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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ivitäten dieser Betreiber, bei denen sie einen Großteil ihre erwarteten Menge im Voraus auf den Terminmärkten veräußern, nicht Rechnung tragen, wodurch die Betreiber Einnahmen zurückzahlen müssen, die sie nicht erzielt haben. Im Gegensatz dazu verfügen Betreiber von Kapazitäten ohne vollständigen Fahrplan effektiv über eine beträchtliche Flexibilität, um individuelle Marktpreise zu deklarieren, die als Ausübungspreis fungieren, was ihr Risiko, nicht erzielte Einnahmen zurückzahlen zu müssen, begrenzt und auch Möglichkeiten bietet, die Rückzahlungsverpflichtung zu umgehen. (251) Ein anderer Beteiligter machte geltend, dass die Rückzahlungsverpflichtung eine Diskriminierung zwischen CMU mit vollständigem Fahrplan und CMU ohne vollständigen Fahrplan darstelle. Dies liege zum einen daran, dass Kapazitäten, die bereits auf den Terminmärkten verkauft wurden, nicht von der Rückzahlungsverpflichtung ausgenommen seien (und Knappheitspreise nicht erfasst würden), und zum anderen an der Einführung des „deklarierten Marktpreises“ für CMU, die keinen vollständigen Fahrplan einreichen, wodurch in der Praxis mehrere Ausübungspreise eingeführt würden. 3.5.1.5. Mittlere Preisobergrenze (252) Ein Beteiligter äußerte Bedenken, dass durch die Einführung einer mittleren Preisobergrenze der Wettbewerb in der Auktion verzerrt wird, da bei einigen bestehenden Kapazitäten, die Investitionen erfordern, um wirtschaftlich rentabel zu bleiben, möglicherweise keine Gewähr bestehe, dass das „Missing Money“ zurückerlangt werden kann, und sie somit gezwungen sein könnten, aus dem Markt auszuscheiden. (253) Einem Beteiligten zufolge besteht eine erhebliche „Investitionslücke“ zwischen der Investitionsschwelle für Dreijahresverträge, die derzeit bei 177,00 EUR/kW liegt, und der mittleren Preisobergrenze, die derzeit mit 21,00 EUR bis 31,00 EUR/kW veranschlagt wird, was zur Benachteiligung bestehender Kapazitäten führt, die Investitionen erfordern und möglicherweise auch ein erhebliches „Missing Money“ aufweisen. 3.5.1.6. Direkte grenzüberschreitende Kapazitäten (254) Zwei Beteiligte gaben an, dass die Möglichkeit einer direkten grenzüberschreitenden Beteiligung übermäßige negative Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel zwischen Mitgliedstaaten haben könnte. (255) Sie sind der Ansicht, dass eine direkte grenzüberschreitende Beteiligung die Anreize für Investitionen in Verbindungskapazitäten verringern könnte. Darüber hinaus könnte die Maßnahme die Marktkopplung untergraben, da der CRM dazu führen könnte, dass Kapazitätsanbieter Zugang zum attraktivsten Markt mit direkter und ausschließlicher Anbindung suchen. Bei der Maßnahme sollte auch berücksichtigt werden, in welchem Umfang Verbindungskapazitäten genutzt werden könnten, um etwaige Probleme bezüglich der Angemessenheit der Stromerzeugung zu beheben. 