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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n et en ce qui concerne le seuil minimal, en MW. (10) Arrêté royal du 4 juin 2021 fixant les seuils d'investissements, les critères d'éligibilité des coûts d'investissement et la procedure de classement. (11) Projet d’arrêté royal relatif à l’établissement des conditions auxquelles les détenteurs de capacité étrangère directe et indirecte peuvent participer à la procédure de préqualification dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité. Zum Zeitpunkt der Annahme des vorliegenden Beschlusses war dieser Königliche Erlass noch nicht verabschiedet worden. (12) Arrêté royal du 30 mai 2021 déterminant des modalités du contrôle du bon fonctionnement du mécanisme de rémunération de capacité par la commission de régulation de l'électricité et du gaz. (13) Siehe: https://www.elia.be/en/public-consultation/20200828_public-consultation-crm-functioning-rules. (14) LOLE95 bezieht sich auf einen 95-Perzentil-Standard, nach dem die LOLE bei schweren Bedingungen mit einer Eintrittswahrscheinlichkeit von 5 % (z. B. ein sehr kalter Winter, der einmal in 20 Jahren eintritt) unter dem vorgegebenen Standard liegen muss, der im Falle Belgiens 20 Stunden beträgt. (15) ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54. (16) Beschluss der ACER vom 2. Oktober 2020 über die Methode zur Berechnung des Werts der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung, der Kosten des günstigsten Marktzutritts für die Erzeugung und des Zuverlässigkeitsstandards (ACER Decision of 2 October 2020 on the Methodology for calculating the value of lost load, the cost of new entry, and the reliability standard): https://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Individual%20decisions%20Annexes/ACER%20Decision%20No%2023-2020_Annexes/ACER%20Decision%2023-2020%20on%20VOLL%20CONE%20RS%20-%20Annex%20I.pdf. (17) Der frühere VOLL in Belgien belief sich auf 23,30 EUR/kWh und der geschätzte CONE-Wert war 65,00 EUR/kW/Jahr. (18) https://www.elia.be/fr/actualites/communiques-de-presse/2019/06/20190628_press-release-adequacy-and-flexibility-study-for-belgium-2020-2030 (19) Siehe den Beschluss über die staatliche Beihilfe SA.48648 (2017/NN) Belgiens – Strategische Reserve (C(2018) 589 final). (20) Bei dem EU-Basisszenario wird den neuesten bekannten politischen Maßnahmen aller modellierten europäischen Länder (Entwicklungen in den Bereichen Kernkraft und Kohlekraft, geplante neue Gaserzeugungsanlagen, Laststeuerung und Speicherentwicklungen, CRM, lastflussgestützt, Vorschriften des Pakets für saubere Energie, erwartete Netzentwicklung usw.) Rechnung getragen. (21) https://www.creg.be/fr/publications/etude-f1957 (22) https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/sdc-documents/MAF/2019/MAF%202019%20Appendix%201%20-%20Detailed%20Results%2C%20Sensitivities%20and%20Input%20Data.pdf (23) Es wird eine Bewertung der „Kohleausstieg“-Sensitivität durchgeführt. Im Basisszenario 2025 entfielen rund 23,6 GW an Erzeugungskapazitäten, hauptsächlich aufgrund des Abbaus von Braunkohle- und Steinkohlekapazitäten. (24) Belgien zufolge wird in der Studie von einer Wärmeerzeugung von 2,5 GW ausgegangen, und die Wahl der Technologie war willkürlich. (25) https://www.benelux.int/files/4515/8998/1576/PENTAreport_FINAL.pdf (26) Das PLEF bildet den Rahmen für die regionale Zusammenarbeit in Mittelwesteuropa zwischen Belgien, Deutschland, Frankreich, Luxemburg, den Niederlanden, Österreich und der Schweiz. (27) Wie in der MAF 2019 „wird daher in dieser Studie für 2025 von einem Bedarf an neuen Kapazitäten in Höhe von 2,5 GW ausgegangen, die 2025 im Rahmen des CRM bereitzustellen sind, um die Angemessenheit in Belgien zu gewährleisten“. (28) „Was die vom PLEF ermittelte ‚geringe Gas-Sensitivität‘ für Belgien anbelangt, so entfiel die angenommene neue Kapazität von 2,5 GW im ‚Basisszenario‘ des PLEF.