Art. 2 REG_2024_1747 – Änderung der Verordnung (EU) 2019/943

Die Verordnung (EU) 2019/943 wird wie folgt geändert:

Artikel 1 wird wie folgt geändert: a) Die Buchstaben a und b erhalten folgende Fassung: „a) die Festlegung der Grundlagen für eine effiziente Verwirklichung der Ziele der Energieunion und des Ziels der Klimaneutralität bis spätestens 2050, insbesondere des Rahmens für die Klima- und Energiepolitik bis 2030, durch das Aussenden von Marktsignalen für größere Effizienz und einen höheren Anteil erneuerbarer Energie sowie für Versorgungssicherheit, Flexibilität, Systemintegration durch die Einbeziehung verschiedener Energieträger, Nachhaltigkeit, Dekarbonisierung und Innovation; b) die Festlegung von Grundsätzen für gut funktionierende, integrierte Elektrizitätsmärkte, die allen Ressourcenanbietern und Stromkunden einen diskriminierungsfreien Marktzugang bieten, die Entwicklung von Stromterminmärkten ermöglichen, damit sich die Versorger und Verbraucher gegen das Risiko künftiger Schwankungen der Strompreise absichern oder vor diesem Risiko schützen können, und die die Position der Verbraucher stärken und diese schützen, Wettbewerbsfähigkeit auf dem Weltmarkt sicherstellen, die Versorgungssicherheit und Flexibilität durch Laststeuerung, Energiespeicherung und andere Lösungen für nichtfossile Flexibilität erhöhen, Energieeffizienz sicherstellen, die Aggregierung von dezentralem Angebot und dezentraler Nachfrage erleichtern sowie die Marktintegration und die Integration verschiedener Sektoren und eine marktbasierte Vergütung für Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ermöglichen;“. b) Die folgenden Buchstaben werden angefügt: „e) die Unterstützung langfristiger Investitionen in die Erzeugung erneuerbarer Energien, der Flexibilität und der Netze, um die Verbraucher zu befähigen, ihre Energiekosten bezahlbar und mittel- bis langfristig weniger abhängig von Schwankungen der Strompreise an den Kurzfristmärkten, insbesondere der Preise für fossile Brennstoffe, zu machen; f) die Festlegung eines Rahmens für die Annahme von Maßnahmen zur Bewältigung von Strompreiskrisen.“

Artikel 2 wird wie folgt geändert: a) Nummer 22 erhält folgende Fassung: „22. ‚Kapazitätsmechanismus‘ bezeichnet eine Maßnahme zur Erreichung des notwendigen Maßes an Angemessenheit der Ressourcen, in deren Rahmen Ressourcen für ihre Verfügbarkeit vergütet werden, mit Ausnahme von Systemdienstleistungen betreffenden Maßnahmen oder Engpassmanagement;“. b) Die folgenden Nummern werden angefügt: „72. ‚Spitzenlaststunde‘ bezeichnet eine Stunde, in der der Bruttostromverbrauch oder der Bruttoverbrauch von Strom, der aus anderen Quellen als erneuerbaren Quellen erzeugt wird, oder der Day-Ahead-Stromgroßhandelspreis ausgehend von den Prognosen der Übertragungsnetzbetreiber sowie gegebenenfalls der NEMO voraussichtlich am höchsten ist, wobei der zonenübergreifende Austausch zu berücksichtigen ist; 73. ‚Lastspitzenreduktion‘ bezeichnet die Möglichkeit von Marktteilnehmern, den Stromverbrauch aus dem Netz auf Anfrage des Netzbetreibers in Spitzenlaststunden zu senken; 74. ‚Produkt zur Lastspitzenreduktion‘ bezeichnet ein marktbasiertes Produkt, mit dem die Marktteilnehmer Leistungen zur Lastspitzenreduktion für Netzbetreiber erbringen können; 75. ‚regionaler virtueller Hub‘ bezeichnet eine nichtphysische Region, die mehr als eine Gebotszone umfasst und für die auf der Grundlage einer Methode ein Referenzpreis festgelegt wird; 76. ‚zweiseitiger Differenzvertrag‘ bezeichnet einen Vertrag zwischen einem Betreiber einer Stromerzeugungsanlage und einer Gegenpartei, in der Regel einer öffentlichen Einrichtung, der sowohl eine geschützte Mindestvergütung als auch eine Begrenzung für eine überhöhte Vergütung vorsieht; 77. ‚Strombezugsvertrag‘ oder ‚PPA‘ bezeichnet einen Vertrag, in dessen Rahmen eine natürliche oder juristische Person zustimmt, Strom von einem Stromerzeuger auf Marktbasis zu beziehen; 78. ‚spezielles Messgerät‘ bezeichnet ein Gerät, das mit einer Anlage verbunden oder in eine Anlage eingebaut ist, mit der Laststeuerungs- oder Flexibilitätsleistungen am Elektrizitätsmarkt oder für Netzbetreiber erbracht werden; 79. ‚Flexibilität‘ bezeichnet die Fähigkeit eines Stromsystems, sich während der relevanten Marktzeitbereiche an die Variabilität der Erzeugungs- und Verbrauchsmuster und der Netzverfügbarkeit anzupassen.“

