rahmen der Säule 3, einschließlich der Offenlegungspflichten für das Zinsrisiko im Anlagebuch (interest rate risk in the banking book, IRRBB). (2) Im Einklang mit der Entwicklung der vom BCBS vereinbarten internationalen Standards wurden mit der Verordnung (EU) 2019/876 des Europäischen Parlaments und des Rates (3) in Artikel 448 der Verordnung (EU) Nr. 575/2013 Offenlegungspflichten für das IRRBB eingeführt, die ab Juni 2021 gelten.

(2)

In die Durchführungsverordnung (EU) 2021/637 der Kommission (4) sollten auch die neuen technischen Durchführungsstandards für die Offenlegung der IRRBB-Informationen gemäß Artikel 448 der Verordnung (EU) Nr. 575/2013 aufgenommen werden.

(3)

Um sicherzustellen, dass die Institute umfassende und vergleichbare Informationen über das IRRBB offenlegen, sollten eine Tabelle mit qualitativen Angaben zu Zinsrisiken bei Geschäften des Anlagebuchs und ein Meldebogen mit quantitativen Angaben zu Zinsrisiken bei Geschäften des Anlagebuchs festgelegt werden.

(4)

Damit die Institute genügend Zeit haben, sich auf die Offenlegung von Informationen gemäß dieser Verordnung vorzubereiten, sollten sie verpflichtet werden, bei der erstmaligen Offenlegung nur die Informationen für den laufenden Zeitraum vorzulegen.

(5)

Die Durchführungsverordnung (EU) 2021/637 sollte daher entsprechend geändert werden.

(6)

Die vorliegende Verordnung beruht auf dem Entwurf technischer Durchführungsstandards, den die Europäische Bankenaufsichtsbehörde der Kommission vorgelegt hat.

(7)

Die Europäische Bankenaufsichtsbehörde hat zu dem Entwurf technischer Durchführungsstandards, auf den sich diese Verordnung stützt, offene öffentliche Konsultationen durchgeführt, die damit verbundenen potenziellen Kosten- und Nutzeneffekte analysiert und die Stellungnahme der nach Artikel 37 der Verordnung (EU) Nr. 1093/2010 des Europäischen Parlaments und des Rates (5) eingesetzten Interessengruppe Bankensektor eingeholt —

(1)

Im Durchführungsbeschluss (EU) 2016/715 der Kommission (2) sind Maßnahmen hinsichtlich der Früchte von Citrus L., Fortunella Swingle, Poncirus Raf. und ihren Hybriden, außer Früchten von Citrus aurantium L. und Citrus latifolia Tanaka (im Folgenden „spezifizierte Früchte“), mit Ursprung in Argentinien, Brasilien, Südafrika und Uruguay festgelegt, um das Gebiet der Union gegen die Einschleppung und Ausbreitung von Phyllosticta citricarpa (McAlpine) Van der Aa (im Folgenden „spezifizierter Schädling“) zu schützen. Dieser Durchführungsbeschluss tritt am 31. März 2022 außer Kraft.

(2)

In Anhang II Teil A der Durchführungsverordnung (EU) 2019/2072 der Kommission (3) ist die Liste der Unionsquarantäneschädlinge, deren Auftreten im Gebiet der Union nicht bekannt ist, festgelegt. Mit der Durchführungsverordnung (EU) 2019/2072 sollen die Einschleppung dieser Schädlinge in das Gebiet der Union, ihre Ansiedlung und Ausbreitung innerhalb des Gebiets verhindert werden.

(3)

Der spezifizierte Schädling ist in Anhang II der Durchführungsverordnung (EU) 2019/2072 als Unionsquarantäneschädling aufgeführt. Er ist zudem in der Delegierten Verordnung (EU) 2019/1702 der Kommission (4) als prioritärer Schädling aufgeführt.

(4)

Seit 2016 haben die Mitgliedstaaten mehrere Verstöße aufgrund des Auftretens des spezifizierten Schädlings bei der Einfuhr spezifizierter Früchte mit Ursprung in Argentinien, Brasilien, Südafrika und Uruguay in die Union gemeldet. Daher müssen die im Durchführungsbeschluss (EU) 2016/715 festgelegten Maßnahmen für jedes dieser Länder aufrechterhalten und aktualisiert sowie aus Gründen der Klarheit in einer Verordnung festgelegt werden.

(5)

Außerdem wurde 2021 eine hohe Zahl von Verstößen aufgrund des Auftretens des spezifizierten Schädlings auf den spezifizierten Früchten mit Ursprung in Simbabwe beobachtet. Diese hohe Zahl von Verstößen durch Simbabwe zeigt, dass die in Anhang VII Nummer 60 der Durchführungsverordnung (EU) 2019/2072 festgelegten Maßnahmen nicht ausreichen, um sicherzustellen, dass spezifizierte Früchte aus Simbabwe frei von dem spezifizierten Schädling sind, weshalb die spezifizierten Früchte mit Ursprung in Simbabwe in den Anwendungsbereich der befristeten Maßnahmen gegen den spezifizierten Schädling aufgenommen werden müssen, die in der vorliegenden Verordnung festgelegt werden.

(6)

Um das Eindringen des spezifizierten Schädlings in das Gebiet der Union wirksamer zu verhindern, müssen angesichts der Erfahrungen mit der Anwendung des Durchführungsbeschlusses (EU) 2016/715 zusätzliche Maßnahmen für die spezifizierten Früchte mit Ursprung in Argentinien, Brasilien, Südafrika, Uruguay und Simbabwe festgelegt werden.

(7)

Diese Maßnahmen sind erforderlich, um sicherzustellen, dass die spezifizierten Früchte von Erzeugungsorten und Produktionsflächen stammen, die bei den nationalen Pflanzenschutzorganisationen Argentiniens, Brasiliens, Südafrikas, Uruguays oder Simbabwes registriert und von diesen zugelassen sind. Zudem sind sie notwendig, um sicherzustellen, dass diese Früchte mit einem Rückverfolgbarkeitscode versehen sind, um erforderlichenfalls bei Nachweis des spezifizierten Schädlings eine Rückverfolgung bis zur Produktionsfläche zu ermöglichen. Diese Maßnahmen sind außerdem erforderlich, um sicherzustellen, dass die spezifizierten Früchte von Produktionsflächen stammen, auf denen der spezifizierte Schädling während der vorangegangenen und der laufenden Handelssaison nicht festgestellt wurde.

(8)

Die nationalen Pflanzenschutzorganisationen Argentiniens, Brasiliens, Südafrikas, Uruguays oder Simbabwes sollten zudem die ordnungsgemäße Anwendung der Behandlungen auf dem Feld überprüfen, da sich dies als die wirksamste Methode erwiesen hat, um sicherzustellen, dass die spezifizierten Früchte frei von dem spezifizierten Schädling sind.

(9)

Die spezifizierten Früchte sollten außerdem von einem Pflanzengesundheitszeugnis begleitet werden, in dem das Datum der Inspektion, die Anzahl der Packstücke jeder Produktionsfläche und die Rückverfolgbarkeitscodes angegeben sind. Die Mitgliedstaaten sollten bei der Meldung von Verstößen im elektronischen Meldesystem die Rückverfolgbarkeitscodes angeben.

(10)

Infolge der Überarbeitung der Einfuhrvorschriften für die spezifizierten Früchte mit Ursprung in Argentinien im Jahr 2021, die zur Änderung des Durchführungsbeschlusses (EU) 2016/715 durch den Durchführungsbeschluss (EU) 2021/682 (5) führte, sollte die Probenahme zur Bestätigung der ordnungsgemäßen Anwendung von Pflanzenschutzmitteln auf dem Feld auf den Verstößen basieren, die bei Inspektionen vor Ort oder in den Verpackungseinrichtungen vor der Ausfuhr oder bei Kontrollen von Sendungen an den Grenzkontrollstellen in der Union festgestellt wurden. Dies ist notwendig, um sicherzustellen, dass die Probenahme risikobasiert ist.

(11)

Angesichts der hohen Zahl von Verstößen bei spezifizierten Früchten mit Ursprung in Südafrika, die die Mitgliedstaaten 2021 gemeldet haben, müssen die Anforderungen an die Probenahme im Vergleich zu den entsprechenden Anforderungen im Durchführungsbeschluss (EU) 2016/715 erhöht werden, um den spezifizierten Schädling auf den einzelnen Stufen in den Verpackungseinrichtungen auf den spezifizierten Früchten nachzuweisen, bis diese zur Ausfuhr bereit sind.

(12)

Die geringe Zahl der von den Mitgliedstaaten seit 2019 gemeldeten Verstöße bei den spezifizierten Früchten mit Ursprung in Brasilien und Uruguay zeigt, dass durch die Anwendung der im Durchführungsbeschluss (EU) 2016/715 vorgesehenen Maßnahmen durch diese Länder die Einschleppung von Phyllosticta citricarpa in die Union und seine Ausbreitung verhindert wird. Daher sollten diese Maßnahmen für diese beiden Länder weiterhin gelten. Es ist jedoch nicht mehr erforderlich, Uruguay weiterhin zur Durchführung von Tests auf eine latente Infektion bei Valencia-Orangen zu verpflichten, da die Zahl der Verstöße in Bezug auf den spezifizierten Schädling bei diesen spezifizierten Früchten seit 2016 erheblich zurückgegangen ist.

(13)

Nach der Schädlingsrisikobewertung der Europäischen Behörde für Lebensmittelsicherheit (6) besteht bei Einfuhren von spezifizierten Früchten, die ausschließlich für die Verarbeitung vorgesehen sind, ein geringeres Risiko, dass der spezifizierte Schädling auf eine geeignete Wirtspflanze übertragen wird, da diese in der Union amtlichen Kontrollen unterliegen und besonderen Anforderungen in Bezug auf Verbringung, Verarbeitung, Lagerung, Behältnisse, Verpackungen und Kennzeichnung genügen müssen. Daher können solche Einfuhren unter weniger strengen Auflagen zugelassen werden.

