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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hörden 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. 2.3.3. Marktversagen (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. 2.3.4. Marktreformen (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: a) Spätestens ab Juli 2020 werden Frequenzhaltungsreserven (frequency containment reserves, im Folgenden „FCR“) täglich ausgeschrieben und ausschließlich regional beschafft. b) Spätestens ab Juli 2020 werden aFRR täglich für alle Technologien, alle Marktteilnehmer und alle Spannungsebenen am Markt ausgeschrieben. Aktivierte Regelarbeit wird nach dem Grenzpreisverfahren vergütet, sobald eine ausreichende Liquidität vorhanden ist. c) Seit Februar 2020 werden mFRR täglich dimensioniert und ausgerichtet, und aktivierte Regelarbeit wird nach dem Grenzpreisverfahren vergütet. (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: a) Flandern (37): 1) Spätestens ab 2023 sollen 33 % der Kunden einen intelligenten Zähler haben. 2) Spätestens ab 2028 sollen 66 % der Kunden in Flandern einen intelligenten Zähler haben. 3) Spätestens ab 2034 sollen 100 % der Kunden in Flandern einen intelligenten Zähler haben. b) Wallonien: 1) Spätestens am 1. Januar 2023 wird eine systematische Einführung intelligenter Zähler beginnen, und zwar i) für Privatkunden mit Zahlungsverzug, ii) bei einem notwendigen Zählerwechsel, iii) für neue Netzanschlüsse und iv) auf Antrag des Verbrauchers. 2) Spätestens am 31. Dezember 2029 sollen i) bei Verbrauchern mit einem Mindestverbrauch von 6 000 kWh, ii) bei Prosumenten mit einer netto erzeugbaren elektrischen Leistung von mindestens 5 kWe und iii) an öffentlich zugänglichen Ladepunkten 80 % intelligente Zähler installiert sein. c) Region Brüssel-Hauptstadt: Intelligente Zähler werden i) bei einem notwendigen Zählerwechsel oder ii) bei neuen Netzanschlüssen installiert. (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: a) ALEGrO: Das Vorhaben von gemeinsamem Interesse ALEGrO zur Einrichtung einer 1-GW-Verbindungsleitung zwischen Belgien und Deutschland wurde 2020 in Auftrag gegeben. (40) b) NEMO: Die im Rahmen des Vorhabens von gemeinsamem Interesse NEMO gebaute 1-GW-Verbindungsleitung zwischen Belgien und dem Vereinigten Königreich ist seit 2019 in Betrieb. c) BRABO: Das Vorhaben von gemeinsamem Interesse BRABO betrifft den Ausbau des belgischen Stromnetzes, um unter anderem die Kapazitäten für Stromimporte aus den Niederlanden zu erhöhen. 2.4. Begünstigte 2.4.1. Teilnahmeberechtigung (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. 2.4.2. Mindestbeteiligungsschwelle (69) Die Mindestbeteiligungsschwelle wurde insbesondere aus folgenden Gründen auf 1 MW festgesetzt: a) Anpassung an den Regelreservemarkt; b) dieser Wert ist das Ergebnis eines fortlaufenden Dialogs mit den Marktteilnehmern, einschließlich mehrerer förmlicher öffentlicher Konsultationen; c) die Unterschreitung der 1-MW-Grenze bedeutet, dass viele kleine Kapazitätsanbieter das obligatorische CRM-Präqualifikationsverfahren durchlaufen und die damit verbundenen Kosten tragen müssen, obwohl sie vielleicht gar nicht die Absicht haben, an der CRM-Auktion teilzunehmen; d) eine Unterschreitung des Schwellenwerts von 1 MW bewirkt außerdem eine erhebliche Erhöhung des Verwaltungsaufwands. (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. 2.4.3. Aggregierung (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. 2.4.4. Nicht nachgewiesene Kapazitäten (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. 