Beschluss (EU) 2022/639 der Kommission vom 27. August 2021 über die Beihilferegelung SA.54915 — 2020/C (ex 2019/N) Belgien — Kapazitätsmechanismus (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2021) 6431) (Nur der englische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR)

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19.4.2022 DE Amtsblatt der Europäischen Union L 117/40 BESCHLUSS (EU) 2022/639 DER KOMMISSION vom 27. August 2021 über die Beihilferegelung SA.54915 — 2020/C (ex 2019/N) Belgien — Kapazitätsmechanismus (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2021) 6431) (Nur der englische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR) DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION — gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, insbesondere auf Artikel 108 Absatz 2 Unterabsatz 1, gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a, nach Aufforderung der Beteiligten zur Stellungnahme gemäß den vorstehend genannten Bestimmungen (1) und unter Berücksichtigung ihrer Stellungnahmen, in Erwägung der nachstehenden Gründe: 1. VERFAHREN (1) Im Anschluss an ein Voranmeldeverfahren meldete das Königreich Belgien mit Schreiben vom 19. Dezember 2019 und gemäß Artikel 108 Absatz 3 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (im Folgenden „AEUV“) einen marktweiten Kapazitätsmechanismus (im Folgenden „Maßnahme“ oder „CRM“ (capacity remuneration mechanism)) bei der Kommission an. (2) Mit Schreiben vom 21. September 2020 setzte die Kommission Belgien über ihren Beschluss in Kenntnis, aufgrund der Maßnahme das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV einzuleiten. (3) Der Beschluss der Kommission zur Einleitung des Verfahrens (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“) wurde im Amtsblatt der Europäischen Union (2) veröffentlicht. Die Kommission forderte die Beteiligten zur Stellungnahme auf. (4) Mit Schreiben vom 22. Oktober 2020 übermittelte Belgien seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss. Ferner gingen bei der Kommission Stellungnahmen von 15 Beteiligten ein. Diese Stellungnahmen wurden Belgien übermittelt, und Belgien erhielt Gelegenheit zur Stellungnahme. Belgien nahm mit Schreiben vom 24. Dezember 2020 Stellung. (5) Am 9. Juli 2021 verzichtete Belgien ausnahmsweise auf seine Rechte gemäß Artikel 342 AEUV in Verbindung mit Artikel 3 der Verordnung Nr. 1 von 1958 (3) und willigte in die Annahme und Notifizierung des vorliegenden Beschlusses in Englisch ein. 2. AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER MAßNAHME 2.1. Zusammenfassung der Maßnahme (6) Belgien geht davon aus, dass es ab 2025 mit einem Problem der Angemessenheit der Stromerzeugung konfrontiert sein wird, das in erster Linie auf seine Entscheidung zurückzuführen ist, alle Kernkraftkapazitäten über den Zeitraum 2022–2025 auslaufen zu lassen, sowie auf die Stilllegung von Wärmeerzeugungskapazitäten in Belgien und seinen Nachbarländern. (7) Das Ziel der Maßnahme besteht somit darin, sicherzustellen, dass ausreichende Kapazitäten für die Stromerzeugung vorhanden sind und dass diese dem erwarteten Strombedarf entspricht. (8) Im Rahmen des CRM würden die Begünstigten durch eine Ausschreibung ausgewählt und für ihre Verfügbarkeit vergütet. Die Unterstützung würde in Form einer Kapazitätszahlung während der Laufzeit der Kapazitätsvereinbarung erfolgen. Als Gegenleistung dafür würden die erfolgreichen Bieter ihre Kapazitäten zur Verfügung stellen, um den Bedarf des Übertragungsnetzbetreibers (im Folgenden „ÜNB“) bei möglichen hohen Netzbelastungen zu decken. (9) Belgien hat seine nationalen Dekarbonisierungsziele in seinem nationalen Energie- und Klimaplan (im Folgenden „NEKP“) (4) festgelegt. Auf der Grundlage dieses NEKP soll der Anteil erneuerbarer Energieträger am belgischen