3.6. Einhaltung der Elektrizitätsverordnung 3.6.1. Auslegung von Artikel 24 Absatz 1 (256) Gemäß Artikel 24 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung können die Mitgliedstaaten Sensitivitäten in ihre NRAA aufnehmen, die mit „Besonderheiten von Stromangebot und -nachfrage auf nationaler Ebene“ in Zusammenhang stehen. Im Einleitungsbeschluss äußerte die Kommission Zweifel an der Vereinbarkeit des CRM mit Artikel 24 Absatz 1, da in der belgischen Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019 auf der Grundlage von Annahmen über die Stromversorgung in Frankreich das EU-HiLo-Szenario verwendet wurde. Fünf Beteiligte übten Kritik an der Auslegung der Kommission von Artikel 24 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung und gaben an, dass diese zu restriktiv sei. (257) Sie argumentierten, dass durch die ERAA-Methode bestätigt werde, dass die NRAA einen regionalen Umfang haben müssen und zusätzliche Sensitivitäten enthalten können. Die Art dieser zusätzlichen Sensitivitäten werde nicht spezifiziert oder eingeschränkt. Wie in Artikel 3 Absatz 6 der genannten Methode erwähnt, können diese Sensitivitäten eine breite Palette von Änderungen der Annahmen über den gesamten betrachteten geografischen Anwendungsbereich abdecken, einschließlich verschiedener Annahmen in Bezug auf Input-Daten wie installierte Kapazitäten. (258) Ein Beteiligter merkte an, dass auch in den Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014–2020 (85) (im Folgenden „Leitlinien“) ausdrücklich vorgesehen sei, dass bei der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen eine „Bewertung der Auswirkungen der Stromerzeugung aus variablen Energiequellen einschließlich des Stroms aus benachbarten Systemen“ berücksichtigt werden sollte. 3.6.2. Administrative Abschaffung (259) Zwei Beteiligte wiesen darauf hin, dass es in den Rechts- und Verwaltungsvorschriften keine Bestimmung über die Abschaffung des CRM gebe. 3.7. Sonstige Stellungnahmen 3.7.1. Nachhaltigkeit (260) Zwei Beteiligte machten geltend, dass der hohe Anteil der für Gas reservierten Kapazität im CRM nicht vereinbar sei mit den Zielen der Dekarbonisierung der Union und der Abschaffung der Subventionen für fossile Brennstoffe im Einklang mit dem europäischen Grünen Deal, den Leitlinien und der Unterstützung des belgischen Staates für Klimaneutralität bis 2050. 3.7.2. Ausstieg aus der Kernkraft (261) Ein Beteiligter wies darauf hin, dass Belgien die Beibehaltung von 2 GW Kernkraft in Erwägung ziehe, falls der Bewertungsbericht über die ersten Kapazitätsauktionen ein unerwartetes Problem der Versorgungssicherheit ergeben sollte. Dieses Beteiligten zufolge werfe dies mehrere Fragen in Bezug auf die Erforderlichkeit und Gestaltung des CRM auf. 3.7.3. Laufzeit (262) Ein Beteiligter gab an, dass bei der Vergabe langfristiger Verträge den im Laufe des Jahres abnehmenden Bedenken bezüglich der Angemessenheit Rechnung getragen und ein „Lock-in“-Effekt vermieden werden sollte. (263) Ein Beteiligter wies darauf hin, dass die Laufzeit der Verträge (15 Jahre) die Laufzeit der Maßnahme (10 Jahre) übersteigen könnte, was seiner Ansicht nach dem befristeten Charakter der Maßnahme zuwiderläuft. 4. STELLUNGNAHME BELGIENS (264) In diesem Abschnitt sind die am 22. Oktober 2020 von Belgien eingegangene Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss und die am 24. Dezember 2020 von Belgien eingegangene Stellungnahme zu den Bemerkungen Dritter zusammengefasst. Dieser Abschnitt enthält auch die aktualisierten Informationen, die Belgien am 28. Januar 2021, 1. März 2021, 13. und 27. April 2021, 4., 5., 19. und 26. Mai 2021 sowie am 17. August 2021 übermittelt hat. 4.1. Erforderlichkeit der Maßnahme (265) Belgien zufolge zeigt seine Analyse, die durch den Standpunkt des ÜNB gestützt wird, dass aufgrund der für 2022 bis 2025 geplanten Abschaffung von