2.4.5. De-Rating 2.4.5.1. Allgemeine Vorschriften (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: a) De-Rating-Faktoren für thermische Technologien mit Tagesfahrplan werden auf der Grundlage einer statistischen Analyse anhand historischer Daten ermittelt, indem die erzwungene Nichtverfügbarkeitsquote unterboten wird, da davon ausgegangen wird, dass dieser Parameter von klimatischen Bedingungen unabhängig ist. b) De-Rating-Faktoren für thermische Technologien ohne Tagesfahrplan werden durch Messungen bestimmt. Sind die Messungen unzureichend, werden sie simuliert, indem der erwartete durchschnittliche Beitrag dieser Technologien während der simulierten Knappheitsstunden durch die aggregierte nominale Bezugsleistung der Technologie dividiert wird. c) De-Rating-Faktoren für wetterabhängige Technologien mit Tagesfahrplan und für wetterabhängige Technologien ohne Tagesfahrplan, für die keine Leistungsvereinbarung (service level agreement, im Folgenden „SLA“) getroffen wurde (siehe Buchstabe e), werden bestimmt, indem der entsprechende durchschnittliche Beitrag dieser Technologien während der simulierten Knappheitsstunden durch die aggregierte nominale Bezugsleistung der jeweiligen Technologie dividiert wird. d) De-Rating-Faktoren für Technologien mit Tagesfahrplan, die energiebegrenzt sind, werden bestimmt, indem der erwartete durchschnittliche Beitrag dieser Technologien während der simulierten Knappheitsstunden durch die aggregierte nominale Bezugsleistung dividiert wird. e) Leistungsvereinbarung (Service Level Agreement, SLA) (in der Regel für Laststeuerung oder Speicherung in kleinem Maßstab, aber auch für alle Technologien ohne Tagesfahrplan, einschließlich erneuerbarer Energiequellen): Der De-Rating-Faktor wird jeder SLA zugeordnet, die während des Präqualifikationsverfahrens von der CMU selbst ausgewählt wird (und im Kapazitätsvertrag festgelegt ist), abhängig von den gewählten Energiebeschränkungen. So kann für Technologien ohne Tagesfahrplan anstatt einer vorgegebenen SLA die SLA gewählt werden, die am besten den technischen Beschränkungen der jeweiligen Technologie entspricht. Darüber hinaus kann ein Aggregator eine SLA wählen, die am besten zu seinem Portfolio passt. (79) Am 4. Mai 2021 legte Belgien aktualisierte De-Rating-Faktoren vor (siehe nachstehende Tabelle): Tabelle 4 De-Rating-Faktoren SLA Verfügbarkeit/Dauer [Stunden] SLA Speicherung in großem Maßstab 1 11 % 11 % 2 19 % 19 % 3 28 % 28 % 4 36 % 36 % 6 52 % 52 % 8 65 % 65 % Thermische Technologien mit Tagesfahrplan Unterkategorie De-Rating-Faktor Kombinierte Gas- und Dampfturbinentechnologie 91 % Gasturbinen mit offenem Kreislauf 90 % Strahlturbinen 96 % Gasmotoren 95 % Dieselmotoren 93 % Kraft-Wärme-Kopplung 93 % Biomasse 93 % Abfall 93 % Kernkraft 96 % Kohle 90 % Energiebegrenzte Technologien mit Tagesfahrplan Verfügbarkeit/Dauer [Stunden] De-Rating-Faktor 1 11 % 2 19 % 3 28 % 4 36 % 5 –6 52 % 7 –8 65 % Wetterabhängige Technologien Unterkategorie De-Rating-Faktor Offshore-Windenergie 15 % Onshore-Windenergie 6 % Solarenergie 4 % Laufwasserkraftwerk 34 % Thermische Technologien ohne Tagesfahrplan Unterkategorie De-Rating-Faktor Aggregierte thermische Technologien 62 % 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. 2.4.6. Vorschriften für die grenzüberschreitende Beteiligung (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. 2.4.7. Vorschriften für nicht nachgewiesene Kapazitäten (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). 2.5. Auktionsverfahren und Preisregel 2.5.1. Häufigkeit der Auktionen (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. 2.5.2. Bestimmung der durch eine Auktion zu beschaffenden Menge (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