Artikel 7 wird wie folgt geändert: a) Absatz 1 erhält folgende Fassung: „(1) Die Übertragungsnetzbetreiber und NEMO organisieren gemeinsam die Verwaltung der integrierten Day-Ahead- und Intraday-Märkte gemäß der Verordnung (EU) 2015/1222.

Die Übertragungsnetzbetreiber und NEMO arbeiten auf Unionsebene oder, sofern angemessener, auf regionaler Ebene zusammen, um für eine höchstmögliche Effizienz und Wirksamkeit des Day-Ahead- und Intraday-Stromhandels in der Union zu sorgen.

Die Pflicht zur Zusammenarbeit gilt unbeschadet der Anwendung des Wettbewerbsrechts der Union.

Bei der Erfüllung ihrer Aufgaben im Zusammenhang mit dem Stromhandel unterliegen die Übertragungsnetzbetreiber und NEMO der Regulierungsaufsicht durch die Regulierungsbehörden gemäß Artikel 59 der Richtlinie (EU) 2019/944 und durch ACER gemäß den Artikeln 4 und 8 der Verordnung (EU) 2019/942 und den Transparenzpflichten und der wirksamen Überwachung gegen Marktmanipulation gemäß der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011.“ b) Absatz 2 wird wie folgt geändert: i) Buchstabe c erhält folgende Fassung: „c) allen Marktteilnehmern möglichst viele Gelegenheiten bieten, diskriminierungsfrei und weitestgehend echtzeitnah in allen Gebotszonen am zonenübergreifenden sowie am zoneninternen Handel teilzunehmen, ca) so organisiert sein, dass sowohl für den zonenübergreifenden als auch für den zoneninternen Handel jederzeit die Aufteilung der Liquidität auf alle NEMO gewährleistet ist.

Auf dem Day-Ahead-Markt müssen NEMO ab einer Stunde vor dem Zeitpunkt seiner Schließung bis zum spätesten Zeitpunkt, zu dem der Day-Ahead-Handel zulässig ist, zum einen alle Aufträge für Day-Ahead-Produkte und Produkte mit denselben Merkmalen an die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung übermitteln und dürfen zum anderen den Handel mit Day-Ahead-Produkten oder Produkten mit denselben Merkmalen nicht außerhalb der Day-Ahead-Marktkopplung organisieren.

Auf dem Intraday-Markt müssen NEMO ab dem Zeitpunkt der Eröffnung der einheitlichen Intraday-Marktkopplung bis zum spätesten Zeitpunkt, zu dem der Intraday-Handel in einer bestimmten Gebotszone zulässig ist, zum einen alle Aufträge für Intraday-Produkte oder Produkte mit den gleichen Merkmalen an die einheitliche Intraday-Marktkopplung übermitteln und dürfen zum anderen den Handel mit Intraday-Produkten oder Produkten mit den gleichen Merkmalen nicht außerhalb der Intraday-Marktkopplung organisieren.