(14)

Nach der Durchführung der Warenuntersuchungen gemäß Artikel 49 der Verordnung (EU) 2017/625 des Europäischen Parlaments und des Rates (7) sollten die ausschließlich für die Verarbeitung vorgesehenen spezifizierten Früchte direkt und unverzüglich in die Verarbeitungsbetriebe oder in ein Lager verbracht werden, um das Pflanzengesundheitsrisiko möglichst gering zu halten.

(15)

Um den betreffenden nationalen Pflanzenschutzorganisationen, zuständigen Behörden und Unternehmern genügend Zeit zu geben, sich auf die in der vorliegenden Verordnung festgelegten Anforderungen einzustellen, und um sicherzustellen, dass diese Anforderungen unmittelbar nach Ablauf der Geltungsdauer des Durchführungsbeschlusses (EU) 2016/715 zur Anwendung kommen, sollte die vorliegende Verordnung ab dem 1. April 2022 gelten.

(16)

Damit die Unternehmer in Brasilien, Uruguay und Simbabwe genügend Zeit haben, sich auf die neuen Vorschriften einzustellen, sollte die Anforderung, dass die spezifizierten Früchte auf einer Produktionsfläche erzeugt werden müssen, auf der der spezifizierte Schädling während der vorangegangenen Vegetations- und Ausfuhrperiode weder auf den spezifizierten Früchten noch bei amtlichen Kontrollen in diesen Ländern oder bei Kontrollen von während dieser Vegetations- und Ausfuhrperiode in die Union verbrachten Sendungen festgestellt wurde, für die spezifizierten Früchte aus diesen Ländern erst ab dem 1. April 2023 gelten. Eine solche spätere Anwendung ist für Argentinien oder Südafrika nicht erforderlich, da diese bestätigt haben, dass sie eine solche Anforderung bereits anwenden.

(17)

Das Pflanzengesundheitsrisiko durch das Auftreten des spezifizierten Schädlings in Argentinien, Brasilien, Südafrika, Uruguay und Simbabwe und durch die Einfuhr der spezifizierten Früchte aus diesen Drittländern in die Union variiert nach wie vor jedes Jahr je nach Ursprungsdrittland der spezifizierten Früchte. Es sollte deshalb auf Basis der neuesten technischen und wissenschaftlichen Entwicklungen bei der Prävention und Bekämpfung des spezifizierten Schädlings weiter bewertet werden. Die Geltungsdauer dieser Verordnung sollte daher befristet sein und am 31. März 2025 enden, um eine Überprüfung zu ermöglichen.

(18)

Da der Durchführungsbeschluss (EU) 2016/715 am 31. März 2022 außer Kraft tritt, sollte die vorliegende Verordnung am dritten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft treten, damit der Handel mit den spezifizierten Früchten unmittelbar nach diesem Außerkrafttreten gemäß den Bestimmungen der vorliegenden Verordnung ablaufen kann.

(19)

Die in der vorliegenden Verordnung vorgesehenen Maßnahmen entsprechen der Stellungnahme des Ständigen Ausschusses für Pflanzen, Tiere, Lebensmittel und Futtermittel —

(1)

In der Verordnung (EG) Nr. 1831/2003 ist vorgeschrieben, dass Zusatzstoffe zur Verwendung in der Tierernährung zugelassen werden müssen, und es sind die Voraussetzungen und Verfahren für die Erteilung einer solchen Zulassung geregelt.

(2)

Gemäß Artikel 7 der Verordnung (EG) Nr. 1831/2003 wurde ein Antrag auf Zulassung einer Zubereitung aus Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 vorgelegt. Dem Antrag waren die nach Artikel 7 Absatz 3 der Verordnung (EG) Nr. 1831/2003 vorgeschriebenen Angaben und Unterlagen beigefügt.

(3)

Der Antrag betrifft die Zulassung einer zur Zusatzstoffkategorie „technologische Zusatzstoffe“ zählenden Zubereitung aus Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 als Zusatzstoff in Futtermitteln für alle Tierarten.

(4)

Die Europäische Behörde für Lebensmittelsicherheit (im Folgenden die „Behörde“) zog in ihrem Gutachten vom 29. September 2021 (2) den Schluss, dass die Zubereitung aus Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 unter den vorgeschlagenen Verwendungsbedingungen keine nachteiligen Auswirkungen auf die Tiergesundheit, die Verbrauchersicherheit oder die Umwelt hat. Sie kam ferner zu dem Schluss, dass der Zusatzstoff als Inhalationsallergen zu betrachten ist. Daher ist die Kommission der Auffassung, dass geeignete Schutzmaßnahmen ergriffen werden sollten, um schädliche Auswirkungen auf die menschliche Gesundheit, insbesondere in Bezug auf die Verwender des Zusatzstoffs, zu vermeiden. Des Weiteren schloss die Behörde, dass die betreffende Zubereitung die Erzeugung von Silage aus leicht, mäßig schwer und schwer zu silierendem Material verbessern kann. Sie hat außerdem den Bericht über die Methode zur Analyse der Futtermittelzusatzstoffe in Futtermitteln geprüft, den das mit der Verordnung (EG) Nr. 1831/2003 eingerichtete Referenzlabor vorgelegt hat.

(5)

Die Bewertung der Zubereitung aus Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 hat ergeben, dass die Bedingungen für die Zulassung gemäß Artikel 5 der Verordnung (EG) Nr. 1831/2003 erfüllt sind. Daher sollte die Verwendung der Zubereitung gemäß den Angaben im Anhang der vorliegenden Verordnung zugelassen werden.

(6)

Die in der vorliegenden Verordnung vorgesehenen Maßnahmen entsprechen der Stellungnahme des Ständigen Ausschusses für Pflanzen, Tiere, Lebensmittel und Futtermittel —

(1)

Gemäß Verordnung (EG) Nr. 470/2009 legt die Kommission im Wege einer Verordnung die Höchstmengen an Rückständen pharmakologisch wirksamer Stoffe fest, die in der Union zur Verwendung in Arzneimitteln für Tiere, die der Lebensmittelgewinnung dienen, oder in Biozidprodukten, die in der Tierhaltung eingesetzt werden, bestimmt sind.

(2)

Tabelle 1 im Anhang der Verordnung (EU) Nr. 37/2010 (2) der Kommission enthält eine Liste pharmakologisch wirksamer Stoffe und deren Einstufung hinsichtlich der Rückstandshöchstmengen in Lebensmitteln tierischen Ursprungs.

(3)

Bambermycin wird bereits in dieser Tabelle als zulässiger Stoff für Kaninchen nur zur oralen Anwendung geführt. Einstufung im bestehenden Eintrag: „keine Rückstandshöchstmenge(n) erforderlich“.

(4)

Gemäß Artikel 3 der Verordnung (EG) Nr. 470/2009 vom 3. Dezember 2019 reichte Huvepharma N.V. bei der Europäischen Arzneimittel-Agentur (im Folgenden „Agentur“) einen Antrag auf Erweiterung des bestehenden Eintrags für Bambermycin um Hühnergewebe ein.

(5)

Am 18. März 2021 kam die Agentur auf Grundlage der Stellungnahme des Ausschusses für Tierarzneimittel (im Folgenden „CVMP“) zu dem Schluss, dass die Festlegung einer Rückstandshöchstmenge für Bambermycin in Hühnergewebe nicht erforderlich sei und empfahl die Einstufung „keine Rückstandshöchstmenge(n) erforderlich“.

(6)

Am 5. Mai 2021 ersuchte die Kommission die Agentur, ihre Stellungnahme vom 18. März 2021 im Hinblick auf die Festlegung von Rückstandshöchstgehalten zu überdenken, um amtliche Kontrollen und die Durchsetzung der Rechtsvorschriften durch die zuständigen Behörden zu erleichtern.

(7)

Am 15. Juli 2021 empfahl die Agentur auf Grundlage der Stellungnahme des Ausschusses und unter Berücksichtigung des Antrags und des Ersuchens der Kommission die Festlegung numerischer MRL für Bambermycin zur Anwendung bei Hühnern in Bezug auf Muskeln, Haut und Fett in natürlichen Verhältnissen, Leber und Nieren, jedoch nicht zur Anwendung bei Tieren, deren Eier für den menschlichen Verzehr bestimmt sind.

(8)

Gemäß Artikel 5 der Verordnung (EG) Nr. 470/2009 ist die Agentur verpflichtet, die Anwendung von Rückstandshöchstmengen, die für einen pharmakologisch wirksamen Stoff in einem bestimmten Lebensmittel bzw. in Bezug auf eine oder mehrere Tierarten festgesetzt wurden, auf ein anderes von derselben Tierart stammendes Lebensmittel bzw. auf andere Tierarten zu erwägen.

(9)

Die Agentur kam zu dem Schluss, dass die Extrapolation der Rückstandshöchstgehalte für Bambermycin von Hühnergewebe auf Gewebe anderer Geflügelarten, jedoch nicht auf Geflügeleier, angezeigt ist.

(10)

In Anbetracht der Stellungnahme der Agentur wird es als angemessen erachtet, den empfohlenen Rückstandshöchstgehalt für Bambermycin in Hühnergewebe festzulegen und ihn auf andere Geflügelarten, jedoch nicht auf Geflügeleier, zu extrapolieren.

(11)

Die Verordnung (EU) Nr. 37/2010 sollte daher entsprechend geändert werden.

(12)

Die in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen entsprechen der Stellungnahme des Ständigen Ausschusses für Tierarzneimittel —

(1)

Am 16. Oktober 2017 hat der Rat den Beschluss (GASP) 2017/1869 (1) angenommen, mit der eine Beratende Mission der Europäischen Union zur Unterstützung der Reform des Sicherheitssektors in Irak (EUAM Iraq) eingerichtet wurde.