“ „Belgiens und Frankreichs Gaskapazitäten liegen um 2,5 GW bzw. 2,2 GW niedriger als im Basisszenario. Die Gaskapazitäten von Österreich, den Niederlanden und Luxemburg liegen um 1,2 GW, 1,6 GW bzw. 0,1 GW niedriger als im Basisszenario.“ (29) „In Bezug auf die Kernkraft-Sensitivität bzw. die Sensitivität in Bezug auf die Nettoübertragungskapazitäten (net transfer capacity, NTC) an der Schweizer Grenze ist die Kernkraftkapazität in Frankreich um 1 700 MW und in der Schweiz um 1 190 MW niedriger. In allen anderen Ländern ist die installierte Kapazität im Vergleich zum Basisszenario unverändert. Darüber hinaus werden NTC zwischen der Schweiz und den benachbarten Zonen reduziert, um den zunehmenden außerplanmäßigen Lastflüssen durch die Schweiz Rechnung zu tragen, da die Schweiz 2025 möglicherweise nicht in die lastflussgestützte Marktkopplung (flow-based market coupling, FBMC) einbezogen wird.“ (30) Beschluss der ACER über die ERAA-Methode (ACER Decision on the ERAA methodology): https://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Individual%20decisions%20Annexes/ACER%20Decision%20No%2024-2020_Annexes/ACER%20Decision%2024-2020%20on%20ERAA%20-%20Annex%20I.pdf. (31) Im ACER-Beschluss Nr. 04/2017 vom 14. November 2017 heißt es, dass für den Fall, dass der Clearingpreis einen Wert von 60 % des harmonisierten Höchstclearingpreises für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung in mindestens einer Marktzeiteinheit an einem Tag in einer einzelnen Gebotszone oder in mehreren Gebotszonen überschreitet, der harmonisierte Höchstclearingpreis um 1 000 EUR/MWh erhöht wird. (32) ABl. L 197 vom 25.7.2015, S. 24. (33) Siehe den Beschluss über die staatliche Beihilfe SA.48648 (2017/NN) Belgiens — Strategische Reserve (C(2018) 589 final). (34) https://ec.europa.eu/energy/consultations/consultation-belgiums-market-reform-plan_en (35) Stellungnahme C(2020) 2654 final der Kommission: https://ec.europa.eu/energy/topics/markets-and-consumers/capacity-mechanisms_en. (36) https://economie.fgov.be/sites/default/files/Files/Energy/Belgian-electricity-market-Final-implementation-plan-CRM-22062020.pdf (37) Im Jahr 2020 beschloss die flämische Regierung, die Einführung intelligenter Zähler zu beschleunigen und bis Ende 2024 80 % aller Energiezähler in flämischen Haushalten zu ersetzen. Darüber hinaus hat die flämische Regierung in dem geänderten Energiedekret vom 17. Juli 2020 das Ziel gesetzt, alle herkömmlichen Zähler in Flandern bis zum 1. Juli 2029 durch digitale Energiezähler zu ersetzen. (38) https://www.elia.be/en/grid-data/grid-development/investment-plan/federal-development-plan-2020-2030 (39) Diese Prozentsätze basieren auf den von der Expertengruppe für Verbundziele (Interconnection Target Experts Group, ITEG) verwendeten Definitionen, d. h. Verbundrate = Gesamtimport/Gesamterzeugungskapazität; dabei entspricht der Gesamtimport dem „maximalen Leistungsfluss, den die grenzüberschreitende Anlage entsprechend den Kriterien der Systemsicherheit übertragen kann“. (40) Die