Diese Verpflichtungen gelten für NEMO, für Unternehmen, die die direkte oder indirekte Kontrolle über einen NEMO ausüben, und für Unternehmen, die direkt oder indirekt von einem NEMO kontrolliert werden;“. ii) Buchstabe f erhält folgende Fassung: „f) transparent sein und, sofern angemessen, Informationen je Erzeugungseinheit bereitstellen, wobei gleichzeitig die Vertraulichkeit wirtschaftlich sensibler Informationen zu wahren ist und sichergestellt werden muss, dass beim Handel die Anonymität gewahrt bleibt,“.

Die folgenden Artikel werden eingefügt: „Artikel 7a Produkt zur Lastspitzenreduktion (1) Wird eine regionale oder unionsweite Strompreiskrise im Sinne des Artikels 66a der Richtlinie (EU) 2019/944 ausgerufen, können Mitgliedstaaten von Netzbetreibern verlangen, die Beschaffung von Produkten zur Lastspitzenreduktion vorzuschlagen, um die Stromnachfrage in Spitzenlaststunden zu senken.

Diese Beschaffung ist auf die Dauer beschränkt, die in dem gemäß Artikel 66a Absatz 1 der Richtlinie (EU) 2019/944 erlassenen Durchführungsbeschluss festgelegt ist.

(2)Ergeht eine Aufforderung gemäß Absatz 1 legen die Netzbetreiber der Regulierungsbehörde des betreffenden Mitgliedstaats nach Konsultation der Interessenträger einen Vorschlag zur Genehmigung vor, in dem die Dimensionierung und die Bedingungen für die Beschaffung und die Aktivierung des Produkts zur Lastspitzenreduktion festgelegt sind.

(3)Die betreffende Regulierungsbehörde bewertet den in Absatz 2 genannten Vorschlag für ein Produkt zur Lastspitzenreduktion im Hinblick auf die Erreichung einer Senkung der Stromnachfrage und die Auswirkungen auf den Stromgroßhandelspreis in Spitzenlaststunden.

Bei dieser Bewertung wird berücksichtigt, dass das Produkt zur Lastspitzenreduktion das Funktionieren der Elektrizitätsmärkte nicht unnötig verzerrt und nicht zu einer Neuausrichtung von Laststeuerungsdiensten hin zu Produkten zur Lastspitzenreduktion führen darf.

Auf der Grundlage dieser Bewertung kann die Regulierungsbehörde den Netzbetreiber auffordern, seinen Vorschlag zu ändern.

(4)Der Vorschlag für ein Produkt zur Lastspitzenreduktion nach Absatz 2 muss folgende Anforderungen erfüllen: a) Die Dimensionierung des Produkts zur Lastspitzenreduktion i) basiert auf einer Analyse der Notwendigkeit eines zusätzlichen Dienstes zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit ohne Gefährdung der Netzstabilität, seiner Auswirkungen auf den Markt sowie seiner erwarteten Kosten und seines erwarteten Nutzens, ii) berücksichtigt die Nachfrageprognosen, die Prognosen für die Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie, die Prognosen für andere Flexibilitätsquellen des Systems wie die Energiespeicherung und die Auswirkungen, die der vermiedene Dispatch auf den Großhandelspreis hat, und iii) wird begrenzt, um sicherzustellen, dass die prognostizierten Kosten den erwarteten Nutzen des Produkts zur Lastspitzenreduktion nicht übersteigen; b) die Beschaffung eines Produkts zur Lastspitzenreduktion beruht auf objektiven, transparenten, marktbasierten und diskriminierungsfreien Kriterien, beschränkt sich auf die Laststeuerung und schließt die beteiligten Anlagen nicht vom Zugang zu anderen Märkten aus; c) die Beschaffung des Produkts zur Lastspitzenreduktion erfolgt im Rahmen eines — gegebenenfalls fortlaufenden — wettbewerblichen Angebotsverfahrens, wobei die Auswahl anhand der niedrigsten Kosten für die Erfüllung vorab festgelegter technischer und ökologischer Kriterien vorgenommen und die wirksame Teilnahme von Verbrauchern, entweder direkt oder über Aggregation, ermöglicht wird; d) die Mindestgebotsgröße beträgt nicht mehr als 100 kW, auch durch Aggregation; e) Verträge über ein Produkt zur Lastspitzenreduktion dürfen nicht mehr als eine Woche vor dessen Aktivierung geschlossen werden; f) durch die Aktivierung des Produkts zur Lastspitzenreduktion darf sich die zonenübergreifende Kapazität nicht verringern; g) die Aktivierung des Produkts zur Lastspitzenreduktion erfolgt vor dem bzw. innerhalb des Day-Ahead-Marktzeitbereich(s) und kann auf der Grundlage eines vordefinierten Strompreises durchgeführt werden; h) im Hinblick auf die Vermeidung eines Anstiegs der Treibhausgasemissionen darf die Aktivierung des Produkts zur Lastspitzenreduktion nicht mit der Aufnahme der Stromerzeugung aus fossilen Quellen hinter dem Messpunkt verbunden sein.