(2)

Am 7. April 2020 hat der Rat den Beschluss (GASP) 2020/513 (2) zur Änderung des Mandats der EUAM Iraq und zur Verlängerung bis zum 30. April 2022 angenommen.

(3)

Nach der strategischen Überprüfung der EUAM Iraq hat das Politische und Sicherheitspolitische Komitee empfohlen, das Mandat der EUAM Iraq zu ändern und bis zum 30. April 2024 zu verlängern.

(4)

Der Beschluss (GASP) 2017/1869 sollte daher entsprechend geändert werden.

(5)

Die EUAM Iraq wird in einer Situation durchgeführt, die sich verschlechtern kann und das Erreichen der Ziele des auswärtigen Handelns der Union nach Artikel 21 des Vertrags über die Europäische Union behindern könnte —

(1)

Der Rat hat am 28. Februar 2022 den Beschluss (GASP) 2022/338 (1) angenommen, mit dem eine Unterstützungsmaßnahme mit einem finanziellen Bezugsrahmen in Höhe von 450 000 000 EUR eingerichtet wurde, um die Bereitstellung militärischer Ausrüstung und Plattformen, die dazu konzipiert sind, tödliche Gewalt anzuwenden, für die ukrainischen Streitkräfte abzudecken.

(2)

Der Rat hat am 23. März 2022 den Beschluss (GASP) 2022/471 (2) zur Änderung des Beschlusses (GASP) 2022/338 angenommen, mit dem der finanzielle Bezugsrahmen auf 900 000 000 EUR angehoben wurde.

(3)

Angesichts der andauernden bewaffneten Aggression der Russischen Föderation gegen die Ukraine sollte der finanzielle Bezugsrahmen um weitere 450 000 000 EUR erhöht und die Laufzeit der Unterstützungsmaßnahme um 24 Monate verlängert werden.

(4)

Der Beschluss (GASP) 2022/338 sollte daher entsprechend geändert werden —

(1)

Der Rat hat am 28. Februar 2022 den Beschluss (GASP) 2022/339 (1) angenommen, mit dem eine Unterstützungsmaßnahme mit einem finanziellen Bezugsrahmen in Höhe von 50 000 000 EUR eingerichtet wurde, um die Lieferung von Ausrüstung und Material, die nicht für die Anwendung tödlicher Gewalt konzipiert sind, wie persönliche Schutzausrüstungen, Verbandkästen und Kraftstoff an die ukrainischen Streitkräfte zu finanzieren.

(2)

Der Rat hat am 23. März 2022 den Beschluss (GASP) 2022/472 (2) zur Änderung des Beschlusses (GASP) 2022/339 angenommen, mit dem der finanzielle Bezugsrahmen auf 100 000 000 EUR angehoben wurde.

(3)

Angesichts der andauernden bewaffneten Aggression der Russischen Föderation gegen die Ukraine sollte der finanzielle Bezugsrahmen um weitere 50 000 000 EUR erhöht werden, um die Lieferung von Ausrüstung und Material, die nicht für die Anwendung tödlicher Gewalt konzipiert sind, wie persönliche Schutzausrüstungen, Verbandkästen und Kraftstoff an die ukrainischen Streitkräfte zu finanzieren. Die Laufzeit der Unterstützungsmaßnahme sollte außerdem um 24 Monate verlängert werden.

(4)

Der Beschluss (GASP) 2022/339 sollte entsprechend geändert werden —

(1)

Am 23. Februar 2022 hat die Russische Föderation eine nicht provozierte und ungerechtfertigte militärische Aggression gegen die Ukraine begonnen, die der Europäische Rat in seinen Schlussfolgerungen vom 24. Februar 2022 auf das Schärfste verurteilt hat.

(2)

Am 24. März 2022 hat der Europäische Rat in seinen Schlussfolgerungen Folgendes erklärt: „Der Angriffskrieg Russlands gegen die Ukraine stellt eine grobe Verletzung des Völkerrechts dar und verursacht unzählige Todesopfer und Verletzte in der Zivilbevölkerung. Russland führt Angriffe auf die Zivilbevölkerung und auf zivile Objekte, darunter Krankenhäuser, medizinische Einrichtungen, Schulen und Schutzunterkünfte. Diese Kriegsverbrechen müssen sofort enden. Die Verantwortlichen und ihre Mithelfer werden nach dem Völkerrecht zur Rechenschaft gezogen werden.“ Der Europäische Rat hat außerdem die Erklärung von Versailles vom 11. März 2022 bekräftigt, in der insbesondere die Entscheidung des Anklägers des Internationalen Strafgerichtshofs, eine Untersuchung der in seine Zuständigkeit fallenden Straftaten einzuleiten, begrüßt wird.

(3)

Mit dem Beschluss 2014/486/GASP (1) wurde EUAM Ukraine eingerichtet, um die Ukraine bei einer Reform des zivilen Sicherheitssektors, einschließlich des Polizeisektors und auf dem Gebiet der Rechtsstaatlichkeit, zu unterstützen.

(4)

Die EUAM Ukraine sollte die ukrainischen Behörden unterstützen, um die Ermittlungen und die Strafverfolgung internationaler Straftaten, die im Zusammenhang mit der militärischen Aggression der Russischen Föderation gegen die Ukraine begangen werden, zu erleichtern.

(5)

Der Beschluss 2014/486/GASP sollte entsprechend geändert werden.

(6)

Die EUAM Ukraine wird in einer Lage durchgeführt, die sich möglicherweise verschlechtern wird und die Erreichung der Ziele des auswärtigen Handelns der Union nach Artikel 21 des Vertrags über die Europäische Union behindern könnte —

(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.

(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.

(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:

(13)

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

(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.

(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

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

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

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:

(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:

(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.

(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.

(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:

(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:

(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:

(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.

(69)

Die Mindestbeteiligungsschwelle wurde insbesondere aus folgenden Gründen auf 1 MW festgesetzt:

(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.

(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.

(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.

(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:

(79)

Am 4. Mai 2021 legte Belgien aktualisierte De-Rating-Faktoren vor (siehe nachstehende Tabelle):

Tabelle 4

De-Rating-Faktoren

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.

(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.

(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).

(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.

(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:

(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

(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.

(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:

(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:

(110)

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

(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.

(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:

(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)

Quelle: Anmeldung.

(124)

Es sind folgende Einnahmen zu berücksichtigen:

(125)

Die belgischen Behörden übermittelten die in Tabelle 6 enthaltenen Daten:

Tabelle 6

Jährliche Gesamteinnahmen für eine Auswahlliste bestehender Technologien  (67)

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)

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.

(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.

(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

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).

(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.

(148)

Belgien hat den Day-Ahead-Marktpreis als Referenzpreis gewählt. Als Hauptvorteile des Day-Ahead-Markts hat Belgien Folgendes angegeben:

(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:

(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.

(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.

(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 Risiko abzudecken, würde ein Kapazitätsanbieter ohne diesen „Stop-Loss“-Mechanismus niemals ein Gebot zu 0 EUR/MW/Jahr abgeben (selbst wenn er kein „Missing Money“ hätte).

(165)

Während des Zeitraums vor der Lieferung (d. h. nach der Auswahl der CMU im Rahmen der Auktion, aber vor Beginn des Lieferzeitraums) unterliegen die ausgewählten Kapazitätsanbieter einer Reihe von Anforderungen, um sicherzustellen, dass ihre kontrahierten Kapazitäten zu Beginn des Lieferzeitraums verfügbar sind und zur Versorgungssicherheit beitragen. Sie sollen vor allem das Spielrisiko mindern und die mit neuen Investitionen verbundenen Unsicherheiten (z. B. Verzögerungen bei den Bauarbeiten) abdecken.

(166)

Eine an Bedingungen geknüpfte finanzielle Sicherheit ist erforderlich, um die verlangte und fristgerechte Erfüllung aller Verpflichtungen im Zusammenhang mit den Kontrollen vor der Lieferung zu gewährleisten, die sich aus dem Kapazitätsvertrag und/oder den Vorschriften zur Funktionsweise der CRM-Marktregeln ergeben (siehe Erwägungsgrund 108). Bei Nichteinhaltung der Verpflichtungen eines Kapazitätsanbieters während eines Zeitraums vor der Lieferung kann die finanzielle Sicherheit geltend gemacht werden.

(167)

Für bestehende CMU werden im Vorfeld der Lieferung Verfügbarkeitsprüfungen vorgenommen, die bei Nichtverfügbarkeit in Sanktionen resultieren. Darüber hinaus sind für zusätzliche und virtuelle CMU zusätzliche Verpflichtungen und Überwachungsanforderungen zwischen T-4 und dem Lieferzeitraum vorgesehen. Die Überwachung dieser neuen Kapazitäten vor der Lieferung erfolgt auf der Grundlage einer genauen Projektplanung des Kapazitätsanbieters. Falls der Kapazitätsanbieter die in der Projektplanung festgelegten Meilensteine nicht einhält, was zu einer Restverzögerung führt, werden Sanktionen verhängt, einschließlich finanzieller Sanktionen (die durch die finanzielle Sicherheit abgedeckt sind) oder in einigen Fällen der Reduzierung der ursprünglich kontrahierten Kapazitäten (und damit der jährlichen Kapazitätsvergütung) und/oder der Reduzierung der Laufzeit des Kapazitätsvertrags (und damit der Anzahl der Jahre, in denen eine Kapazitätsvergütung gezahlt wird).