ALEGrO-Verbindungsleitung zwischen Belgien und Deutschland, die den Stromaustausch zwischen den beiden Ländern ermöglicht, wurde Ende 2020 fertiggestellt. Seit November 2020 kann diese Verbindungsleitung für kommerzielle Tätigkeiten genutzt werden. (41) Kapazitätsanbieter kommen nur bis zu ihren in Betracht kommenden Mengen (d. h. Bezugsleistung (unter Berücksichtigung der Opt-out-Mengen) multipliziert mit dem De-Rating-Faktor) für Kapazitätsverträge infrage. (42) Abrufbar unter: CRM-bijlage-reductiefactoren-veiling-10-2021.pdf (fgov.be). (43) https://www.elia.be/fr/users-group/implementation-crm (44) https://www.creg.be/fr/publications/avis-a2030 (45) „Die Anwendung eines HiLo-Szenarios, bei dem von extremen Ereignissen ausgegangen wird, kann kaum als ‚statistisch normales Jahr‘ betrachtet werden. Vielmehr impliziert ein HiLo-Szenario per definitionem eine Ausnahmesituation. Die CREG bestreitet nicht, dass Extremsituationen tatsächlich auftreten können, allerdings müssen diese mit ihrer Wahrscheinlichkeit in eine probabilistische Simulation einbezogen werden. Stattdessen umfasst die von Elias vorgenommene Analyse der Versorgungssicherheit auf der Grundlage eines HiLo-Szenarios die Berechnung einer durchschnittlichen LOLE mit einer statistisch anomalen Basisannahme (d. h. ‚geringe Wahrscheinlichkeit‘).“ (46) https://www.creg.be/fr/publications/note-z2024 (47) https://www.creg.be/fr/publications/proposition-e2064 (48) Erwartete Energieunterdeckung: Prognose der jährlichen Nachfrage, die durch die auf dem Energiemarkt verfügbaren Ressourcen nicht gedeckt werden kann, angegeben in MWh. (49) https://www.plan.be/admin/uploaded/201403170843050.WP_1403.pdf (50) https://www.acer.europa.eu/en/Electricity/Infrastructure_and_network%20development /Infrastructure/Documents/CEPA%20study%20on%20the%20Value%20of%20Lost%20Load%20in%20the%20electricity%20supply.pdf (51) Weitere Elemente des Vorschlags der CREG finden sich hier: https://www.creg.be/fr/publications/proposition-e2064. (52) https://economie.fgov.be/fr/themes/energie/securite-dapprovisionnement/mecanisme-de-remuneration-de (53) Artikel 23 der Elektrizitätsverordnung. (54) Artikel 24 der Elektrizitätsverordnung. (55) Das Referenzszenario für die Kalibrierung der ersten Nachfragekurve wird in Erwägungsgrund 287 beschrieben. (56) Die Netto-CONE entsprechen den Einnahmen, die die beste neue Technologie auf dem Kapazitätsmarkt erzielen müsste, um das entsprechende „Missing Money“ auf dem Energiemarkt im Jahr 1 zu kompensieren. Die Netto-CONE werden berechnet, indem die Markteinnahmen und die Einnahmen aus Systemdienstleistungen aus den Brutto-CONE herausgerechnet werden. (57) Die CREG führte vom 1. Juli 2020 bis zum 13. Juli 2020 eine öffentliche Konsultation zum Vorschlag über die CONE-Werte für eine Auswahlliste von Referenztechnologien, die gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (weighted average cost of capital, im Folgenden „WACC“) und den Korrekturfaktor X durch (siehe Erwägungsgrund 99 Buchstabe b). (58) Unter Berücksichtigung von kombinierter Gasturbinen-Dampfturbinen-Technologie (combined cycle gas turbine, im Folgenden „CCGT“), Gasturbinen mit offenem Kreislauf (open-cycle gas turbine, im Folgenden „OCGT“) und Dieselmotoren in der Auswahlliste von Referenztechnologien und unter Annahme von Durchschnittswerten für die Brutto-CONE, die Einnahmen aus dem Energiemarkt und die Einnahmen aus Systemdienstleistungen. (59) https://www.elia.be/en/public-consultation/20200505_public-consultation-on-the-scenarios-sensitivities-and-data-for-the-crm (60) „2.2.1 Verfügbarkeit französischer Kernkraftwerke — Die erste Sensitivität steht im Einklang mit der zehnjährigen Studie zur Angemessenheit und Flexibilität für den Zeitraum 2020–2030 (Elia, 2019) und ist in Paragraf 2.6.8 dargelegt. Sie umfasst eine Verfügbarkeit von Kernkraftwerken, die im Winter um vier Kernkraftwerkseinheiten reduziert wird.