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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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: a) Für jede simulierte Knappheitsstunde: 1) Erfolgen Exporte aus der entsprechenden Marktzone nach Belgien, entspricht der Beitrag dieser Marktzone dem simulierten Marktaustausch. 2) Erfolgen Importe aus der entsprechenden Marktzone nach Belgien, ist der Beitrag dieser Marktzone null. b) Die maximale Eintrittskapazität einer Marktzone entspricht dem durchschnittlichen Beitrag während der simulierten Knappheitsstunden. (196) Wird in der Simulation ein lastflussgestützter Bereich definiert, in den Belgien integriert ist, dann gilt Folgendes: a) Zunächst wird die Nettoposition Belgiens in den simulierten Knappheitsstunden überprüft: 1) Ist die Nettoposition Belgiens positiv, so ist der Beitrag anderer Marktzonen im lastflussgestützten Bereich null. 2) Ist die Nettoposition Belgiens negativ, so erfolgt eine Überprüfung der Nettoposition anderer Marktzonen. — Ist die Nettoposition der anderen Marktzonen negativ, so ist der Beitrag dieser Marktzonen null. — Für alle Marktzonen mit einer positiven Nettoposition wird ein gewichteter Durchschnitt der Nettopositionen zwischen den Marktzonen ermittelt, um die Nettoposition Belgiens zu erreichen. b) Die maximale Eintrittskapazität einer Marktzone entspricht ihrem durchschnittlichen Beitrag während der simulierten Knappheitsstunden. (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. 2.10.2. Beteiligung direkter ausländischer Kapazitäten in einem benachbarten Mitgliedstaat mit direktem Anschluss an das belgische Netz und ohne Anschluss an das Netz des benachbarten Mitgliedstaats (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: (a) Die Beteiligung direkter ausländischer Kapazitäten ist abhängig von einer Erklärung des benachbarten Mitgliedstaats, in dem sich die Kapazität befindet, in der bestätigt wird, dass die betreffende Kapazität eine Reihe technischer, organisatorischer und finanzieller Anforderungen gemäß der Vereinbarung erfüllt und dass alle erforderlichen Genehmigungen für die betreffende Kapazität regelmäßig und bedingungslos erteilt wurden oder innerhalb eines angemessenen Zeitraums erteilt werden; (b) die Beteiligung direkter ausländischer Kapazitäten ist abhängig von einer Erklärung des benachbarten Mitgliedstaats, in dem sich die Kapazität befindet, in der bestätigt wird, dass eine solche Beteiligung keine schwerwiegenden Probleme für die Versorgungssicherheit des benachbarten Mitgliedstaats mit sich bringt oder ihn nicht der notwendigen Infrastruktur beraubt, um bekannte Engpassprobleme angemessen zu beheben. (201) Gemäß Artikel 21 Absatz 2 der Elektrizitätsverordnung führte Belgien zwischen Oktober und Dezember 2019 eine Konsultation mit den benachbarten Mitgliedstaaten durch. 2.10.3. Engpasserlöse (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. 2.11. Kumulierung (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. 2.12. Haushaltsmittel und Finanzierungsmechanismus 2.12.1. Haushaltsmittel (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. 2.12.2. Finanzierung der Maßnahme (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. 2.13. Laufzeit (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. 2.14. Transparenz der Beihilfe und Unternehmen, die sich in Schwierigkeiten befinden oder gegen die eine Rückforderungsanordnung vorliegt (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. 2.15. Gründe für die Einleitung des Verfahrens (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: a) Erforderlichkeit der Maßnahme: — Wurde das Problem der Angemessenheit der Ressourcen hinreichend ermittelt und von den belgischen Behörden ordnungsgemäß analysiert und quantifiziert? b) Geeignetheit der Maßnahme: — Werden durch die Vorschriften für den Zugang zu Mehrjahresverträgen gleiche Chancen für alle Technologien gewährleistet, insbesondere für solche mit hohen Investitionskosten und hohen De-Rating-Faktoren? c) Angemessenheit der Maßnahme: — Ist die durch die Auktion zu beschaffende Menge im Hinblick auf das Ziel der Versorgungssicherheit angemessen? d) Vermeidung negativer Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel: — War die Maßnahme aufgrund des Umstands, dass indirekte ausländische Kapazitäten nur für Verträge mit einer Laufzeit von einem Jahr in Betracht kommen und der mittleren Preisobergrenze unterliegen, so konzipiert, dass negative Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel vermieden werden? — War die Maßnahme so konzipiert, dass Anreize für Investitionen in Verbindungskapazitäten nicht verringert werden? (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. 3. STELLUNGNAHMEN DER BETEILIGTEN (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. 3.1. Erforderlichkeit der Maßnahme (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: a) Nach der ERAA-Methode sei die Klimadatenbank auf 30 historische Jahre zu begrenzen, während Belgien 35 historische Jahre verwendet habe. b) In den Studien werde den erwarteten Ergebnissen des Umsetzungsplans und/oder der Verwendung der erwarteten Markteinnahmen anstelle von Durchschnittseinnahmen nicht ausreichend Rechnung getragen. c) In den Studien werde weder die erwartete Knappheitsfunktion noch das Nichtvorhandensein von Preisobergrenzen berücksichtigt, was einen Verstoß gegen Artikel 20 Absatz 3 Buchstabe c und Artikel 23 Absatz 5 Buchstabe e der Elektrizitätsverordnung darstelle. d) Die beschleunigte Einführung intelligenter Zähler und die Entwicklung von Offshore-Windenergie sollten, wie in der Stellungnahme der Europäischen Kommission zum belgischen Umsetzungsplan empfohlen, in der NRAA berücksichtigt werden. Bei der Analyse der Notwendigkeit des CRM sollte auch die 70 %-minRAM-Regel berücksichtigt werden. (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. 3.2. Geeignetheit der Maßnahme 3.2.1. Wahl des Instruments (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. 3.2.2. Offenheit der Maßnahme für alle relevanten Kapazitätsanbieter (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. 3.3. Anreizeffekt 3.3.1. Beihilfefähige Investitionskosten (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. 3.4. Angemessenheit 3.4.1. Zu beschaffende Menge (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. 3.4.2. Finanzierungsmechanismus (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. 3.5. Vermeidung übermäßiger Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel 3.5.1. Offenheit der Maßnahme für alle relevanten Kapazitätsanbieter 3.5.1.1. Aggregierung (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. 3.5.1.2. Investitionsschwellen (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. 3.5.1.3. De-Rating-Faktoren (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. 3.5.1.4. Rückzahlungsverpflichtung (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 Absicherungsakt