Kernkraftkapazitäten, die derzeit mehr als die Hälfte der thermischen Erzeugungskapazität in Belgien ausmachen, die Stromversorgungssicherheit Belgiens beeinträchtigt würde, wenn kein CRM eingeführt wird. Unabhängig von der Analyse des ÜNB sei die Erforderlichkeit des CRM auch durch verschiedene andere Studien bestätigt worden, die im Zeitraum 2017 bis 2020 von Wissenschaftlern, Technologieinstituten und dem Föderalen Planungsbüro durchgeführt wurden. (266) Belgien wies darauf hin, dass nicht nur das HiLo-Szenario, sondern auch das EU-Basisszenario ein erhebliches Problem bei der Versorgungssicherheit aufweise, d. h. eine LOLE mehr als dreimal so hoch wie das gesetzliche LOLE-Kriterium, was ein Eingreifen mittels eines CRM rechtfertige. (267) Belgien wies darauf hin, dass die Methode, auf der die ERAA/NRAA beruhen sollte, erst am 2. Oktober 2020 von der ACER genehmigt worden sei. Die ACER-Methode enthalte erhebliche Änderungen und sieht daher eine schrittweise Umsetzung vor, d. h. die erste ERAA, die Ende 2021 veröffentlicht werden soll, wird nur bestimmte Aspekte der ACER-Methode umfassen. Das ENTSO (Strom) sehe eine vollständige Umsetzung der ERAA-Methode bis 2023 vor. (268) Belgien machte geltend, dass nicht hätte erwartet werden können, dass die ACER-Methode für die ERAA und die NRAA in früheren Studien vollständig angewendet wird, da die Methode zu der Zeit noch nicht bekannt gewesen sei. Dennoch wies Belgien darauf hin, dass viele wichtige Elemente, die sich aus der Methodik ergeben, bereits vor ihrer Genehmigung umgesetzt bzw. berücksichtigt worden seien, z. B. die Bewertung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit, die lastflussgestützte Modellierung, die probabilistische Modellierung und Entwicklungen in anderen Ländern. (269) Belgien widersprach der Behauptung, dass der CRM bis zur Veröffentlichung der ERAA nicht eingeführt werden sollte. Belgien zufolge können die Mitgliedstaaten auch ergänzende NRAA durchführen und die Erforderlichkeit des CRM auf der Grundlage eines solchen NRAA bewerten, anstatt die (für 2023 vorgesehene) vollständige Umsetzung der ERAA abzuwarten. (270) In Bezug auf den Zuverlässigkeitsstandard wies Belgien darauf hin, dass die Methode für die VOLL- und CONE-Berechnung sowie die Methode zur Bestimmung des Zuverlässigkeitsstandards erst am 2. Oktober 2020 von der ACER veröffentlicht worden seien. Es sei daher zeitlich nicht möglich, den CRM zu unterbrechen, während ein neuer Zuverlässigkeitsstandard definiert wird. Darüber hinaus liege die endgültige Verantwortung für die Festlegung des gewünschten Maßes an Versorgungssicherheit bei den Mitgliedstaaten. (271) In Bezug auf die Klimajahre, die in den nationalen Angemessenheitsstudien verwendet wurden, erläuterte Belgien, dass in Ermangelung einer veröffentlichten Methode dieselbe Klimadatenbank für diese Studien herangezogen worden sei wie für die MAF, um Kohärenz zu gewährleisten. (272) In Bezug auf die Markteinnahmen brachte Belgien vor, dass in den nationalen Angemessenheitsstudien bis 2019 die erwarteten Einnahmen anhand des Mittelwerts der Einnahmen aller simulierten Jahre modelliert werden. Dieser — wenn auch vereinfachte — Ansatz könne als Ausdruck der erwarteten Einnahmen gesehen werden, wobei Preisrisiken berücksichtigt werden, die in der ACER-Methode als relevantes Element anerkannt werden. (273) Was die Preisobergrenzen und die gesamte