Stromverbrauch von 17 % im Jahr 2017 auf mindestens 40,4 % im Jahr 2030 steigen. Um diese Ziele zu erreichen, müssen bedeutende erneuerbare Energien wie Wind- und Solarenergie integriert werden, deren intermittierender Charakter eine Herausforderung für die Angemessenheit und Sicherheit der Versorgung darstellen kann. (10) Auch wenn die Entwicklung erneuerbarer Energiequellen nicht vorrangiges Ziel ist, trägt die Ausgestaltung des CRM den ehrgeizigen Zielen zur weiteren Einführung von erneuerbaren Energiequellen in den belgischen Energiemix Rechnung und ergänzt die Weiterentwicklung neuer, intermittierender erneuerbarer Energiequellen. 2.2. Rechtsgrundlage und staatliche Regelungen (11) Rechtsgrundlage der Maßnahme ist das Stromgesetz vom 29. April 1999 über die Organisation des belgischen Strommarkts (im Folgenden „Stromgesetz“) in den geänderten Fassungen (5), die am 16. Mai 2019 und 19. März 2021 im belgischen Amtsblatt veröffentlicht wurden. (12) Darüber hinaus wurden königliche Erlasse (6) und Vorschriften zur Funktionsweise des belgischen CRM (7) ausgearbeitet, um die Modalitäten des CRM weiter zu präzisieren: 1) Königlicher Erlass vom 28. April 2021 zur Festlegung der Methode für die Kapazitätsberechnung und die Bestimmung der CRM-Auktionsparameter (8), 2) Königlicher Erlass vom 21. Mai 2021 über die Beihilfefähigkeitskriterien in Bezug auf die kumulative Unterstützung und die Mindestbeteiligungsschwelle (9), 3) Königlicher Erlass vom 4. Juni 2021 über Investitionsschwellen und beihilfefähige Kosten (10), 4) Entwurf eines Königlichen Erlasses zur Festlegung der Bedingungen für die Beteiligung von Inhabern ausländischer Kapazitäten am CRM (11) und 5) Königlicher Erlass vom 30. Mai 2021 über die Kontrollmodalitäten (12). (13) Im August 2020 führte der belgische ÜNB Elia eine öffentliche Konsultation zu den Vorschriften zur Funktionsweise des belgischen CRM (13) durch. 2.3. Angemessenheit der Stromerzeugung in Belgien 2.3.1. Zuverlässigkeitsstandard (14) Das vorrangige Ziel des vorgeschlagenen CRM besteht in der Gewährleistung der Versorgungssicherheit, wie sie in einem Zuverlässigkeitsstandard definiert ist. (15) Wie im Jahr 2019 mitgeteilt, wurden die Zuverlässigkeitskriterien in Belgien durch ein zweiteiliges Kriterium für die Lastunterdeckungserwartung (loss of load expectation, im Folgenden „LOLE“) definiert: Die voraussichtliche Anzahl der Stunden, in der die Last und der Bedarf an Betriebsreserven nicht durch alle dem belgischen Stromnetz zur Verfügung stehenden Erzeugungsressourcen gedeckt werden können, darf, auch unter Berücksichtigung der Laststeuerung, der Speicherung und der Verbindungsleitungen, für ein statistisch normales Jahr drei Stunden nicht überschreiten. Als zweites Kriterium muss die LOLE in einem statistisch anormalen Jahr unter 20 Stunden bleiben („LOLE95“) (14). Diese Werte sind auch im Stromgesetz festgeschrieben. (16) Der Zuverlässigkeitsstandard ist Ausdruck der Schätzung des Werts der Zahlungsbereitschaft der Verbraucher für die Beibehaltung der Stromversorgung (value of lost load, im Folgenden „VOLL“) und der erwarteten Kosten neuer Kapazitäten (cost of new entry, im Folgenden „CONE“) in Belgien. (17) Artikel 23 Absatz 6 der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (15) (im Folgenden „Elektrizitätsverordnung“) schreibt die Festlegung einer Unionsmethode zur VOLL- und CONE-Berechnung sowie zur Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards (reliability standard, im Folgenden „RS“) vor. (18) Am 2. Oktober 2020 genehmigte die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, im Folgenden „ACER“) die Methode zur VOLL-Berechnung (im Folgenden „VOLL-Methode“), die Methode zur CONE-Berechnung (im Folgenden „CONE-Methode“) und die Methode zur Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards (im Folgenden „RS-Methode“). Die drei Methoden werden zusammen als „VOLL-/CONE-/RS-Methode“ (16) bezeichnet. (19) Am 7. Juni 2021 übermittelte Belgien die neue VOLL-, CONE- und RS-Berechnung gemäß der VOLL-/CONE-/RS-Methode. (20) Am 28. Mai 2021 übermittelte die belgische Energieregulierungsbehörde (Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz, im Folgenden „CREG“) dem Energieminister ihren Vorschlag für einen Zuverlässigkeitsstandard für Belgien. Der von der CREG vorgeschlagene Zuverlässigkeitsstandard betrug 2 Stunden und 43 Minuten. (21) Die Generaldirektion Energie des Föderalen Öffentlichen Dienstes Wirtschaft (im Folgenden „FÖD Wirtschaft“) empfahl in ihrer Stellungnahme vom 2. Juni 2021, den Zuverlässigkeitsstandard auf drei Stunden zu runden, um die Kohärenz mit früheren Studien über die Angemessenheit der nationalen und europäischen Ressourcen zu gewährleisten, die Einhaltung der Praxis zu ermöglichen, Zuverlässigkeitsstandards wie in den Nachbarländern in gerundeten Stunden auszudrücken, und um dem Umstand Rechnung zu tragen, dass das für Belgien ermittelte nicht marginale Defizit durch einen Energiemix und nicht durch eine einzige Referenztechnologie ausgeglichen wird. (22) Gemäß dem Entwurf des Königlichen Erlasses über die Festlegung des Zuverlässigkeitsstandards und die Genehmigung des VOLL und der CONE wird der neue Zuverlässigkeitsstandard auf drei Stunden festgesetzt. (23) Mit dem Entwurf des Königlichen Erlasses wird auch die einheitliche Schätzung des VOLL auf der Grundlage des von der Generaldirektion Energie des FÖD Wirtschaft in Zusammenarbeit mit dem Planungsbüro festgelegten Werts und der CONE auf der Grundlage der Laststeuerungstechnologie genehmigt. (17) (24) Der VOLL wird auf 16 033 EUR/MWh und der CONE-Wert auf 45,00 EUR/kW/Jahr festgesetzt. (25) Der VOLL wurde anhand einer Triangulationsmethode unter Berücksichtigung der Produktionsfunktion und einer von der CREG durchgeführten Umfrage zur Zahlungsbereitschaft berechnet. Nach Ansicht der belgischen Behörden war die von der CREG durchgeführte Umfrage nicht solide, da unter anderem das einzige vorgeschlagene Szenario (bei einer Temperatur von weniger als + 5 °C) für die meisten Knappheitsszenarien nicht repräsentativ war. Daher wurde den Ergebnissen der Umfrage bei der Schätzung des VOLL nur begrenztes Gewicht beigemessen. (26) Gemäß dem Stromgesetz werden die für den CRM relevanten Berechnungen auf der Grundlage des Zuverlässigkeitsstandards vorgenommen, der am 15. September des der Auktion vorausgehenden Jahres gilt. (27) Angesichts des engen Zeitplans berechnete Belgien die durch die für Oktober 2021 bzw. 2024 geplanten T-4- und T-1-Auktionen zu beschaffende Menge auf der Grundlage des alten Zuverlässigkeitsstandards, vorbehaltlich der Verpflichtung, die Menge erforderlichenfalls anzupassen, falls der neue Zuverlässigkeitsstandard und die Abschätzung der Angemessenheit einen deutlich geringeren Kapazitätsbedarf ergeben sollten. (28) Belgien hat sich ferner verpflichtet, den VOLL auf der Grundlage einer neuen Umfrage zur Zahlungsbereitschaft im Einklang mit der VOLL-/CONE-/RS-Methode zu aktualisieren und erforderlichenfalls vor September 2022 einen neuen Zuverlässigkeitsstandard festzulegen, damit der neue Zuverlässigkeitsstandard spätestens bei der Auktion 2023 zur Bestimmung der zu beschaffenden Menge verwendet werden kann. 2.3.2. Abschätzung der Angemessenheit (29) Den belgischen Behörden zufolge wird Belgien ab 2025 mit einem Angemessenheitsproblem konfrontiert sein, das vor allem auf den für den Zeitraum 2022–2025 geplanten Ausstieg aus der Kernkraft zurückzuführen ist und durch die Stilllegung von Wärmeerzeugungskapazitäten in den Nachbarländern verstärkt wird. Das Angemessenheitsproblem wurde im Rahmen einer nationalen Studie zur Angemessenheit