(5)Die tatsächliche Verbrauchsverringerung aufgrund der Aktivierung eines Produkts zur Lastspitzenreduktion wird anhand eines Basiswerts gemessen, der den erwarteten Stromverbrauch ohne Aktivierung des Produkts zur Lastspitzenreduktion widerspiegelt.

Wenn ein Netzbetreiber ein Produkt zur Lastspitzenreduktion beschafft, entwickelt er nach Konsultation von Marktteilnehmern eine Methode zur Bestimmung des Basiswerts, berücksichtigt er gegebenenfalls die gemäß Artikel 59 Absatz 1 Buchstabe e erlassenen Durchführungsrechtsakte und legt die Methode der betreffenden Regulierungsbehörde zur Genehmigung vor.

(6)Die betreffende Regulierungsbehörde genehmigt den Vorschlag der Netzbetreiber, die sich ein Produkt zur Lastspitzenreduktion beschaffen wollen, und die Methode zur Bestimmung des Basiswerts nach deren Vorlage gemäß den Absätzen 2 und 5 oder fordert die Netzbetreiber auf, den Vorschlag oder die Methode zur Bestimmung des Basiswerts zu ändern, wenn dieser Vorschlag oder diese Methode die Anforderungen der Absätze 2, 4 und 5 nicht erfüllt.

(7)Innerhalb von sechs Monaten nach dem Ende einer regionalen oder unionsweiten Strompreiskrise im Sinne von Absatz 1 bewertet ACER nach Konsultation der Interessenträger die Auswirkungen der Verwendung von Produkten zur Lastspitzenreduktion auf dem Elektrizitätsmarkt der Union.

Bei dieser Bewertung wird berücksichtigt, dass Produkte zur Lastspitzenreduktion das Funktionieren der Elektrizitätsmärkte nicht unnötig verzerren und nicht zu einer Neuausrichtung von Laststeuerungsdiensten hin zu Produkten zur Lastspitzenreduktion führen dürfen.

ACER kann Empfehlungen aussprechen, die die Regulierungsbehörden bei ihrer Bewertung gemäß Absatz 3 berücksichtigen.

(8)ACER bewertet nach Konsultation der Interessenträger bis zum 30.

Juni 2025 die Auswirkungen der Entwicklung von Produkten zur Lastspitzenreduktion auf den Elektrizitätsmarkt der Union unter normalen Marktbedingungen.

Die Kommission kann auf der Grundlage dieser Bewertung einen Gesetzgebungsvorschlag zur Änderung dieser Verordnung vorlegen, um Produkte zur Lastspitzenreduktion außerhalb von regionalen oder unionsweiten Strompreiskrisen einzuführen.

Artikel 7b Spezielles Messgerät (1) Unbeschadet des Artikels 19 der Richtlinie (EU) 2019/944 können die Übertragungsnetzbetreiber, die Verteilernetzbetreiber und die einschlägigen Marktteilnehmer, einschließlich unabhängiger Aggregatoren, im Hinblick auf die Beobachtbarkeit und Abrechnung von Laststeuerungs- und Flexibilitätsleistungen nach Zustimmung der Endkunden Daten von speziellen Messgeräten, auch von Energiespeicherungseinrichtungen, nutzen.