Marktmodellierung im Allgemeinen anbelangt, so erklärte Belgien, dass die in den nationalen Angemessenheitsstudien verwendete Struktur mit der auf europäischer Ebene (ENTSO (Strom), PLEF) verwendeten Struktur identisch sei. Sie werde als der bestmögliche verfügbare Ansatz betrachtet, der die europäische Marktgestaltung widerspiegelt, einschließlich der technischen Gebotsobergrenzen der NEMO. (274) In Bezug auf die Funktion für die Knappheitspreisbildung prüfe Belgien derzeit, wie im aktualisierten belgischen Umsetzungsplan dargelegt, inwieweit eine solche Initiative vorgesehen werden könnte. Belgien erläuterte, dass derzeit eine diesbezügliche Studie der nationalen Regulierungsbehörde und des ÜNB laufe. (275) Belgien verwies darauf, dass in der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019 bereits die besten verfügbaren Projektionen für den Ausbau der Flexibilität und der Offshore-Windenergie im Einklang mit dem nationalen Energie- und Klimaplan und die 70 %-minRAM-Regel zur Anwendung gekommen seien. Im Basisszenario werde davon ausgegangen, dass diese Regel von allen europäischen Ländern rechtzeitig eingehalten wird. (276) In Bezug auf die Bedenken hinsichtlich der Angemessenheit machte Belgien geltend, dass es zwar richtig sei, dass die Studien eine Schwankung des konkret berechneten Kapazitätsbedarfs aufzeigen, dies aber nichts an der Tatsache ändere, dass der Kapazitätsbedarf im Jahr 2025 eine Intervention erfordere, die auch auf neue Kapazitäten abzielt. (277) Aus der jüngsten Studie zur Angemessenheit und Flexibilität ergebe sich ein steigender Kapazitätsbedarf zwischen 2025 und 2032. 4.2. Geeignetheit der Maßnahme 4.2.1. Wahl des Instruments (278) Belgien teilt nicht die Ansicht einiger Beteiligten, dass eine strategische Reserve einem marktweiten CRM vorzuziehen sei. (279) Belgien verwies auf die Studie zur Angemessenheit und Flexibilität von 2019, in der ein Szenario „EOM + strategische Reserve“ und ein Szenario „EOM + CRM“ untersucht werden. Das Ergebnis dieser Studie sei, dass im Szenario „EOM + strategische Reserve“ das Kriterium der Versorgungssicherheit nicht erfüllt wäre. 4.2.2. Offenheit der Maßnahme für alle relevanten Kapazitätsanbieter (280) In Bezug auf die T-2-Auktion erläuterte Belgien, dass eine T-4- und eine T-1-Auktion, wie in anderen Mitgliedstaaten mit einem CRM, allen Technologien mit längerer oder kürzerer Vorlaufzeit die Teilnahme an dem Mechanismus ermögliche und dem Mitgliedstaat eine relative Sicherheit gebe, dass eine ausreichende Menge beschafft werden kann, um die Versorgungssicherheit im Lieferjahr zu gewährleisten. Die Aufteilung der Mengen auf eine T-1- und T-2-Auktion berge das Risiko einer übermäßigen Einschränkung des Wettbewerbs bei diesen Auktionen. (281) Was die Nutzung der installierten Kapazität zur Berechnung der Investitionsschwelle anbelangt, so brachte Belgien vor, dass die Vergabe von Mehrjahresverträgen an CMU, die einen größeren Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten, mit dem gemeinsamen Ziel des CRM im Einklang stehe. (282) Belgien zufolge würden Kapazitäten mit einem hohen De-Rating-Faktor die Investitionsschwelle für Mehrjahresverträge leichter erreichen, wenn anstelle der installierten Kapazität die von der CMU angebotene herabgesetzte Kapazität zur Berechnung der Investitionsschwelle herangezogen würde. Dies würde ihnen bei Erbringung derselben Dienstleistung einen Vorteil gegenüber anderen verschaffen. (283) Im Hinblick auf die Nichtberechtigung von Kapazitätsanbietern, die von anderen Unterstützungsmaßnahmen profitieren, zur Teilnahme am CRM wies Belgien darauf hin, dass dadurch, dass KWK-Kapazitäten von beiden Mechanismen profitieren könnten, die Gefahr einer Überkompensation dieser Kapazitäten bestünde, was auch zu einem unfairen Wettbewerbsvorteil bei den CRM-Auktionen führen würde. 