der Ressourcen unter Zugrundelegung verschiedener Szenarien ermittelt. (30) In der vom belgischen ÜNB Elia im Juni 2019 veröffentlichten nationalen Angemessenheitsstudie für den Zeitraum 2020–2030 (im Folgenden „Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019“) (18) wurde ein systematischer Bedarf an neuen Kapazitäten von mindestens 3,9 GW im Szenario „schwerwiegende Auswirkungen und geringe Eintrittswahrscheinlichkeit“(High Impact Low Probability, HiLo) (EU-HiLo) bis zum Winter 2025/2026 ermittelt. Bei diesem Szenario wird importierter Strom berücksichtigt und es wird davon ausgegangen, dass mehrere französische Kernkraftwerke möglicherweise nicht zur Verfügung stehen (zusätzlich zur „normalen“ Nichtverfügbarkeit). Dasselbe Szenario wurde bei der Bewertung der Menge der strategischen Reserve (19) verwendet. Das EU-Basisszenario (20) zeigt eine Knappheit von 2,4 GW, wenn die vorhandene Wärmekapazität des Systems aufrechterhalten wird (siehe Abbildung 4–18 der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019). (31) Die Ergebnisse der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019 zeigen für das EU-HiLo-Szenario, dass die LOLE ohne Intervention im Jahr 2025 bis zu 10,5 Stunden betragen und dadurch den nationalen Zuverlässigkeitsstandard in Bezug auf die Versorgungssicherheit deutlich überschreiten würde. Der LOLE95-Indikator würde sogar auf 84 Stunden ansteigen. Die nachstehende Tabelle zeigt die LOLE-Ergebnisse, wie sie in der nationalen Angemessenheitsstudie für das EU-HiLo-Szenario und das EU-Basisszenario ermittelt wurden: Tabelle 1 LOLE-Ergebnisse für Belgien gemäß der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität 2025 2028 2030 EU-Basisszenario EU-HiLo-Szenario EU-Basisszenario EU-HiLo-Szenario EU-Basisszenario EU-HiLo-Szenario LOLE für den verbleibenden Markt (in Stunden) 9,4 10,5 6 6,9 6 6,2 LOLE95 für den verbleibenden Markt (in Stunden) 89 84 63 76 43 51 Quelle: Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019. (32) Am 11. Juli 2019 veröffentlichte die CREG eine Analyse der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019. (21) In dieser Analyse stellte die CREG unter anderem die Verwendung des EU-HiLo-Szenarios als Hauptszenario infrage. Der CREG zufolge sollte die Methode zur Bewertung der Rentabilität bestehender und neuer Kapazitäten verbessert werden; zudem sollten alle in Belgien und im Ausland verfügbaren Regelreserven berücksichtigt werden. (33) Im November 2019 veröffentlichte das Europäische Netz der Übertragungsnetzbetreiber (European Network of Transmission System Operators) (Strom) (im Folgenden „ENTSO (Strom)“) die mittelfristige Angemessenheitsprognose 2019 (Mid-term Adequacy Forecast, im Folgenden „MAF 2019“) (22) mit folgenden Ergebnissen für Belgien für das Jahr 2025: Tabelle 2 LOLE-Werte für Belgien gemäß der MAF 2019 Basisszenario – 2025 Geringe Kohlenstoff-Sensitivität (23) – 2025 Durchschnitts-LOLE 1,09 Stunden 1,61 Stunden LOLE95 3,15 Stunden — Quelle: MAF 2019 des ENTSO (Strom). (34) Nach Ansicht Belgiens gibt die MAF 2019 des ENTSO (Strom) die LOLE-Ergebnisse für Belgien jedoch nicht genau genug wieder, da von der Verfügbarkeit zusätzlicher 2,5 GW (24) ausgegangen wird, die in Wirklichkeit nicht garantiert ist. (35) In seinem Abschlussbericht vom April 2020 (25) präsentierte das pentalaterale Energieforum (26) (Pentalateral Energy Forum, im Folgenden „PLEF“) folgende Ergebnisse für Belgien für das Jahr 2025: Tabelle 3 LOLE-Werte für Belgien gemäß der Abschätzung der Angemessenheit der Stromerzeugung von 2020 des PLEF Basisszenario — 2025 (27) Geringe Gas-Sensitivität — 2025 (28) Kernkraft-Sensitivität bzw. Sensitivität in Bezug auf die Nettoübertragungskapazitäten an der Grenze zur Schweiz — 2025 (29) Durchschnitts-LOLE 3,3 Stunden 8,1 Stunden 4,6 Stunden