Für die Zwecke dieses Artikels muss die Nutzung von Daten von speziellen Messgeräten den Artikeln 23 und 24 der Richtlinie (EU) 2019/944 und anderen einschlägigen Rechtsvorschriften der Union, einschließlich der Rechtsvorschriften über den Datenschutz und den Schutz der Privatsphäre, insbesondere der Verordnung (EU) 2016/679 des Europäischen Parlaments und des Rates (*2), entsprechen.

Werden diese Daten für Forschungszwecke verwendet, so werden die Informationen aggregiert und anonymisiert.

(2)Wenn ein Endkunde über keinen intelligenten Zähler verfügt oder der intelligente Zähler eines Endkunden nicht die Daten liefert, die für die Erbringung von Laststeuerungs- oder Flexibilitätsleistungen, auch über einen unabhängigen Aggregator, benötigt werden, akzeptieren Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber zur Abrechnung von Laststeuerungs- und Flexibilitätsleistungen — sofern verfügbar — die Daten von speziellen Messgeräten, auch aus der Energiespeicherung, und der betreffende Endkunde wird von ihnen bei der Beschaffung von Flexibilitätsleistungen nicht diskriminiert.

Diese Verpflichtung gilt vorbehaltlich der Einhaltung der von den Mitgliedstaaten gemäß Absatz 3 festgelegten Vorschriften und Anforderungen.

(3)Die Mitgliedstaaten legen die Vorschriften und Anforderungen für ein Verfahren zur Validierung der Daten der speziellen Messgeräte fest, um die Qualität und Konsistenz der einschlägigen Daten und die Interoperabilität gemäß den Artikeln 23 und 24 der Richtlinie (EU) 2019/944 und anderen einschlägigen Rechtsvorschriften der Union zu überprüfen und sicherzustellen.

(*2) Verordnung (EU) 2016/679 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 27.

April 2016 zum Schutz natürlicher Personen bei der Verarbeitung personenbezogener Daten, zum freien Datenverkehr und zur Aufhebung der Richtlinie 95/46/EG (Datenschutz-Grundverordnung) (ABl.

L 119 vom 4.5.2016, S. 1).“ "

Artikel 8 wird wie folgt geändert: a) Absatz 1 erhält folgende Fassung: „(1) Die NEMO lassen zu, dass die Marktteilnehmer Energie möglichst echtzeitnah, zumindest jedoch bis zu dem Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes, handeln.

Ab dem 1.

Januar 2026 darf die Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes nicht später als 30 Minuten vor Echtzeit erfolgen.

(1a)Die betreffende Regulierungsbehörde kann auf Antrag des betreffenden Übertragungsnetzbetreibers eine bis zum 1.

Januar 2029 geltende Freistellung von der in Absatz 1 festgelegten Anforderung gewähren.

Der Übertragungsnetzbetreiber stellt den Antrag bei der betreffenden Regulierungsbehörde.

Dieser Antrag muss Folgendes enthalten: a) eine Folgenabschätzung, in der den Rückmeldungen der NEMO und der betreffenden Marktteilnehmer Rechnung getragen wird und die negativen Auswirkungen einer solchen Maßnahme auf die Versorgungssicherheit im nationalen Stromsystem, die Kosteneffizienz, auch in Bezug auf bestehende Regelarbeitsplattformen gemäß der Verordnung (EU) 2017/2195, die Integration erneuerbarer Energie und die Treibhausgasemissionen aufgezeigt werden, und b) einen Aktionsplan zur Verkürzung des Zeitabstands nach Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes auf 30 Minuten vor Echtzeit bis zum 1.

Januar 2029.

(1b)Die Regulierungsbehörde kann auf Antrag des betreffenden Übertragungsnetzbetreibers eine weitere Freistellung von der Anforderung gemäß Absatz 1 für bis zu zweieinhalb Jahre ab dem Ablauf des in Absatz 1a genannten Zeitraums gewähren.

Der betreffende Übertragungsnetzbetreiber legt den Antrag bis zum 30.

Juni 2028 der betreffenden Regulierungsbehörde, ENTSO (Strom) und ACER vor.

