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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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: a) Gewährleistung der Versorgungssicherheit: Dies bedeutet, dass nach Abschluss der T-4- und T-1-Auktionen der Zuverlässigkeitsstandard eingehalten werden sollte, da andernfalls das Ziel des CRM nicht erreicht würde. Da Punkt B der Menge entspricht, die benötigt wird, um den Zuverlässigkeitsstandard zu erfüllen, sollte sichergestellt werden, dass zumindest diese Menge kontrahiert wird. Da nach einer T-4-Auktion noch die Möglichkeit besteht, durch eine T-1-Auktion weitere Kapazitäten zu kontrahieren, ist eine geneigte Kurve zwischen Punkt A und Punkt B in T-4 möglich, sodass eine geringere Menge als die für Punkt B in der T-4-Auktion kalibrierte Menge kontrahiert werden kann. Eine geringere Menge als die Menge im Zusammenhang mit Punkt B in T-1 zu kontrahieren würde jedoch nicht gewährleisten, dass der Zuverlässigkeitsstandard erfüllt wird. Dies erklärt den vertikalen Abschnitt in T-1 zwischen Punkt A und Punkt B. b) Gewährleistung eines angemessenen Mechanismus, der die geringsten Kosten verursacht: Dies bedeutet, dass die zu beschaffende Gesamtmenge die für die Einhaltung des Zuverlässigkeitsstandards erforderliche Menge nicht überschreiten sollte, da andernfalls die Gesamtkosten des Mechanismus aufgebläht würden. Dies erklärt, warum die Nachfragekurve sowohl bei T-4- als auch bei T-1-Auktionen zwischen Punkt B und dem Schnittpunkt mit der x-Achse senkrecht verläuft. (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 a) führte Elia 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. Die öffentliche Konsultation fand vom 5. Mai 2020 bis zum 5. Juni 2020 statt. (59) Gemäß dem Königlichen Erlass zog Elia die Daten aus der MAF 2019 des ENTSO (Strom) heran, die mit den neuesten verfügbaren Informationen aus öffentlichen Quellen aktualisiert wurden, sowie Daten zu den in das Referenzszenario aufzunehmenden Sensitivitäten, die sich auf die Versorgungssicherheit Belgiens auswirken können (siehe Erwägungsgrund 93). Im Anschluss an die öffentliche Konsultation empfahl Elia, eine Sensitivität gegenüber geringer Nachfrage sowie eine Sensitivität entsprechend dem EU-HiLo-Szenario in das Referenzszenario (60) aufzunehmen (siehe Erwägungsgrund 30). Anschließend nahm die CREG am 10. Juli 2020 einen Vorschlag für ein Referenzszenario (61) an, in dem sie insbesondere ihre Kritik an der Empfehlung von Elia bekräftigt, die Sensitivität einer Verringerung der Verfügbarkeit französischer Kernkraftwerke um vier Kernkraftwerkseinheiten einzubeziehen (siehe Erwägungsgrund 87), wobei sie auch auf den bestehenden CRM in Frankreich zur Sicherstellung der Angemessenheit sowie auf das Risiko einer Erhöhung der zu beschaffenden Kapazitäten hinwies. Kurz darauf nahm die Generaldirektion Energie des FÖD Wirtschaft jedoch eine Stellungnahme für den Energieminister (62) an, in der sie empfiehlt, aufgrund des Nachfragerückgangs infolge der Auswirkungen des COVID-19-Ausbruchs eine Änderung der erwarteten Nachfrage in das Referenzszenario aufzunehmen. Hinzu kam eine zusätzliche Nichtverfügbarkeit von Kernkraftwerken in Frankreich. Somit wies die Generaldirektion Energie des FÖD Wirtschaft die meisten Kritikpunkte der CREG zurück, forderte Elia aber dennoch auf, seine Analyse im Lichte der Ergebnisse des PLEF zu überprüfen (siehe Erwägungsgrund 35). b) Die CREG führte vom 1. Juli 2020 bis zum 13. Juli 2020 eine öffentliche Konsultation zu einem Vorschlag über die Werte der Brutto-KONE, die WACC und den Korrekturfaktor X durch. (63) Der Energieminister trifft jedes Jahr auf der Grundlage des Vorschlags der CREG, von dem er jedoch abweichen kann, seine Entscheidung. (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. 2.5.3. Präqualifikationsphase (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: a) Für Kapazitäten, die die Erzeugung am oder nach dem 4. Juli 2019 aufgenommen haben, gilt ein Emissionsgrenzwert von 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität. b) Für Kapazitäten, die die Erzeugung vor dem 4. Juli 2019 aufgenommen haben, gilt ein Emissionsgrenzwert von 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität und 350 kg CO2 aus fossilen Brennstoffen im Jahresdurchschnitt je installierte Kilowatt Leistung elektrisch (kWe). (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: a) Untersuchung der technischen und wirtschaftlichen Durchführbarkeit einer Verringerung der Treibhausgasemissionen der betreffenden Anlage im Einklang mit den einschlägigen europäischen und belgischen Rechtsvorschriften und Zielvorgaben bis zum 31. Dezember 2026, b) Aufstellung eines Emissionsverminderungsplans bis zum 31. Dezember 2027, aus dem hervorgeht, wie sie zum Übergang zur Klimaneutralität bis 2050 beitragen werden, mit Zwischenzielen für die Jahre 2035 und 2045 und c) Erreichung von Null- oder Negativemissionen bis 2050. Die an der Aufstellung eines Emissionsverminderungsplans beteiligten Parteien können beschließen, die Untersuchung der technischen und wirtschaftlichen Durchführbarkeit einer Verringerung der Treibhausgasemissionen gemeinsam durchzuführen. (110) Die Einhaltung der in Erwägungsgrund 109 dargelegten Verpflichtungen muss der Generaldirektion Energie des FÖD Wirtschaft nachgewiesen werden. 2.5.4. Spezifische Gestaltungsmerkmale der Auktion 2.5.4.1. Preisregel (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 Kosten