4.3. Anreizeffekt 4.3.1. Beihilfefähige Investitionskosten (284) In Bezug auf die Bemerkung, dass Ausgaben zur Gewährleistung, dass die Kapazität den Umweltstandards entspricht, nicht für Verträge mit längerer Laufzeit in Betracht kommen sollten, stellte Belgien klar, dass dies darauf abziele, die Gleichbehandlung neuer und bestehender Kapazitäten bei der Einstufung von Kapazitäten in Verträge mit längerer Laufzeit sicherzustellen. 4.4. Angemessenheit der Maßnahme 4.4.1. Zu beschaffende Menge (285) Belgien zufolge wurde die Wahl bei der Kalibrierung der CRM-Menge (Referenzszenario) für die erste Auktion auf der Grundlage der Empfehlung der FÖD Wirtschaft getroffen. In dieser Empfehlung werde von einer geringeren Verfügbarkeit von Kernkraftkapazitäten in Frankreich ausgegangen, die weniger gravierend ist als die vom ÜNB angenommene (und weniger gravierend als im Dimensionierungsszenario, das in den vergangenen Jahren zur Bestimmung des Umfangs der belgischen strategischen Reserve verwendet wurde). (286) Belgien argumentierte, dass seine hohe Verbundrate und seine Importabhängigkeit eine Besonderheit der nationalen Stromversorgung darstellten. Außerdem sei die Einbeziehung der Nichtverfügbarkeit von Kernkraftkapazitäten in Frankreich trotz verschiedener anderer in den Nachbarländern zu beobachtenden Risiken (z. B. beschleunigter Kohleausstieg, Verzögerungen bei der Inbetriebnahme der Netzinfrastruktur oder neuer Kapazitäten) die einzige Sensitivität, die in Betracht gezogen werde. (287) Belgien wies darauf hin, dass die Auswahl des Referenzszenarios in Artikel 4 des Entwurfs des Königlichen Erlasses über die Methode zur Festlegung des Referenzszenarios für jede Auktion geregelt sei. Für jede Auktion werde das Referenzszenario auf der Grundlage der drei unten beschriebenen Schritte erstellt und einer öffentlichen Konsultation unterzogen: a) Auswahl von Szenarien/Sensitivitäten anhand der jüngsten ERAA und/oder NRAA: — Für die erste Auktion (2021) sei das Szenario anhand der MAF 2019 ausgewählt worden (die letzte verfügbare europäische Studie, die Gegenstand einer Konsultation auf europäischer Ebene war). b) Aktualisierung der Daten und Annahmen anhand der wichtigsten verfügbaren Quellen: — Für die erste Auktion (2021) seien die Aktualisierungen anhand der Abschätzung der Angemessenheit der Stromerzeugung von 2020 des PLEF (86) herangezogen worden. c) Auswahl zusätzlicher Sensitivitäten mit möglichen Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit Belgiens: — Für die erste Auktion (2021) sei das Äquivalent von zwei Kernkraftwerken in Frankreich gestrichen worden, und zwar auf der Grundlage der in der PLEF-Studie vorgenommenen Anpassung an die historischen/erwarteten Entwicklungen in Bezug auf die Kernkraftwerke in Frankreich, die nicht unter den Buchstaben a und b aufgeführt sind, die aber vom französischen ÜNB in der französischen NRAA herangezogen wurden („Bilan Prévisionnel 2019“ (87)). (288) Belgien