(168)

Der belgische ÜNB stellt sicher, dass alle unter Vertrag genommenen CMU (unter Berücksichtigung des De-Rating) verfügbar sind, um das angestrebte Niveau der Versorgungssicherheit zu erreichen. Da das Hauptziel des CRM darin besteht, ein angemessenes Kapazitätsniveau im System sicherzustellen, erfolgt die Überwachung der Verfügbarkeit zu Zeiten, die für die Versorgungssicherheit relevant sind. In diesem Zusammenhang wird ein Auslöser für die Verfügbarkeitsüberwachung (Availability Monitoring Trigger, im Folgenden „AMT“) definiert, um die unter dem Gesichtspunkt der Angemessenheit relevanten Zeiten zu ermitteln, in denen der ÜNB die Verfügbarkeit der CMU überwacht.

(169)

Der AMT basiert auf dem Day-Ahead-Marktpreis. Die Gründe für die Wahl des Day-Ahead-Marktpreises sind dieselben wie für die Rückzahlungsverpflichtung (siehe Abschnitt 2.7.2). In AMT-Zeiten (d. h. Zeiten, in denen der Day-Ahead-Marktpreis über dem AMT liegt) kann der ÜNB überprüfen, ob mit den beschafften Kapazitäten tatsächlich auf ein Day-Ahead-Marktsignal reagiert werden kann. Entspricht die Kapazität nicht der vorgeschriebenen Kapazität (74) (auf der Grundlage der Bedingungen im Kapazitätsvertrag und den Vorschriften zur Funktionsweise des CRM), kann der Teil der Verpflichtung, der nicht verfügbar war, mit Sanktionen belegt werden, es sei denn, die CMU kann die positive Differenz zwischen der vorgeschriebenen Kapazität und der verfügbaren Kapazität (75) über den Sekundärmarkt des CRM decken (siehe Abschnitt 2.9). Durch die Veräußerung von Verpflichtungen auf dem Sekundärmarkt kann der Kapazitätsanbieter die vorgeschriebenen Kapazitäten effektiv verringern, um eine Diskrepanz zwischen der vorgeschriebenen und der verfügbaren Kapazität und somit Sanktionen zu vermeiden.

(170)

Bei der Berechnung der vorgeschriebenen Kapazität wird zwischen energiebeschränkten und nicht energiebeschränkten Anlagen unterschieden, da sie auf unterschiedliche Weise zur Versorgungssicherheit beitragen. Energiebeschränkte Anlagen (z. B. Batterien, Laststeuerung) können im Gegensatz zu nicht energiebeschränkten Anlagen nur während einer bestimmten Anzahl aufeinanderfolgender Stunden verfügbar sein.

(171)

Bei nicht energiebeschränkten Anlagen (z. B. thermische Anlagen, Windparks) wirkt sich die Dauer der AMT-Zeit (angegeben in Stunden) nicht auf die verfügbare Kapazität aus. Im Durchschnitt sollte über diese Anlagen zumindest die entsprechende herabgesetzte Kapazität bereitgestellt werden können. Daher entspricht die vorgeschriebene Kapazität zu jeder AMT-Stunde während des Kapazitätsvertrags der in der Präqualifikationsphase ermittelten herabgesetzten Kapazität der Anlage.

(172)

Da energiebeschränkte Anlagen (z. B. Batterien, Laststeuerung) nur während einer bestimmten Anzahl aufeinanderfolgender Stunden verfügbar sein können, können die entsprechenden CMU während der Präqualifikationsphase eine bestimmte SLA auswählen. Daher entspricht die vorgeschriebene Kapazität ihrer nicht herabgesetzten Kapazität für Stunden innerhalb ihrer Energiebeschränkungen. Für jede andere AMT-Stunde desselben Tages beträgt die vorgeschriebene Kapazität 0 MW. Die CMU behält die Freiheit, ihre Anlage für jede beliebige AMT-Zeit in einer Reihe gewählter AMT-Stunden zuzuschalten, solange sie die in ihrer SLA festgelegte Verfügbarkeit innerhalb aller AMT-Stunden eines Tages sichergestellt hat.

(173)

Bei Kapazitätsanbietern mit einer Tagesfahrplanverpflichtung auf dem Energiemarkt wird davon ausgegangen, dass sie zu jeder AMT-Stunde über eine verfügbare Kapazität mit maximaler Leistung (76) verfügen.

(174)

Andererseits besteht weniger Transparenz hinsichtlich der tatsächlichen Verfügbarkeit von Kapazitätsanbietern ohne eine solche Fahrplanverpflichtung. Diese Kapazitätsanbieter sind daher stets verpflichtet, vor der Schließung des Day-Ahead-Markts einen Day-Ahead-Preis mitzuteilen, oberhalb dessen sie mit der CMU Energie auf dem Markt liefern würden, und zwar mindestens in Höhe der vorgeschriebenen Kapazität, die über dem AMT-Preis liegen kann. Wenn das Marktclearing unter diesem Preis erfolgt, wird gemäß einer Erklärung davon ausgegangen, dass die Einheit verfügbar ist (aber keine Energie geliefert wird). Wenn das Marktclearing über dem angegebenen Day-Ahead-Preis erfolgt, verifiziert der ÜNB die Energielieferung. Auf diese Weise bedingt die Überwachung nicht die Lieferung von Energie zu allen AMT-Zeiten, sondern nur dann, wenn die Marktbedingungen (d. h. der angegebene Day-Ahead-Preis) für die CMU günstig sind.

(175)

Wahlweise kann der Kapazitätsanbieter ohne Fahrplanverpflichtung auch andere Preise angeben, um die Lieferung auf anderen Märkten (Intraday- oder Regelreservemärkten) und/oder zu geringeren Mengen anzuzeigen. Dies soll die Funktionsweise des Marktes widerspiegeln, da ein Teil der Energie zeitnaher verkauft werden kann. Der ÜNB überwacht die Verfügbarkeit anhand des zum Zeitpunkt der Energielieferung geltenden Preises. Werden die angegebenen Preise auf den jeweiligen Märkten nie übertroffen, ist die Anlage auf dem Markt nicht ausreichend sichtbar und daher anfälliger für Verfügbarkeitsprüfungen. Gemäß den Vorschriften zur Funktionsweise des CRM hat der ÜNB das Recht, während eines Lieferzeitraums eine bestimmte Anzahl von Verfügbarkeitsprüfungen zu verlangen (siehe Abschnitt 2.8.3).

(176)

Belgien zufolge gibt es zwei wichtige Anreize für den Kapazitätsanbieter, korrekte Preise für seine CMU anzugeben, die die Rückzahlungsverpflichtung und die Überwachung der Verfügbarkeit betreffen:

(177)

Elia kann CMU einer unangekündigten Verfügbarkeitsprüfung unterziehen. Diese Prüfungen werden dem Kapazitätsanbieter von Elia spätestens einen Tag im Voraus zwischen 15.00 Uhr MEZ und 15.30 Uhr MEZ angekündigt, d. h. zum selben Zeitpunkt, zu dem die Mitteilung der ermittelten AMT-Stunden erfolgt.

(178)

Elia kann eine CMU bis zu dreimal während der Winterperiode und einmal außerhalb der Winterperiode erfolgreich prüfen. Darüber hinaus behält sich Elia das Recht vor, maximal einmal die gesamte Laufzeit der SLA (falls vorhanden) erfolgreich zu prüfen. Hat Elia für die betreffende CMU im Voraus Kenntnis von einer planmäßigen Nichtverfügbarkeit erhalten, so wird für die Kapazitäten, die nicht verfügbar sind, keine Verfügbarkeitsprüfung vorgenommen (d. h. die vorgeschriebene Kapazität ist auf das beschränkt, was als verfügbar bekannt ist).

(179)

Elia wählt die zu prüfenden CMU nach einem internen Verfahren aus, das nicht öffentlich bekannt gegeben wird. Elia stützt sich bei seinem Verfahren jedoch auf Kriterien, die unter anderem Folgendes umfassen:

(180)

Elia kündigt dem Kapazitätsanbieter die Verfügbarkeitsprüfung zusammen mit deren voraussichtlichen Dauer (volle SLA-Laufzeit oder eine Viertelstunde) unter Angabe der Anfangs- und Endzeit an. Innerhalb dieses Zeitraums steht es dem Kapazitätsanbieter frei, die Energielieferung so zu organisieren, wie es ihm am besten passt.

(181)

Für fehlende Kapazitäten während dieses Zeitraums wird eine Sanktion verhängt. Die Kosten im Zusammenhang mit der Verfügbarkeitsprüfung werden vom Kapazitätsanbieter getragen.

(182)

Für fehlende Kapazitäten (positive Differenz zwischen vorgeschriebenen und verfügbaren Kapazitäten) während einer AMT-Stunde wird eine Sanktion verhängt.

(183)

Der Gesamtbetrag an Sanktionen, die einem Kapazitätsanbieter für eine CMU, für einen Lieferzeitraum und für fehlende Kapazitäten im Rahmen einer Primärmarktverpflichtung oder einer Sekundärmarkttransaktion, bei der der Transaktionszeitraum mindestens einen vollständigen Lieferzeitraum abdeckt, auferlegt werden kann, ist auf den Preis des in der Auktion für den Lieferzeitraum ausgewählten Gebots, multipliziert mit den kontrahierten Kapazitäten, begrenzt.

(184)

Der Gesamtbetrag an Sanktionen, die einem Kapazitätsanbieter für eine CMU, für einen Monat und für fehlende Kapazitäten im Rahmen einer Primärmarktverpflichtung oder einer Sekundärmarkttransaktion, bei der der Transaktionszeitraum mindestens einen vollständigen Lieferzeitraum abdeckt, auferlegt werden kann, ist auf 20 % des Preises des in der Auktion für den Lieferzeitraum ausgewählten Gebots, multipliziert mit den kontrahierten Kapazitäten, begrenzt.