Dieser Antrag muss Folgendes enthalten: a) eine neue Folgenabschätzung, in der den Rückmeldungen von Marktteilnehmern und NEMO Rechnung getragen und die Notwendigkeit einer weiteren Freistellung auf der Grundlage der Risiken in Bezug auf die Versorgungssicherheit im nationalen Stromsystem, die Kosteneffizienz, die Integration erneuerbarer Energie und die Treibhausgasemissionen begründet wird, und b) einen überarbeiteten Aktionsplan zur Verkürzung des Zeitabstands nach Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes auf 30 Minuten vor Echtzeit bis zu dem Zeitpunkt, zu dem eine Verlängerung beantragt wird, und spätestens bis zu dem Zeitpunkt, für den die Freistellung beantragt wurde.

ACER gibt binnen sechs Monaten nach Eingang des Antrags auf eine weitere Freistellung eine Stellungnahme zu den grenzüberschreitenden Auswirkungen einer solchen Freistellung ab.

Die betreffende Regulierungsbehörde trägt dieser Stellungnahme Rechnung, bevor sie über den Antrag auf eine weitere Freistellung entscheidet.

(1c)Bis zum 1.

Dezember 2027 legt die Kommission nach Konsultation der NEMO, des ENTSO (Strom), der ACER und der einschlägigen Interessenträger dem Europäischen Parlament und dem Rat einen Bericht vor, in dem die Auswirkungen der Verkürzung der gemäß diesem Artikel festgelegten Zeit für die Schließung des zonenübergreifenden Marktes, die Kosten und der Nutzen sowie die Durchführbarkeit und die praktischen Lösungen im Hinblick auf eine weitere Verkürzung bewertet werden, damit die Marktteilnehmer Energie möglichst echtzeitnah handeln können.

In dem Bericht sind die Auswirkungen auf die Sicherheit des Stromsystems, die Kosteneffizienz, die Vorteile für die Integration erneuerbarer Energie und die Verringerung von Treibhausgasemissionen zu berücksichtigen.“ b) Absatz 3 erhält folgende Fassung: „(3) Die NEMO stellen für den Handel in den Day-Ahead- und Intraday-Märkten Produkte zur Verfügung, die mit Mindestgebotsgrößen von 100 kW oder weniger klein genug sind, um die wirksame Beteiligung der Laststeuerung, der Energiespeicherung und kleiner Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen — auch durch direkte Teilnahme der Kunden und Aggregation — zu ermöglichen.“

Artikel 9 erhält folgende Fassung: „Artikel 9 Terminmärkte (1) Gemäß der Verordnung (EU) 2016/1719 vergeben die Übertragungsnetzbetreiber langfristige Übertragungsrechte oder treffen gleichwertige Maßnahmen, damit die Marktteilnehmer, einschließlich der Eigentümer von erneuerbare Energie nutzenden Stromerzeugungsanlagen Preisrisiken absichern können, es sei denn, eine von den zuständigen Regulierungsbehörden durchgeführte Bewertung des Terminmarkts an den Gebotszonengrenzen ergibt, dass ausreichende Absicherungsmöglichkeiten in den betroffenen Gebotszonen vorhanden sind.

(2)Langfristige Übertragungsrechte werden regelmäßig transparent, marktbasiert und diskriminierungsfrei über eine zentrale Vergabeplattform zugewiesen.

Die Häufigkeit der Vergabe und die Laufzeiten langfristiger zonenübergreifender Kapazität müssen zum effizienten Funktionieren der Terminmärkte der Union beitragen.

(3)Die Gestaltung der Terminmärkte der Union umfasst die erforderlichen Instrumente, um die Fähigkeit der Marktteilnehmer zu verbessern, Preisrisiken im Elektrizitätsbinnenmarkt abzusichern.

(4)Bis zum 17.

Januar 2026 führt die Kommission nach Konsultation der einschlägigen Interessenträger eine Abschätzung der Folgen möglicher Maßnahmen zur Erreichung des in Absatz 3 genannten Ziels durch.

Diese Folgenabschätzung befasst sich unter anderem mit a) möglichen Änderungen bei der Häufigkeit der Vergabe langfristiger Übertragungsrechte, b) möglichen Änderungen der Laufzeiten der langfristigen Übertragungsrechte, insbesondere Laufzeiten, die auf bis zu mindestens drei Jahren verlängert werden, c) möglichen Änderungen der Art der langfristigen Übertragungsrechte; d) den Möglichkeiten zur Stärkung des Sekundärmarktes und e) der möglichen Einführung regionaler virtueller Hubs für die Terminmärkte.