gab an, dass in der Abschätzung der Angemessenheit der Stromerzeugung von 2020 des PLEF eine „geringe Kernkraft-Sensitivität“ dargestellt werde, um das vom französischen ÜNB für seine Abschätzungen der Angemessenheit zugrunde gelegte Basisszenario nachzubilden. Bei dieser Sensitivität werden Kernkraftkapazitäten in Höhe von 1 700 MW als zusätzliche Nichtverfügbarkeit betrachtet. (289) Belgien machte geltend, dass die für den CRM gewählte Sensitivität den Daten und Annahmen des französischen NRAA-Basisszenarios entspreche. Das NRAA-Basisszenario sollte daher gleichermaßen als das am besten geeignete Basisszenario für Belgien angenommen werden, da diese Aktualisierung mit den Daten und Annahmen aus den wichtigsten verfügbaren Quellen übereinstimmt. Es handele sich also nicht um ein HiLo-Szenario, sondern um ein plausibles Basisszenario. (290) In Bezug auf die Behauptung, dass die Parameter zur Bestimmung der durch die Auktion zu beschaffenden Kapazitätsmenge auf der Grundlage eines Vorschlags der Regulierungsbehörde genehmigt werden sollten, brachte Belgien vor, dass eine Änderung des CRM-Gesetzes vorbereitet worden sei, in der dies bestätigt werde. In Erwartung der förmlichen Genehmigung dieser Änderung werde die Elektrizitätsverordnung bereits eingehalten, d. h., die Regulierungsbehörde habe ihren Vorschlag für die Methodik zur Bestimmung der Mengenparameter im März 2020 veröffentlicht und die Regulierungsbehörde werde bis Februar 2021 einen Vorschlag für die Nachfragekurve für die erste Auktion erarbeiten. (291) Das geänderte CRM-Gesetz sei am 19. März 2021 veröffentlicht worden. Der Königliche Erlass mit der Methode zur Festlegung der Mengenparameter sei am 30. April 2021 veröffentlicht worden. Am 30. April 2021 habe die CREG einen Vorschlag zu den Mengenparametern vorgelegt. Ein Ministerialerlass mit den Anweisungen für die T-4-Auktion für das Lieferjahr 2025 sei am 30. April 2021 herausgegeben worden. (292) Belgien brachte vor, dass die Begründung, ein Mitgliedstaat könne nicht von einem Vorschlag der Regulierungsbehörde abweichen, eine Aussage sei, für die sich keine Rechtsgrundlage in der Elektrizitätsverordnung finden lasse und die im Widerspruch zur Verantwortung des Mitgliedstaats für die Versorgungssicherheit stehe. 4.4.2. Finanzierungsmechanismus (293) Belgien erklärte, dass derzeit in Belgien nicht genügend intelligente Zähler installiert seien, um einen Finanzierungsmechanismus auf der Grundlage des Spitzenlastverbrauchs zu ermöglichen. Das CRM-Gesetz sei dahin gehend geändert worden, dass ein solches Modell im Jahr 2025 eingeführt werden könnte. Belgien erklärte ferner, dies 2023 nach der Veröffentlichung eines Berichts über die Einführung intelligenter Zähler erneut zu prüfen. (294) Hinsichtlich der Behauptung, dass Speicherkapazitäten von der Gemeinwohlverpflichtung zur Finanzierung des CRM ausgenommen werden sollten, erklärte Belgien, dass es sich hierbei um eine allgemeinere Frage im Zusammenhang mit den Tarifen und Abgaben für die Stromspeicherung handele. In diesem Zusammenhang bestätigte Belgien, die Leitlinien und Vorschriften gemäß dem Paket „Saubere Energie“ (z. B. die Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments) und die in der Energiebesteuerungsrichtlinie (Richtlinie 2003/96/EG des Rates vom 27. Oktober 2003) vorgesehenen Ausnahmen anzuwenden. 