“ (61) https://www.creg.be/fr/publications/proposition-c2105 (62) https://economie.fgov.be/sites/default/files/Files/Energy/avis-dg-energie-projet-proposition-2105-signed.pdf (63) https://www.creg.be/fr/consultations-publiques/consultation-publique-relative-au-projet-de-proposition-2086-relative-au (64) Elia führte eine öffentliche Konsultation zu den Szenarien, Sensitivitäten und Daten für die Berechnung der CRM-Parameter für die T-4-Auktion für den Lieferzeitraum 2025–2026 durch (siehe Erwägungsgrund 99 Buchstabe a). (65) Die Zahlen stammen aus dem Kalibrierungsbericht von Elia. Abrufbar unter: https://www.elia.be/nl/users-group/implementatie-crm. (66) In Anbetracht dessen, dass der De-Rating-Faktor für „große thermische Anlagen“ zwischen 85 % und 95 % liegt, wird für die CCGT, für OCGT und für Strahlturbinen ein De-Rating-Faktor von mindestens 90 % angewandt. Bei der Laststeuerungstechnologie entspricht der De-Rating-Faktor einem Durchschnittswert, um der Vielfalt an Möglichkeiten Rechnung zu tragen, die die Laststeuerungstechnologie bietet. (67) Die Zahlen stammen aus dem Kalibrierungsbericht von Elia. Abrufbar unter: https://www.elia.be/nl/users-group/implementatie-crm. (68) Es ist zu beachten, dass nur mFRR-Reservierungsgebühren unter 10,00 EUR/MW/h für den Gesamtdurchschnittswert berücksichtigt werden, da Preise oberhalb dieses Schwellenwerts als Zeiträume mit Angemessenheitsproblemen angesehen werden und daher für diese Analyse nicht repräsentativ sind. Die Werte „NIEDRIG“, „MITTEL“ und „HOCH“ werden als 60 %, 75 % bzw. 90 % des Gesamtdurchschnittswertes berechnet, um die variablen Kosten im Zusammenhang mit der Reservierung von mFRR, z. B. Kosten für die Abgabe eines Gebots, zu berücksichtigen. Um Doppelzählungen zu vermeiden und damit nur Nettoeinnahmen eingeschlossen werden, wurden die Nettoeinnahmen aus der Erbringung frequenzbezogener Regelreserve in folgendem Umfang berücksichtigt: FCR-Einnahmen werden nicht berücksichtigt, da Batterien wahrscheinlich zur vorherrschenden Technologie für die Bereitstellung von FCR werden. Die Batterietechnologie wird bei der Kalibrierung der mittleren Preisobergrenze nicht berücksichtigt, da davon ausgegangen wird, dass sich aus der Bereitstellung von FCR ein positiver Business Case ergibt. aFRR-Einnahmen werden nicht berücksichtigt, da davon ausgegangen wird, dass Technologien zur Bereitstellung von aFRR zu Arbitrage zwischen der Bereitstellung von aFRR und dem Energieverkauf führen. Daher wird davon ausgegangen, dass aFRR-Reservierungsgebühren keine Nettoeinnahmen zusätzlich zu den auf dem Energiemarkt erzielten inframarginalen Renten darstellen. mFRR-Einnahmen werden für die Strahlturbinentechnologie (unter der Annahme, dass ein mFRR-Standardprodukt angeboten wird) und die Laststeuerungstechnologie (unter der Annahme, dass ein mFRR-Flex-Produkt angeboten wird) als relevant angesehen, da die derzeit auf dem Markt verfügbaren Dienste in der Regel im Rahmen dieser Technologien angeboten werden. Genauer gesagt werden die Einnahmen aus der Strahlturbinen- und der