(185)

Werden während drei separater AMT-Zeiten und/oder Verfügbarkeitsprüfungen für dieselbe CMU fehlende Kapazitäten von mehr als 20 % der vorgeschriebenen Kapazität festgestellt, nimmt Elia eine Abwärtskorrektur der Kapazitätsvergütung für die betreffende CMU vor, die proportional zur maximalen fehlenden Kapazität ist, die während dieses Zeitraums festgestellt wurde. Der Kapazitätsanbieter unterliegt jedoch weiterhin der Verfügbarkeitsverpflichtung und kann weiterhin mit Sanktionen für die betreffende CMU gemäß dem ursprünglichen Kapazitätsvertrag belegt werden. Der Gesamtwert des Vertrags bleibt unverändert. Die ursprüngliche Kapazitätsvergütung wird wiederhergestellt, wenn die CMU während drei aufeinanderfolgenden AMT-Zeiten oder Verfügbarkeitsprüfungen die vorgeschriebene Kapazität entsprechend der kontrahierten Kapazität und der SLA im Primärvertrag erfolgreich bereitgestellt hat.

(186)

Wurde die Kapazitätsvergütung für die CMU in zwei aufeinanderfolgenden Lieferzeiträumen nach unten korrigiert und konnte die ursprüngliche Kapazitätsvergütung für die CMU nicht innerhalb von 12 Wochen nach der jeweiligen Korrektur wiederhergestellt werden, ist es für die CMU nicht mehr möglich, die ursprüngliche Kapazitätsvergütung wiederherzustellen, und alle Kapazitätsverträge, die für Lieferzeiträume gelten, die mit der ersten kommenden T-1-Auktion nach Anwendung dieser Klausel beginnen, werden beendet.

(187)

Belgien wird einen Sekundärmarkt schaffen, um den Kapazitätsanbietern einen Mechanismus zur Verbesserung ihres Risikomanagements im Rahmen des CRM zur Verfügung zu stellen. Sollte ein Kapazitätsanbieter mit einer geringeren Verfügbarkeit als erwartet konfrontiert sein (d. h. geringer als seine gemäß den Marktregeln berechnete vorgeschriebene Kapazität), hat er die Möglichkeit, die positive Differenz zwischen seiner vertraglich vorgeschriebenen Kapazität und seiner verfügbaren Kapazität auf dem Sekundärmarkt zu decken, ohne dass ihm Sanktionen für Nichtverfügbarkeit auferlegt werden. Bei Transaktionen auf dem Sekundärmarkt erfolgt eine vollständige Übertragung von Verpflichtungen, einschließlich des Ausübungspreises der ursprünglichen Verpflichtung.

(188)

Der Sekundärmarkt wird spätestens ein Jahr vor Beginn des ersten Lieferzeitraums eingerichtet. Die Modalitäten des Sekundärmarktmechanismus sind in den Vorschriften zur Funktionsweise des CRM beschrieben.

(189)

Belgien erlaubt die Beteiligung ausländischer Kapazitäten in einem Mitgliedstaat, der über eine direkte Netzverbindung zu Belgien verfügt, ab der ersten Lieferung. Die entsprechenden Vorschriften sind in einem Königlichen Erlass festgelegt. (77) Belgien zufolge war es aufgrund der Tatsache, dass die in Artikel 26 Absatz 11 der Elektrizitätsverordnung genannten Methoden, gemeinsamen Vorschriften und Bedingungen erst im Dezember 2020 genehmigt wurden (78) und die ÜNB noch nicht in der Lage waren, die erforderlichen Vereinbarungen zu schließen, nicht möglich, die grenzüberschreitende Beteiligung ab der ersten T-4-Auktion zu organisieren. Nach Angaben der belgischen Behörden wird dies so bald wie möglich geschehen. In der Zwischenzeit wurde eine bestimmte Menge für die T-1-Auktion reserviert, um sicherzustellen, dass grenzüberschreitende Kapazitäten ab dem ersten Lieferjahr, d. h. 2025, teilnehmen können.

(190)

Die Beteiligung steht allen Technologien offen. Dabei wird bei ausländischen Kapazitäten zwischen direkten und indirekten Kapazitäten unterschieden.

(191)

Bei indirekten ausländischen Kapazitäten handelt es sich um Kapazitäten in benachbarten Mitgliedstaaten. Für jeden benachbarten Mitgliedstaat wird eine Vorabauktion durchgeführt. Angesichts der begrenzten Kapazität von Verbindungsleitungen besteht der Zweck der Vorabauktion darin, eine effiziente Präqualifikation zu gewährleisten, da dies eine Voraussetzung für die Hauptauktion ist. Jede Vorabauktion beginnt spätestens am 1. Juni und wird vom ÜNB gemäß den ministeriellen Anweisungen in Artikel 7 undecies Absatz 6 des Stromgesetzes und nach den Vorgaben des jeweiligen benachbarten Mitgliedstaats organisiert. In seiner Anweisung kann der Minister gegebenenfalls beschließen, dass keine Vorabauktion mit einem benachbarten Mitgliedstaat durchgeführt wird. Die Parameter der Vorabauktion sind dieselben wie bei der Hauptauktion. Der Referenzpreis für jeden benachbarten Mitgliedstaat spiegelt jedoch den Preis wider, den der Anbieter indirekter ausländischer Kapazitäten auf den Strommärkten erzielt hätte, die vom nominierten Strommarktbetreiber (nominated electricity market operator, im Folgenden „NEMO“) (79) verwaltet werden.

(192)

Der ÜNB bestimmt jährlich die maximale Eintrittskapazität, die für die Beteiligung indirekter ausländischer Kapazitäten jedes benachbarten Mitgliedstaats zur Verfügung steht, und zwar auf der Grundlage der in Artikel 26 Absatz 7 der Elektrizitätsverordnung genannten Empfehlung des regionalen Koordinierungszentrums und gemäß der von der ACER genehmigten Methode gemäß Artikel 26 Absatz 11 Buchstabe a der Elektrizitätsverordnung.

(193)

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 auf der Grundlage der ERAA bzw. NRAA bestimmt.

(194)

Weitere Bedingungen für die grenzüberschreitende Beteiligung sind im ACER-Beschluss Nr. 36/2020 über technische Spezifikationen für die grenzüberschreitende Beteiligung an CRM festgelegt.

(195)

Wenn eine NTC-Verbindung zwischen Belgien und einer anderen elektrisch direkt angeschlossenen Marktzone modelliert wird, dann gilt Folgendes:

(196)

Wird in der Simulation ein lastflussgestützter Bereich definiert, in den Belgien integriert ist, dann gilt Folgendes:

(197)

Anbieter indirekter ausländischer Kapazitäten, die in der Vorabauktion ein Gebot abgeben möchten, machen dem ÜNB Angaben zur angebotenen Kapazitätsmenge nach Anwendung des De-Rating-Faktors, zum angebotenen Preis und zu den CO2-Emissionen der betreffenden Kapazität.

(198)

Der Anbieter indirekter ausländischer Kapazitäten, dessen Gebot am Ende der Vorabauktion ausgewählt wird, reicht ein Präqualifikationsdossier ein. Die Bewertung des Präqualifikationsdossiers wird von dem ÜNB des benachbarten Mitgliedstaats in Zusammenarbeit mit Elia gemäß den Vorschriften der in Artikel 26 Absatz 11 Buchstabe f der Elektrizitätsverordnung genannten Methoden und gegebenenfalls im Einklang mit der zwischen den ÜNB geschlossenen Vereinbarung vorgenommen.

(199)

Nach Angaben der belgischen Behörden handelt es sich bei direkten ausländischen Kapazitäten um Kapazitäten, die sich in einem benachbarten Mitgliedstaat befinden, aber über einen direkten und ausschließlichen Anschluss an das belgische Netz verfügen und vom Netz des jeweiligen benachbarten Mitgliedstaats getrennt sind.

(200)

Die Kapazität muss sich zudem in einem benachbarten Mitgliedstaat befinden, mit dem Belgien eine Vereinbarung über die Beteiligung direkter ausländischer Kapazitäten am CRM geschlossen hat, um Folgendes sicherzustellen:

(201)

Gemäß Artikel 21 Absatz 2 der Elektrizitätsverordnung führte Belgien zwischen Oktober und Dezember 2019 eine Konsultation mit den benachbarten Mitgliedstaaten durch.

(202)

Die Zuweisung der Einnahmen, die sich aus der Vergabe von Tickets für grenzüberschreitende Kapazitäten (d. h. Zugangsrechte für ausländische Kapazitätsanbieter zur Teilnahme am belgischen CRM) ergeben, wird vollständig durch Artikel 26 Absatz 9 der Elektrizitätsverordnung geregelt.

(203)

Belgien zufolge werden die Engpasserlöse im Einklang mit Artikel 26 Absatz 9 der Elektrizitätsverordnung für die in Artikel 19 Absatz 2 dieser Verordnung genannten Zwecke verwendet.

(204)

Belgien bestätigte, den ACER-Beschluss Nr. 36/2020 einzuhalten, in dem unter anderem die Methode für die Aufteilung der sich aus der Eintrittskapazitätsvergabe ergebenden Einnahmen festgelegt ist.

(205)

Gemäß Artikel 3 des Königlichen Erlasses über die Beihilfefähigkeitskriterien in Bezug auf die kumulative Unterstützung und die Mindestbeteiligungsschwelle sind Kapazitäten, für die bereits Betriebsbeihilfen gewährt wurden, von der Präqualifikationsphase ausgeschlossen. Kapazitäten, für die Betriebsbeihilfen gewährt wurden, können unter der Bedingung an der Präqualifikationsphase teilnehmen, dass im Falle der Vergabe eines Kapazitätsvertrags im Rahmen des CRM auf die Beihilfe verzichtet wird. Das Energieministerium hat ein Formular zur Bestätigung dieser Verpflichtung zum Verzicht veröffentlicht. Darüber hinaus verpflichtet sich der Kapazitätsinhaber bei Stellung des Antrags auf Teilnahme an der Präqualifikationsphase, während der Laufzeit des Kapazitätsvertrags keine weiteren Betriebsbeihilfen zu beantragen.