4.5. Vermeidung negativer Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel 4.5.1. Offenheit der Maßnahme für alle relevanten Kapazitätsanbieter 4.5.1.1. Aggregierung (295) Bezüglich der Behauptung, 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, brachte Belgien vor, dass der Entwurf des Königlichen Erlasses und die Vorschriften zur Funktionsweise geändert würden, um die Möglichkeit zu schaffen, für Kapazitäten, die aggregiert werden sollen, einen Vertrag mit längerer Laufzeit zu wählen. (296) Dies sei im Königlichen Erlass zur Festlegung der Investitionsschwellen, der Beihilfefähigkeitskriterien für Investitionskosten und des Einstufungsverfahrens sowie in den Vorschriften zur Funktionsweise des CRM angepasst worden. (297) Was das Aggregierungsverbot für Kapazitäten anbelangt, die einer Tagesfahrplanverpflichtung unterliegen, erklärte Belgien, dass es zum gegenwärtigen Zeitpunkt zwar nicht angebracht erscheine, dieses Gestaltungselement zu ändern, doch solle dieses Verbot im Rahmen der CRM-Bewertungen regelmäßig geprüft werden, um gegebenenfalls Änderungen zu ermöglichen. Nach Angaben Belgiens seien die Einheiten, die in diese Kategorie fallen, schon immer besonderen Koordinierungsverfahren unterworfen und würden dies auch weiterhin sein. Diese Verfahren umfassten eine MW-genaue Tagesfahrplanverpflichtung, eine strenge Koordinierung bei der Nichtverfügbarkeitsplanung und die Verpflichtung, Kapazitäten z. B. für den Ausgleich bereitzustellen. Mithilfe dieser Methode lasse sich ein gut koordinierter Echtzeitbetrieb des Netzes sicherstellen. Eine individuelle Betrachtung solcher Einheiten ermögliche eine korrekte Vorhersage der Lastflüsse und erlaube es, spezifische Engpässe so effizient wie möglich zu bewältigen, während in einem aggregierten Pool diese Betrachtung „verschwimmen“ würde, was zu einem weniger unkomplizierten und weniger effizienten Netzbetrieb führe. (298) Darüber hinaus sei der CRM für Kapazitäten kalibriert worden, die entweder in die eine oder die andere Kategorie fallen, und die Verfügbarkeitsüberwachung werde auf ihren Kontext auf dem Energiemarkt abgestimmt. Eine Abweichung von dieser bestehenden Unterscheidung könnte zu einer komplexeren und potenziell weniger robusten Gestaltung in Bezug auf mehrere Aspekte führen. Es sei beispielsweise schwer vorstellbar, wie die Rückzahlungsverpflichtung für eine solche CMU gelten soll, da die beiden Teile der aggregierten CMU verschiedenen Regelungen unterliegen könnten. 4.5.1.2. Investitionsschwellen (299) In Bezug auf die Investitionsschwellen, die den Zugang zu längerfristigen Verträgen bestimmen, erklärte Belgien, die verschiedenen Elemente sorgfältiger zu analysieren und der Europäischen Kommission die bevorzugte Vorgehensweise mitzuteilen. (300) Am 11. Juni 2021 habe Belgien unter Berücksichtigung der Stellungnahmen der Beteiligten zu den Investitionsschwellen einen Königlichen Erlass veröffentlicht. (301) Zu der Behauptung, dass Investitionen zur Schaffung von Flexibilität oder zur Erhöhung der herabgesetzten Kapazität, ohne die installierte Kapazität zu erhöhen, ebenfalls als beihilfefähige Kosten gelten sollten, erklärte Belgien, dass Belgien, da es sich bei dem CRM um einen Kapazitätsmarkt und nicht um einen Energiemarkt handele, von der Annahme abweiche, dass nur Investitionen zur Aufrechterhaltung oder Erhöhung der Kapazität beihilfefähig sind. Beispiele: i) Bei der Laststeuerung kommen Investitionen, die eine