Laststeuerungstechnologie durch einen Prozentsatz der durchschnittlichen mFRR-Reservierungsgebühr oder der auf dem Energiemarkt erzielten inframarginalen Rente bestimmt, je nachdem, was von beiden den höchsten Wert ergibt. (69) Die Zahlen stammen aus dem Kalibrierungsbericht von Elia. Abrufbar unter: https://www.elia.be/nl/users-group/implementatie-crm. (70) Zu der Methode zur Erlangung einer individuellen Ausnahmegenehmigung wurde im Februar 2021 eine öffentliche Konsultation durchgeführt. (71) Kapazitätsanbieter müssen während des Präqualifikationsverfahrens CO2-Informationen über ihre CMU vorlegen. Die Vorschriften zur Funktionsweise des belgischen CRM (vgl. Abschnitt 18.1.17) enthalten Leitlinien für die Berechnung der spezifischen und jährlichen Emissionen auf der Grundlage der ACER-Stellungnahme Nr. 22/2019. (72) https://www.creg.be/fr/publications/proposition-c1907 (73) Die Investitionsschwellen werden durch Königlichen Erlass auf der Grundlage eines Vorschlags der Regulierungsbehörde festgelegt (Artikel 6 Absatz 2 des veröffentlichten Königlichen Erlasses). (74) Die Menge, die eine CMU während der Verfügbarkeitsprüfung und der Verfügbarkeitsüberwachung zur Verfügung stellen muss. (75) Die Kapazität der CMU, die während der Verfügbarkeitsüberwachung oder der Verfügbarkeitsprüfung tatsächlich verfügbar ist. (76) Die maximale Leistung (in MW), die in einer bestimmten Viertelstunde über einen Lieferpunkt in das Netz von Elia eingespeist (oder aus diesem entnommen) werden kann, und zwar unter Berücksichtigung aller technischen, betrieblichen, meteorologischen oder sonstigen Einschränkungen, die zum Zeitpunkt der Meldung an Elia mit dem Tagesfahrplan bekannt sind, jedoch ohne Berücksichtigung einer etwaigen Beteiligung des Lieferpunktes an der Erbringung von Regelreserve. (77) Entwurf eines Königlichen Erlasses zur Festlegung der Bedingungen, unter denen Inhaber direkter und indirekter ausländischer Kapazitäten am Präqualifikationsverfahren im Rahmen des CRM teilnehmen können. (78) Siehe ACER-Beschluss Nr. 36/2020 vom 22. Dezember 2020 über technische Spezifikationen für die grenzüberschreitende Beteiligung an CRM. (79) Ein Marktbetreiber, der von der zuständigen Behörde für die Ausübung von Aufgaben im Zusammenhang mit der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung benannt wurde (siehe Artikel 2 der Elektrizitätsverordnung). (80) https://www.dekamer.be/kvvcr/showpage.cfm?section=/none&leftmenu=no&language=fr&cfm=/site/wwwcfm/flwb/flwbn.cfm?lang=F&legislat=55&dossierID=1220 (81) https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Decisions/Z1109-10FR.pdf (82) Siehe Artikel 21 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung. (83) Mitteilung der Kommission zur Änderung der Mitteilungen der Kommission über Leitlinien der EU für die Anwendung der Vorschriften über staatliche Beihilfen im Zusammenhang mit dem schnellen Breitbandausbau, über Leitlinien für Regionalbeihilfen 2014–2020, über staatliche Beihilfen für Filme und andere audiovisuelle Werke, über Leitlinien für staatliche Beihilfen zur Förderung von Risikofinanzierungen sowie über Leitlinien für staatliche Beihilfen für Flughäfen und Luftverkehrsgesellschaften (ABl. C 198 vom 27.6.2014, S. 30). (84) Im Sinne der Leitlinien für staatliche Beihilfen zur Rettung und Umstrukturierung nichtfinanzieller Unternehmen in Schwierigkeiten (ABl. C 249 vom 31.7.2014, S. 1). (85) ABl. C 200 vom 28.6.2014, S. 1, berichtigt durch das von der Kommission