(206)

Die genauen Kosten der Maßnahme werden durch die Auktionen bestimmt. Der jüngsten von den belgischen Behörden vorgelegten Kostenschätzung zufolge, die im Januar 2021 von der Beratungsfirma Haulogy im Auftrag der belgischen Behörden durchgeführt wurde, können die Gesamtkosten der Maßnahme auf 238–253 Mio. EUR pro Jahr geschätzt werden.

(207)

Das belgische Parlament hat am 16. Juli 2020 eine Entschließung angenommen (80), in der es heißt, dass die Kosten des CRM auf der Grundlage einer „Gemeinwohlverpflichtung“ von Elia über die Netztarife finanziert werden.

(208)

Nach Angaben der belgischen Behörden wird der CRM über steuerähnliche Abgaben oder Steuern finanziert, die einem Begünstigten zugewiesen werden. Nach Artikel 12 Absatz 1 des Stromgesetzes unterliegen der Anschluss, die Nutzung der Infrastruktur und der elektrischen Systeme sowie gegebenenfalls die Systemdienstleistungen des Netzbetreibers den Tarifen für die Verwaltung des Übertragungsnetzes und der Netze mit Transportfunktion. Darüber hinaus teilt der Netzbetreiber den Netznutzern gemäß Artikel 12 Absatz 13 des Stromgesetzes so bald wie möglich die geltenden Tarife mit und stellt sie allen Personen, die dies beantragen, zur Verfügung.

(209)

Gemäß Artikel 12 Absätze 5 und 11 des Stromgesetzes werden die Nettokosten gemeinwirtschaftlicher Aufgaben, die durch dieses Gesetz auferlegt werden, in Übereinstimmung mit den geltenden Gesetzen und Vorschriften in transparenter und nichtdiskriminierender Weise in den Tarifen berücksichtigt.

(210)

Gemäß Artikel 4 Absatz 2 des Erlasses, den die CREG am 28. Juni 2018 auf der Grundlage von Artikel 12 des Stromgesetzes angenommen hat (81) und in dem die Netztarife für den Zeitraum 2020–2023 festgelegt sind, sind die Netztarife die Preise, die die Netznutzer an den Netzbetreiber entrichten. Nach Artikel 4 Absatz 7 dieses Erlasses wird in der allgemeinen Tarifstruktur zwischen Transporttarifen, die die Gesamteinnahmen des Netzbetreibers abdecken, und Tarifen für Gemeinwohlverpflichtungen unterschieden. Gemäß Artikel 6 des Erlasses dienen die Tarife für Gemeinwohlverpflichtungen dem Ausgleich der Nettokosten der dem Netzbetreiber auferlegten Gemeinwohlverpflichtungen, einschließlich der Verwaltungskosten und der finanziellen Belastungen, für die das Gesetz, der Erlass oder die Verordnung bzw. die entsprechenden Durchführungsverordnungen keinen spezifischen Ausgleichsmechanismus in Form einer Überlastungs- oder sonstigen Abgabe als Gegenleistung für die Erbringung der Netzleistung vorsehen.

(211)

Auf dieser Grundlage legt der ÜNB der CREG jedes Jahr einen Tarifvorschlag für die Gemeinwohlverpflichtung zur Genehmigung vor, dem ein Haushaltsplan mit einer Prognose sämtlicher Kosten (Kapazitätsvergütung, Kosten für die Verwaltung durch den ÜNB und Entwicklungskosten) und der Einnahmen des CRM für das folgende Jahr beigefügt ist. Bei dem vorgeschlagenen Tarif für die Gemeinwohlverpflichtung wird auch der aus dem vorangegangenen Haushaltsjahr übertragene Saldo berücksichtigt.

(212)

Am Ende des Jahres legt der ÜNB der CREG einen Tarifbericht zur Genehmigung vor, in dem die tatsächlichen Kosten und Einnahmen des vergangenen Jahres sowie die Einnahmen aufgeführt sind, die sich aus der Anwendung des Tarifs ergeben. Nach einer Prüfung der Richtigkeit der Daten und der Angemessenheit der dem ÜNB entstandenen Kosten für die Verwaltung und Entwicklung des CRM bestimmt die CREG den zu übertragenden Saldo.

(213)

Etwaige Einnahmen im Zusammenhang mit dem CRM werden unbeschadet von Artikel 26 Absatz 9 der Elektrizitätsverordnung zur Deckung der im Tarif für die Gemeinwohlverpflichtung enthaltenen Kosten verwendet.

(214)

Der Tarif wird einheitlich auf EUR/MWh-Basis auf alle Verbraucher angewandt (direkt auf die an das Übertragungsnetz angeschlossenen Verbraucher oder indirekt über den Verteilernetzbetreiber und die Lieferanten für die an das Verteilernetz angeschlossenen Verbraucher).

(215)

Die spezifischen Finanzierungsmodalitäten des CRM kommen gemäß Artikel 7 undecies Absatz 15 des Stromgesetzes frühestens 2022 im Januar 2025 zur Anwendung.

(216)

Gemäß der Entschließung des Parlaments wird der Tarif spätestens ab 2029 auf der Grundlage der Spitzenleistung in Abhängigkeit von der Einführung intelligenter Zähler in den Regionen erhoben. Daher wird die Regierung bis spätestens Ende 2023 eine Analyse der voraussichtlichen Einführung von intelligenten Zählern vornehmen.

(217)

Belgien hat eine Genehmigung für den CRM für die maximal zulässige Laufzeit von zehn Jahren (82) ab dem Zeitpunkt der ersten Auktion beantragt.

(218)

Belgien hat sich verpflichtet, folgende Bestimmung in das Stromgesetz aufzunehmen: Wenn in drei aufeinanderfolgenden Jahren keine neue Kapazitätsvereinbarung gemäß Artikel 7 undecies Absatz 11 des Stromgesetzes geschlossen wurde, werden ab dem folgenden Jahr keine neuen Auktionen im Rahmen des CRM durchgeführt.

(219)

Belgien teilte mit, dass es die Anforderungen der Transparenzmitteilung (83) erfüllen werde.

(220)

Belgien hat sich verpflichtet, die Gewährung und/oder Auszahlung von Beihilfen im Rahmen der angemeldeten Beihilferegelung an Unternehmen auszusetzen, die von einer früheren rechtswidrigen Beihilfe profitiert haben, die durch einen Beschluss der Kommission für mit dem Binnenmarkt unvereinbar erklärt wurde.

(221)

Belgien teilte mit, dass Begünstigten in Schwierigkeiten (84) keine Beihilfen gewährt werden.

(222)

Die Kommission hegte Zweifel an der Vereinbarkeit bestimmter Aspekte der Maßnahme mit dem Binnenmarkt.

(223)

Auf der Grundlage aller verfügbaren Informationen und der im Einleitungsbeschluss beschriebenen Elemente bat die Kommission um Klarstellung und forderte zu folgenden Fragen Stellungnahmen an:

(224)

Die Kommission hegte ferner Zweifel im Hinblick auf die Einhaltung der mit der Maßnahme untrennbar verbundenen Bestimmungen des Unionsrechts, nämlich den Artikeln 22 und 24 der Elektrizitätsverordnung.

(225)

In diesem Abschnitt sind die Stellungnahmen zusammengefasst, die die Kommission während des Konsultationszeitraums von 15 Beteiligten erhalten hat, insbesondere von Interessenträgern, die im Energiesektor tätig sind, sowie von Wirtschaftsverbänden und Nichtregierungsorganisationen. Außerdem gingen Stellungnahmen von einem Nachbarland und dem entsprechenden ÜNB ein.

(226)

Verschiedene Beteiligte äußerten sich zum Nachweis der Erforderlichkeit des CRM und/oder zur Berechnung der durch eine Auktion zu beschaffenden Menge.

(227)

Vier Beteiligte bestritten, dass die Erforderlichkeit hinreichend nachgewiesen wurde. Auf der anderen Seite bekräftigten drei Beteiligte die Erforderlichkeit des CRM unter Betonung seiner Dringlichkeit.

(228)

Drei Beteiligte gaben an, dass die Heranziehung des EU-HiLo-Szenarios nicht geeignet zu sein scheine, um das Ausmaß des Problems hinsichtlich der Angemessenheit der Ressourcen zu ermitteln, da das Szenario die Gefahr einer Überschätzung des Problems und einer Verzerrung des Strommarkts birgt.

(229)

Vier Beteiligte wiesen darauf hin, dass die aktuelle ERAA-Methode sowie die VOLL-/CONE-/RS-Methode uneingeschränkt auf den vorgeschlagenen belgischen CRM anwendbar seien.

(230)

Fünf Beteiligte brachten vor, dass die früheren Angemessenheitsstudien, die herangezogen wurden, um die Erforderlichkeit des CRM nachzuweisen, nicht mit der ERAA-Methode vereinbar seien. Dabei machten sie insbesondere Folgendes geltend:

(231)

Ein Beteiligter machte geltend, dass Belgien die erste Auktion im Jahr 2021 nicht auf der Grundlage einer veralteten und nicht konformen NRAA organisieren könne. Der Auffassung dieses Beteiligten nach sollte der CRM bis zur Veröffentlichung der ERAA gar nicht erst eingeführt werden.

(232)

Vier Beteiligte wiesen darauf hin, dass der Zuverlässigkeitsstandard, den Belgien zum Nachweis der Erforderlichkeit des CRM und/oder zur Berechnung der Menge für die erste Auktion verwendet, nicht mit der in der Elektrizitätsverordnung vorgeschriebenen Methode übereinstimme.