Quelle: Abschlussbericht des PLEF zur Abschätzung der Angemessenheit der Stromerzeugung vom April 2020. (36) Im November 2020 wurde die MAF 2020 des ENTSO (Strom) veröffentlicht. Für das Basisszenario 2025 geht aus den Ergebnissen der MAF 2020 eine durchschnittliche LOLE von 0,4 Stunden hervor, die somit das gesetzliche Angemessenheitskriterium für Belgien von 3 Stunden erfüllt. (37) In den der MAF 2020 beigefügten Stellungnahmen der Länder gab Belgien jedoch Folgendes an: „In der MAF 2020 wird davon ausgegangen, dass eine beträchtliche Menge an ‚neu gebauten‘ Kapazitäten vorhanden ist, die sich auf eine große Anzahl von Ländern verteilen. Es sei darauf hingewiesen, dass im Allgemeinen keine Gewissheit besteht, dass diese Kapazitäten im Jahr 2025 tatsächlich zur Verfügung stehen; daher sind diese Annahmen und die darauf folgenden Ergebnisse, wie sie in der MAF 2020 dargestellt sind, mit Vorsicht zu genießen. Darüber hinaus gehört Belgien seit einigen Jahren zu den Regionen, in denen die lastflussgestützte Marktkopplung bereits eingeführt wurde. Auch wenn Elia ein lastflussgestütztes Simulationsmodell entwickelt und etwa in seiner Studie von 2019 angewendet hat (dieses Modell wurde auch in der Abschätzung der Angemessenheit der Stromerzeugung von 2020 des PLEF verwendet), kommt dieser Ansatz in der vorliegenden MAF 2020 noch nicht zur Anwendung.“ (38) In ihrer Anmeldung gaben die belgischen Behörden an, dass die Methode und die Daten auf europäischer Ebene abgestimmt seien, sodass die Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019 mit der MAF 2019 im Einklang stehe. (39) Gemäß Artikel 23 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung sollte das ENTSO (Strom) eine Methode zur Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene (European resource adequacy assessment, im Folgenden „ERAA“) sowie zur Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene (national resource adequacy assessment, im Folgenden „NRAA“) (siehe Artikel 24 der Elektrizitätsverordnung) entwickeln. Diese Methode sollte von der ACER genehmigt werden. (40) Am 2. Oktober 2020 genehmigte die ACER die Methode zur Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene (im Folgenden „ERAA-Methode“). (30) (41) Am 30. Juni 2021 veröffentlichte Elia eine neue Studie zur Angemessenheit und Flexibilität für den Zeitraum 2022–2032 (im Folgenden „Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021“). (42) Im Einklang mit der ERAA-Methode hat Elia die nachstehend skizzierten Elemente der ERAA-Methode in den Rahmen der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 integriert: a) Klimajahre: Elia entschied sich für die erste Option der ERAA-Methode, d. h. für die Zugrundelegung bestmöglicher künftiger Klimaprojektionen. b) Bewertung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit: Elia entwickelte eine Methode zur Berechnung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit der verschiedenen Anlagen des Stromsystems im Einklang mit der ERAA-Methode. c) lastflussgestützt: Durch den Modellierungsrahmen von Elia werden alle bekannten und geplanten Einführungen von Marktdesigns, z. B. die regionale Ausweitung auf das Kernnetz, die „fortgeschrittene Hybridkopplung“ oder die durch die Elektrizitätsverordnung eingeführten Vorschriften über Mindesthandelskapazitäten (minRAM), in die lastflussgestützte Kapazitätsberechnungsmethode integriert. d) Flexibilität: Die Studie umfasst sowohl die Berechnung des Flexibilitätsbedarfs und der Flexibilitätsmittel des Gesamtsystems als auch eine Bewertung der Dimensionierung der Frequenzhaltungsreserven und der Frequenzwiederherstellungsreserven für jedes Zieljahr, um den Reservebedarf zur Deckung von Ungleichgewichten im Einklang mit den gesetzlichen Anforderungen widerzuspiegeln, die in den Angemessenheitssimulationen