angenommene Korrigendum (ABl. C 290 vom 10.8.2016, S. 11). Die Leitlinien wurden mit einer Mitteilung der Kommission vom 2. Juli 2020 bis zum 31. Dezember 2021 verlängert und geändert. Siehe Mitteilung C(2020) 4355 final. (86) https://www.elia.be/en/news/press-releases/2020/05/20200520_third-regional-generation-adequacy-assessment-report (87) https://assets.rte-france.com/prod/public/2020-06/bp2019_synthegse_12_1_0.pdf (88) Urteil des Gerichtshofs vom 22. März 1977, Steinike & Weinlig/Deutschland, 78/76, ECLI:EU:C:1977:52, Rn. 21; Urteil des Gerichtshofs vom 13. März 2001, PreussenElektra AG, C-379/98, ECLI:EU:C:2001:160, Rn. 58; Urteil des Gerichtshofs vom 15. Mai 2019, Achema, C-706/17, ECLI:EU:C:2019:407, Rn. 47 ff. (89) Urteil des Gerichtshofs vom 15. Juli 2004, Pearle BV u. a, C-345/02, ECLI:EU:C:2004:448. (90) Urteil des Gerichtshofs vom 30. Mai 2013, Doux Élevage SNC und Coopérative agricole UKL-ARREE, C-677/11, ECLI:EU:C:2013:348. (91) Urteil des Gerichtshofs vom 28. März 2019, Bundesrepublik Deutschland/Europäische Kommission, C-405/16 P, ECLI:EU:C:2019:268, Rn. 68. (92) Urteil des Gerichtshofs vom 28. März 2019, Bundesrepublik Deutschland/Europäische Kommission, C- 405/16 P, ECLI:EU:C:2019:268, Rn. 68 und 72; Urteil des Gerichtshofs vom 15. Mai 2019, Achema u. a., C-706/17, ECLI:EU:C:2019:407, Rn. 57 und Urteil des Gerichts vom 20. September 2019, FVE Holýšov u. a./Kommission, T-217/17, ECLI:EU:T:2019:633, Rn. 111. (93) Urteil des Gerichtshofs vom 11. Juli 1996, SFEI u. a., C-39/94, ECLI:EU:C:1996:285, Rn. 60; Urteil des Gerichtshofs vom 29. April 1999, Spanien/Kommission, C-342/96, ECLI:EU:C:1999:210, Rn. 41. (94) Siehe die Elektrizitätsverordnung und die Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 125). (95) Unter Randnummer 16 der Leitlinien wurde durch Mitteilung C(2020) 4355 final folgender Satz eingefügt: „Diese Leitlinien gelten jedoch für Unternehmen, die am 31. Dezember 2019 keine Unternehmen in Schwierigkeiten waren, aber in der Zeit vom 1. Januar 2020 bis zum 30. Juni 2021 zu Unternehmen in Schwierigkeiten wurden.“ (96) Urteil des Gerichtshofs vom 22. September 2020, Österreich/Kommission, C-594/18 P, ECLI:EU:C:2020:742, Rn. 20 und 24. (97) Siehe in diesem Sinne die Randnummern 49 und 144 der Leitlinien. (98) Urteil des Gerichtshofs vom 22. September 2020, Österreich/Kommission, C-594/18 P, ECLI:EU:C:2020:742, Rn. 44. (99) Siehe Erwägungsgrund 25 des Beschlusses der Kommission in der Beihilfesache SA.40029 (2014/N) „Wiedereinführung der Abwicklungsregelung, der Ausgleichsregelung sowie von Modell I und Modell II — H1 2015“ (Reintroduction of the winding-up scheme, compensation scheme, Model I and Model II — H1 2015) (ABl. C 136 vom 24.4.2015, S. 4). Siehe Erwägungsgrund 29 des Beschlusses der Kommission in der Beihilfesache SA.42215 (2015/N) „Verlängerung der finanziellen Unterstützungsmaßnahmen Griechenlands (Artikel 2 des Gesetzes 3723/2008)“ (Prolongation of the Greek financial support measures (Article 2 law 3723/2008)) (ABl. C 277 vom 21.8.2015, S. 11). (100) Urteil des Gerichthofs vom 2. April 1998, Outokumpu, C-213/96, ECLI:EU:C:1998:155, Rn. 30. (101) Stellungnahme C(2020) 2654 final der Kommission: https://ec.europa.eu/energy/topics/markets-and-consumers/capacity-mechanisms_de. (102) Abschlussbericht zur Sektoruntersuchung über Kapazitätsmechanismen (SWD(2016) 385 final). (103) Urteil des Gerichtshofs vom 22. September 2020, Österreich/Kommission, C-594/18 P, ECLI:EU:C:2020:742, Rn. 101.