(233)

Ein Beteiligter brachte vor, dass bei den Verfahren, Methoden, Daten und Szenarien, die einerseits zum Nachweis der Erforderlichkeit des CRM und andererseits zur Bestimmung der durch eine CRM-Auktion zu beschaffenden Menge verwendet werden, für Kohärenz gesorgt werden sollte.

(234)

Ein weiterer Beteiligter verwies darauf, dass sich der Zuverlässigkeitsstandard und die Methode zur Bestimmung des VOLL und der CONE zwischen der ursprünglichen T-4-Auktion und nachfolgenden Auktionen ändern könnten, was zu Abweichungen bei der Ermittlung der durch eine Auktion zu beschaffenden Menge führen könne.

(235)

Drei Beteiligte sind der Überzeugung, dass das festgestellte Angemessenheitsproblem besser durch eine strategische Reserve als durch einen marktweiten CRM angegangen werden könnte. Einige Beteiligte erklärten, dass die strategische Reserve als Option nicht geprüft worden sei.

(236)

Ein Beteiligter schlug vor, eine T-2-Auktion durchzuführen, um eine Überbeschaffung in T-4 auf der Grundlage übermäßig sicherer Annahmen zu vermeiden, und einen geänderten Zuverlässigkeitsstandard auf der Grundlage der ACER-Methode heranzuziehen.

(237)

Ein Beteiligter machte ferner geltend, dass zur Beteiligung berechtigte Inhaber von Kapazitäten (z. B. Kraft-Wärme-Kopplung (im Folgenden „KWK“) mit einer Kapazität von mehr als 1 MW), von der Beteiligung ausgeschlossen seien, wenn sie in einem bestimmten Zeitraum Betriebsbeihilfen in Form von grünen Zertifikaten und/oder KWK-Zertifikaten erhalten haben.

(238)

Ein Beteiligter wies darauf hin, dass die Ausgaben zur Gewährleistung, dass die Kapazität den Umweltstandards nach Artikel 3 Absatz 2 Unterabsatz 1 des Entwurfs des Königlichen Erlasses über Investitionsschwellen entspricht, nicht für Verträge mit längerer Laufzeit in Betracht kommen sollten.

(239)

Nach Ansicht eines Beteiligten sollten die Parameter zur Bestimmung der durch eine Auktion zu beschaffenden Kapazitätsmenge auf der Grundlage eines Vorschlags der Regulierungsbehörde genehmigt werden. Derselbe Beteiligte brachte vor, dass ein Vorschlag der Regulierungsbehörde nicht geändert werden und dass der Mitgliedstaat ihn nur ablehnen und einen neuen Vorschlag beantragen könne.

(240)

Ein Beteiligter machte geltend, dass Speicherkapazitäten von der gemeinwirtschaftlichen Verpflichtung zur Finanzierung des CRM ausgenommen werden sollten. Die Ausnahme sollte sowohl für die „In-front-of-the-meter“- als auch die „Behind-the-meter“-Speicherung gelten.

(241)

Ein weiterer Beteiligter brachte vor, dass der Finanzierungsmechanismus die Kapazitätsmenge des CRM beeinflussen könne. So könnte beispielsweise die Kopplung der Gebühren zur Finanzierung des CRM an den Stromverbrauch während Nachfragespitzen als Anreiz für die Betroffenen angesehen werden, ihren Verbrauch in diesen Zeiten zu senken, was zu einem geringeren Bedarf an zu versteigernden Kapazitäten führe.

(242)

Zwei Beteiligte brachten vor, dass die derzeitigen Zulässigkeitsregeln für Mehrjahresverträge die Aggregierung behinderten, insbesondere die Regel, dass die Kapazität mit der geringsten Vertragslaufzeit in einem aggregierten Portfolio die Vertragslaufzeit für das gesamte Portfolio bestimmt.

(243)

Zwei weitere Beteiligte brachten vor, dass der Schwellenwert für die individuelle Aggregierung angepasst werden sollte. Derzeit sehe der Entwurf der Vorschriften zur Funktionsweise des CRM vor, dass Kapazitäten, die einer Tagesfahrplanverpflichtung unterliegen, nicht Teil einer aggregierten CMU sein können.

(244)

Ein Beteiligter erklärte, dass eine Beteiligung durch Aggregierung für Anlagen mit einer Leistung von mehr als 25 MW nicht möglich sei. Er fordert daher, dass diese Schwelle auf 75 MW erhöht wird.

(245)

Drei Beteiligte argumentierten, dass die Höhe der Investitionsschwellen für Mehrjahresverträge nicht mit den jüngsten Marktentwicklungen übereinstimme und daher einen Verstoß gegen die Technologieneutralität darstelle und zu einer Diskriminierung zwischen bestimmten Technologieklassen (H/HL-Klasse gegenüber F-Klasse CCGT und OCGT) sowie zwischen bestehenden und neuen Kapazitäten führe.

(246)

Ein Beteiligter brachte vor, dass Investitionen zur Schaffung von Flexibilität oder zur Erhöhung der herabgesetzten Kapazität, ohne die installierte Kapazität zu erhöhen, ebenfalls als beihilfefähige Kosten gelten sollten. Nach Ansicht dieses Beteiligten wären daher Investitionen in Einspeiser, in die Erweiterung des Energiespeichers einer bestehenden Batterie oder in Speicherkapazitäten für industrielle Prozesse von Mehrjahresverträgen ausgeschlossen.

(247)

Zwei Beteiligte brachten vor, dass die belgischen De-Rating-Faktoren im Vergleich zu CRM in Nachbarländern wie Frankreich oder dem Vereinigten Königreich die Gefahr bergen, Technologien wie Speicherung, Laststeuerung oder erneuerbare Energien stark zu benachteiligen.

(248)

Ein Beteiligter brachte vor, dass die im Einleitungsbeschluss veröffentlichten De-Rating-Faktoren im belgischen CRM erhebliche Marktzutrittsschranken für Speicherkapazitäten im Besonderen und für Anbieter von energiebegrenzten Kapazitäten im Allgemeinen schaffen.

(249)

Zwei Beteiligte machten geltend, dass die Rückzahlungsverpflichtung in den Kapazitätsverträgen eine Diskriminierung zwischen CMU mit vollständigem Fahrplan und CMU ohne vollständigen Fahrplan darstelle und gegen den Grundsatz des einheitlichen Ausübungspreises verstoße.

(250)

Nach Ansicht eines Beteiligten diskriminiere der Mechanismus der Rückzahlungsverpflichtung Betreiber von Kapazitäten mit vollständigem Fahrplan, da sie den Absicherungsaktivitäten dieser Betreiber, bei denen sie einen Großteil ihre erwarteten Menge im Voraus auf den Terminmärkten veräußern, nicht Rechnung tragen, wodurch die Betreiber Einnahmen zurückzahlen müssen, die sie nicht erzielt haben. Im Gegensatz dazu verfügen Betreiber von Kapazitäten ohne vollständigen Fahrplan effektiv über eine beträchtliche Flexibilität, um individuelle Marktpreise zu deklarieren, die als Ausübungspreis fungieren, was ihr Risiko, nicht erzielte Einnahmen zurückzahlen zu müssen, begrenzt und auch Möglichkeiten bietet, die Rückzahlungsverpflichtung zu umgehen.

(251)

Ein anderer Beteiligter machte geltend, dass die Rückzahlungsverpflichtung eine Diskriminierung zwischen CMU mit vollständigem Fahrplan und CMU ohne vollständigen Fahrplan darstelle. Dies liege zum einen daran, dass Kapazitäten, die bereits auf den Terminmärkten verkauft wurden, nicht von der Rückzahlungsverpflichtung ausgenommen seien (und Knappheitspreise nicht erfasst würden), und zum anderen an der Einführung des „deklarierten Marktpreises“ für CMU, die keinen vollständigen Fahrplan einreichen, wodurch in der Praxis mehrere Ausübungspreise eingeführt würden.

(252)

Ein Beteiligter äußerte Bedenken, dass durch die Einführung einer mittleren Preisobergrenze der Wettbewerb in der Auktion verzerrt wird, da bei einigen bestehenden Kapazitäten, die Investitionen erfordern, um wirtschaftlich rentabel zu bleiben, möglicherweise keine Gewähr bestehe, dass das „Missing Money“ zurückerlangt werden kann, und sie somit gezwungen sein könnten, aus dem Markt auszuscheiden.

(253)

Einem Beteiligten zufolge besteht eine erhebliche „Investitionslücke“ zwischen der Investitionsschwelle für Dreijahresverträge, die derzeit bei 177,00 EUR/kW liegt, und der mittleren Preisobergrenze, die derzeit mit 21,00 EUR bis 31,00 EUR/kW veranschlagt wird, was zur Benachteiligung bestehender Kapazitäten führt, die Investitionen erfordern und möglicherweise auch ein erhebliches „Missing Money“ aufweisen.

(254)

Zwei Beteiligte gaben an, dass die Möglichkeit einer direkten grenzüberschreitenden Beteiligung übermäßige negative Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel zwischen Mitgliedstaaten haben könnte.

(255)

Sie sind der Ansicht, dass eine direkte grenzüberschreitende Beteiligung die Anreize für Investitionen in Verbindungskapazitäten verringern könnte. Darüber hinaus könnte die Maßnahme die Marktkopplung untergraben, da der CRM dazu führen könnte, dass Kapazitätsanbieter Zugang zum attraktivsten Markt mit direkter und ausschließlicher Anbindung suchen. Bei der Maßnahme sollte auch berücksichtigt werden, in welchem Umfang Verbindungskapazitäten genutzt werden könnten, um etwaige Probleme bezüglich der Angemessenheit der Stromerzeugung zu beheben.