(5)Im Zusammenhang mit den regionalen virtuellen Hubs für die Terminmärkte befasst sich die gemäß Absatz 4 durchgeführte Folgenabschätzung mit Folgendem: a) dem angemessenen geografischen Umfang der regionalen virtuellen Hubs — einschließlich der Gebotszonen, die diese Hubs bilden, und besonderer Situationen von Gebotszonen, die zu zwei oder mehreren virtuellen Hubs gehören —, der darauf abzielt, die Preiskorrelation zwischen den Referenzpreisen und den Preisen der Gebotszonen, die regionale virtuelle Hubs bilden, zu maximieren; b) dem Maß der Verbundfähigkeit der Stromnetze der Mitgliedstaaten, insbesondere derjenigen Mitgliedstaaten, die hinter den in Artikel 4 Buchstabe d Nummer 1 der Verordnung (EU) 2018/1999 des Europäischen Parlaments und des Rates (*3) für 2020 und 2030 festgelegten Stromverbundvorgaben zurückbleiben; c) einer Methode zur Berechnung der Referenzpreise für die regionalen virtuellen Hubs für die Terminmärkte, die darauf abzielt, die Preiskorrelation zwischen dem Referenzpreis und den Preisen der Gebotszonen, die einen regionalen virtuellen Hub bilden, zu maximieren; d) der Möglichkeit, dass Gebotszonen Teil von mehr als einem regionalen virtuellen Hub sein können; e) den Mitteln, mit denen die Handelsmöglichkeiten für Absicherungsprodukte, die sich auf die regionalen virtuellen Hubs für die Terminmärkte beziehen, sowie für langfristige Übertragungsrechte zwischen Gebotszonen und regionalen virtuellen Hubs maximiert werden können; f) den Mitteln, mit denen sichergestellt wird, dass die in Absatz 2 genannte zentrale Vergabeplattform Vergabemöglichkeiten anbietet und den Handel mit langfristigen Übertragungsrechten erleichtert; g) den Auswirkungen von bereits bestehenden zwischenstaatlichen Abkommen und den darin enthaltenen Rechten.

(6)Auf der Grundlage der Ergebnisse der in Absatz 4 dieses Artikels genannten Folgenabschätzung erlässt die Kommission bis zum 17.

Juli 2026 einen Durchführungsrechtsakt, in dem Maßnahmen und Instrumente zur Verwirklichung der in Absatz 3 dieses Artikels genannten Ziele und die genauen Merkmale dieser Maßnahmen und Instrumente näher festgelegt werden.

Dieser Durchführungsrechtsakt wird nach dem in Artikel 67 Absatz 2 genannten Prüfverfahren erlassen.

(7)Die gemäß der Verordnung (EU) 2016/1719 eingerichtete zentrale Vergabeplattform fungiert als Struktur, die Vergabemöglichkeiten anbietet und den Handel mit langfristigen Übertragungsrechten im Namen der Übertragungsnetzbetreiber erleichtert.

Sie hat eine in Anhang II der Richtlinie (EU) 2017/1132 des Europäischen Parlaments und des Rates (*4) genannte Rechtsform.

(8)Ist eine zuständige Regulierungsbehörde der Ansicht, dass den Marktteilnehmern keine ausreichenden Absicherungsmöglichkeiten zur Verfügung stehen, so kann sie — nach Konsultation der zuständigen Behörden gemäß Artikel 67 der Richtlinie 2014/65/EU des Europäischen Parlaments und des Rates (*5) und wenn auf den Terminmärkten Finanzinstrumente im Sinne von Artikel 4 Absatz 1 Nummer 15 der genannten Richtlinie gehandelt werden — von Strombörsen oder Übertragungsnetzbetreibern verlangen, zusätzliche Maßnahmen wie z.

Market-Making-Tätigkeiten zu ergreifen, um die Liquidität der Terminmärkte zu verbessern.