modelliert werden. Darüber hinaus werden die Flexibilitätsmerkmale der Offshore-Windenergie verfeinert und „Power-to-X“-Technologien als neue Technologien aufgenommen. Ein besonderer Schwerpunkt liegt schließlich auf den Auswirkungen der Integration der zweiten Welle von Offshore-Erzeugungskapazitäten und grenzüberschreitenden Ausgleichsplattformen. e) sektorale Integration: Bei der Sektorkopplung werden die Schnittstellen zwischen dem Stromsystem und verschiedenen Sektoren wie dem Verkehrs-, dem Wärme- und dem Gassektor durch die Einbeziehung von Annahmen über Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen bzw. Erzeugungskapazitäten von Gasheizkraftwerken berücksichtigt. Um die Auswirkungen des Einsatzes von Strom zur Erzeugung von Wasserstoff in der in dieser Studie verwendeten Modellierung zu erfassen, wurden Elektrolyseure als (flexibler) Stromverbrauch in Belgien und im Ausland hinzugefügt. Besonderes Augenmerk wurde zudem auf die Digitalisierung des zusätzlichen Stromverbrauchs im Verkehrs- und Wärmesektor gelegt. f) Zeithorizont von zehn Jahren: Die Studie basiert auf einem Zeithorizont von zehn Jahren (2022–2032). Um die Zahl der Simulationen und Berechnungen zu verringern, wurden nicht alle Sensitivitäten und Szenarien für alle Jahre simuliert: Einige wichtige Jahre wurden eingehender analysiert. Es wurden zahlreiche Sensitivitätsanalysen für Belgien und das Ausland durchgeführt, um die Auswirkungen der Änderung bestimmter Annahmen zu erfassen und zu verstehen. Zum Vergleich: Im Rahmen der ERAA 2021 werden voraussichtlich nur die Jahre 2025 und 2030 simuliert. g) Varianten mit und ohne CRM: Im Einklang mit der Elektrizitätsverordnung und der ERAA-Methode hat Elia Szenarien mit und ohne marktweite CRM in Europa einbezogen. (43) Die belgischen Behörden machten geltend, dass die wichtigsten methodischen Anforderungen der ERAA-Methode in dieser Studie umgesetzt worden seien. (44) Auf der Grundlage der Elektrizitätsverordnung muss die NRAA die zentralen Referenzszenarien enthalten. Diese Szenarien umfassen unter anderem eine Bewertung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit der Erzeugungsanlagen. Gemäß der ERAA-Methode sind ferner zwei zentrale Referenzszenarien zu definieren: eines mit und eines ohne europaweiten CRM. (45) Folglich wurden in der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 zwei zentrale Szenarien untersucht: a) EU-Basisszenario: ein Szenario, bei dem bereits genehmigte marktweite CRM in Frankreich, Großbritannien, Polen, Italien und Irland berücksichtigt werden und davon ausgegangen wird, dass diese bis zum Ende des Zeitrahmens dieser Studie in Kraft bleiben werden; b) EU-Szenario ohne CRM: ein Szenario, bei dem die Einnahmen aus marktweiten CRM nicht berücksichtigt werden, sodass davon ausgegangen wird, dass es in Europa keine marktweiten CRM gibt. (46) In der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 werden die Beiträge aller Ressourcen, einschließlich der bestehenden und künftigen Möglichkeiten der Erzeugung, Energiespeicherung, branchenbezogener Integration und Laststeuerung, sowie Ein- und Ausfuhrmöglichkeiten und ihr Beitrag zu einem flexiblen Systembetrieb berücksichtigt. (47) Die belgischen Behörden machten geltend, dass bei der in der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 vorgenommenen Modellierung der Höchstclearingpreise allen verfügbaren Rechtsvorschriften Rechnung getragen wurde, etwa der derzeit geltenden Preisobergrenze, der 60-Prozent-Regel (31) gemäß der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (32) und dem ACER-Beschluss Nr. 04/2017 vom 14. November 2017. (48) In der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2021 wird eine automatische Anhebung des Höchstclearingpreises ab 2025 modelliert. Nach Angaben der belgischen Be