(256)

Gemäß Artikel 24 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung können die Mitgliedstaaten Sensitivitäten in ihre NRAA aufnehmen, die mit „Besonderheiten von Stromangebot und -nachfrage auf nationaler Ebene“ in Zusammenhang stehen. Im Einleitungsbeschluss äußerte die Kommission Zweifel an der Vereinbarkeit des CRM mit Artikel 24 Absatz 1, da in der belgischen Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019 auf der Grundlage von Annahmen über die Stromversorgung in Frankreich das EU-HiLo-Szenario verwendet wurde. Fünf Beteiligte übten Kritik an der Auslegung der Kommission von Artikel 24 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung und gaben an, dass diese zu restriktiv sei.

(257)

Sie argumentierten, dass durch die ERAA-Methode bestätigt werde, dass die NRAA einen regionalen Umfang haben müssen und zusätzliche Sensitivitäten enthalten können. Die Art dieser zusätzlichen Sensitivitäten werde nicht spezifiziert oder eingeschränkt. Wie in Artikel 3 Absatz 6 der genannten Methode erwähnt, können diese Sensitivitäten eine breite Palette von Änderungen der Annahmen über den gesamten betrachteten geografischen Anwendungsbereich abdecken, einschließlich verschiedener Annahmen in Bezug auf Input-Daten wie installierte Kapazitäten.

(258)

Ein Beteiligter merkte an, dass auch in den Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014–2020 (85) (im Folgenden „Leitlinien“) ausdrücklich vorgesehen sei, dass bei der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen eine „Bewertung der Auswirkungen der Stromerzeugung aus variablen Energiequellen einschließlich des Stroms aus benachbarten Systemen“ berücksichtigt werden sollte.

(259)

Zwei Beteiligte wiesen darauf hin, dass es in den Rechts- und Verwaltungsvorschriften keine Bestimmung über die Abschaffung des CRM gebe.

(260)

Zwei Beteiligte machten geltend, dass der hohe Anteil der für Gas reservierten Kapazität im CRM nicht vereinbar sei mit den Zielen der Dekarbonisierung der Union und der Abschaffung der Subventionen für fossile Brennstoffe im Einklang mit dem europäischen Grünen Deal, den Leitlinien und der Unterstützung des belgischen Staates für Klimaneutralität bis 2050.

(261)

Ein Beteiligter wies darauf hin, dass Belgien die Beibehaltung von 2 GW Kernkraft in Erwägung ziehe, falls der Bewertungsbericht über die ersten Kapazitätsauktionen ein unerwartetes Problem der Versorgungssicherheit ergeben sollte. Dieses Beteiligten zufolge werfe dies mehrere Fragen in Bezug auf die Erforderlichkeit und Gestaltung des CRM auf.

(262)

Ein Beteiligter gab an, dass bei der Vergabe langfristiger Verträge den im Laufe des Jahres abnehmenden Bedenken bezüglich der Angemessenheit Rechnung getragen und ein „Lock-in“-Effekt vermieden werden sollte.

(263)

Ein Beteiligter wies darauf hin, dass die Laufzeit der Verträge (15 Jahre) die Laufzeit der Maßnahme (10 Jahre) übersteigen könnte, was seiner Ansicht nach dem befristeten Charakter der Maßnahme zuwiderläuft.

(264)

In diesem Abschnitt sind die am 22. Oktober 2020 von Belgien eingegangene Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss und die am 24. Dezember 2020 von Belgien eingegangene Stellungnahme zu den Bemerkungen Dritter zusammengefasst. Dieser Abschnitt enthält auch die aktualisierten Informationen, die Belgien am 28. Januar 2021, 1. März 2021, 13. und 27. April 2021, 4., 5., 19. und 26. Mai 2021 sowie am 17. August 2021 übermittelt hat.

(265)

Belgien zufolge zeigt seine Analyse, die durch den Standpunkt des ÜNB gestützt wird, dass aufgrund der für 2022 bis 2025 geplanten Abschaffung von Kernkraftkapazitäten, die derzeit mehr als die Hälfte der thermischen Erzeugungskapazität in Belgien ausmachen, die Stromversorgungssicherheit Belgiens beeinträchtigt würde, wenn kein CRM eingeführt wird. Unabhängig von der Analyse des ÜNB sei die Erforderlichkeit des CRM auch durch verschiedene andere Studien bestätigt worden, die im Zeitraum 2017 bis 2020 von Wissenschaftlern, Technologieinstituten und dem Föderalen Planungsbüro durchgeführt wurden.

(266)

Belgien wies darauf hin, dass nicht nur das HiLo-Szenario, sondern auch das EU-Basisszenario ein erhebliches Problem bei der Versorgungssicherheit aufweise, d. h. eine LOLE mehr als dreimal so hoch wie das gesetzliche LOLE-Kriterium, was ein Eingreifen mittels eines CRM rechtfertige.

(267)

Belgien wies darauf hin, dass die Methode, auf der die ERAA/NRAA beruhen sollte, erst am 2. Oktober 2020 von der ACER genehmigt worden sei. Die ACER-Methode enthalte erhebliche Änderungen und sieht daher eine schrittweise Umsetzung vor, d. h. die erste ERAA, die Ende 2021 veröffentlicht werden soll, wird nur bestimmte Aspekte der ACER-Methode umfassen. Das ENTSO (Strom) sehe eine vollständige Umsetzung der ERAA-Methode bis 2023 vor.

(268)

Belgien machte geltend, dass nicht hätte erwartet werden können, dass die ACER-Methode für die ERAA und die NRAA in früheren Studien vollständig angewendet wird, da die Methode zu der Zeit noch nicht bekannt gewesen sei. Dennoch wies Belgien darauf hin, dass viele wichtige Elemente, die sich aus der Methodik ergeben, bereits vor ihrer Genehmigung umgesetzt bzw. berücksichtigt worden seien, z. B. die Bewertung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit, die lastflussgestützte Modellierung, die probabilistische Modellierung und Entwicklungen in anderen Ländern.

(269)

Belgien widersprach der Behauptung, dass der CRM bis zur Veröffentlichung der ERAA nicht eingeführt werden sollte. Belgien zufolge können die Mitgliedstaaten auch ergänzende NRAA durchführen und die Erforderlichkeit des CRM auf der Grundlage eines solchen NRAA bewerten, anstatt die (für 2023 vorgesehene) vollständige Umsetzung der ERAA abzuwarten.

(270)

In Bezug auf den Zuverlässigkeitsstandard wies Belgien darauf hin, dass die Methode für die VOLL- und CONE-Berechnung sowie die Methode zur Bestimmung des Zuverlässigkeitsstandards erst am 2. Oktober 2020 von der ACER veröffentlicht worden seien. Es sei daher zeitlich nicht möglich, den CRM zu unterbrechen, während ein neuer Zuverlässigkeitsstandard definiert wird. Darüber hinaus liege die endgültige Verantwortung für die Festlegung des gewünschten Maßes an Versorgungssicherheit bei den Mitgliedstaaten.

(271)

In Bezug auf die Klimajahre, die in den nationalen Angemessenheitsstudien verwendet wurden, erläuterte Belgien, dass in Ermangelung einer veröffentlichten Methode dieselbe Klimadatenbank für diese Studien herangezogen worden sei wie für die MAF, um Kohärenz zu gewährleisten.

(272)

In Bezug auf die Markteinnahmen brachte Belgien vor, dass in den nationalen Angemessenheitsstudien bis 2019 die erwarteten Einnahmen anhand des Mittelwerts der Einnahmen aller simulierten Jahre modelliert werden. Dieser — wenn auch vereinfachte — Ansatz könne als Ausdruck der erwarteten Einnahmen gesehen werden, wobei Preisrisiken berücksichtigt werden, die in der ACER-Methode als relevantes Element anerkannt werden.

(273)

Was die Preisobergrenzen und die gesamte Marktmodellierung im Allgemeinen anbelangt, so erklärte Belgien, dass die in den nationalen Angemessenheitsstudien verwendete Struktur mit der auf europäischer Ebene (ENTSO (Strom), PLEF) verwendeten Struktur identisch sei. Sie werde als der bestmögliche verfügbare Ansatz betrachtet, der die europäische Marktgestaltung widerspiegelt, einschließlich der technischen Gebotsobergrenzen der NEMO.

(274)

In Bezug auf die Funktion für die Knappheitspreisbildung prüfe Belgien derzeit, wie im aktualisierten belgischen Umsetzungsplan dargelegt, inwieweit eine solche Initiative vorgesehen werden könnte. Belgien erläuterte, dass derzeit eine diesbezügliche Studie der nationalen Regulierungsbehörde und des ÜNB laufe.

(275)

Belgien verwies darauf, dass in der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019 bereits die besten verfügbaren Projektionen für den Ausbau der Flexibilität und der Offshore-Windenergie im Einklang mit dem nationalen Energie- und Klimaplan und die 70 %-minRAM-Regel zur Anwendung gekommen seien. Im Basisszenario werde davon ausgegangen, dass diese Regel von allen europäischen Ländern rechtzeitig eingehalten wird.

(276)

In Bezug auf die Bedenken hinsichtlich der Angemessenheit machte Belgien geltend, dass es zwar richtig sei, dass die Studien eine Schwankung des konkret berechneten Kapazitätsbedarfs aufzeigen, dies aber nichts an der Tatsache ändere, dass der Kapazitätsbedarf im Jahr 2025 eine Intervention erfordere, die auch auf neue Kapazitäten abzielt.

(277)

Aus der jüngsten Studie zur Angemessenheit und Flexibilität ergebe sich ein steigender Kapazitätsbedarf zwischen 2025 und 2032.

(278)

Belgien teilt nicht die Ansicht einiger Beteiligten, dass eine strategische Reserve einem marktweiten CRM vorzuziehen sei.