(9)Vorbehaltlich der Einhaltung des Wettbewerbsrechts der Union sowie der Verordnungen (EU) Nr. 648/2012 (*6) und (EU) Nr. 600/2014 (*7) des Europäischen Parlaments und des Rates und der Richtlinie 2014/65/EU können Marktbetreiber Terminabsicherungsprodukte — einschließlich langfristiger Terminabsicherungsprodukte — entwickeln, um den Marktteilnehmern, einschließlich der Eigentümer von erneuerbare Energiequellen nutzenden Stromerzeugungsanlagen, angemessene Möglichkeiten zur Absicherung gegen die finanziellen Risiken von Preisschwankungen zu bieten.

Die Mitgliedstaaten dürfen nicht vorschreiben, dass solche Absicherungstätigkeiten auf Transaktionen innerhalb eines Mitgliedstaats oder einer Gebotszone beschränkt werden können.

(*3) Verordnung (EU) 2018/1999 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11.

Dezember 2018 über das Governance-System für die Energieunion und für den Klimaschutz, zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 663/2009 und (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates, der Richtlinien 94/22/EG, 98/70/EG, 2009/31/EG, 2009/73/EG, 2010/31/EU, 2012/27/EU und 2013/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates, der Richtlinien 2009/119/EG und (EU) 2015/652 des Rates und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl.

L 328 vom 21.12.2018, S. 1)." (*4) Richtlinie (EU) 2017/1132 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 14.

Juni 2017 über bestimmte Aspekte des Gesellschaftsrechts (ABl.

L 169 vom 30.6.2017, S. 46)." (*5) Richtlinie 2014/65/EU des Europäischen Parlaments und des Rates vom 15.

Mai 2014 über Märkte für Finanzinstrumente sowie zur Änderung der Richtlinien 2002/92/EG und 2011/61/EU (ABl.

L 173 vom 12.6.2014, S. 349)." (*6) Verordnung (EU) Nr. 648/2012 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 4.

Juli 2012 über OTC-Derivate, zentrale Gegenparteien und Transaktionsregister (ABl.

L 201 vom 27.7.2012, S. 1)." (*7) Verordnung (EU) Nr. 600/2014 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 15.

Mai 2014 über Märkte für Finanzinstrumente und zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 648/2012 (ABl.

L 173 vom 12.6.2014, S. 84).“ "

Artikel 18 wird wie folgt geändert: a) Die Absätze 2 und 3 erhalten folgende Fassung: „(2) Die Tarifmethoden a) spiegeln die Fixkosten der Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber wider und berücksichtigen sowohl Kapital- als auch Betriebskosten, einschließlich antizipatorischer Investitionen, um sowohl kurzfristig als auch langfristig angemessene Anreize für Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber zu setzen und so die Effizienz einschließlich der Energieeffizienz zu steigern, b) fördern die Marktintegration, die Integration erneuerbarer Energie und die Versorgungssicherheit, c) unterstützen die Nutzung von Flexibilitätsleistungen und ermöglichen die Nutzung flexibler Anschlüsse, d) fördern effiziente und zeitnahe Investitionen, einschließlich Lösungen zur Optimierung des bestehenden Netzes, e) unterstützen die Energiespeicherung, die Lastensteuerung und die damit verbundenen Forschungstätigkeiten, f) tragen zur Verwirklichung der in den integrierten nationalen Energie- und Klimaplänen festgelegten Ziele bei, verringern die Umweltauswirkungen und fördern die öffentliche Akzeptanz und g) erleichtern Innovationen im Interesse der Verbraucher in Bereichen wie Digitalisierung, Flexibilitätsleistungen und Verbindungsleitungen, damit insbesondere die erforderliche Infrastruktur entwickelt wird, um die in Artikel 4 Buchstabe d Nummer 1 der Verordnung (EU) 2018/1999 für 2030 festgelegte Mindestvorgabe für den Stromverbund zu erreichen.

(3)Von der Höhe der gegenüber den Erzeugern oder Endkunden oder beiden erhobenen Tarife gehen erforderlichenfalls standortbezogene Investitionssignale auf Unionsebene aus, z.

Anreize mittels Tarifstrukturen, um die Kosten für Redispatch und Ausbau des Stromnetzes zu senken, und diese Tarife tragen dem Umfang der verursachten Netzverluste und Engpässe und den Kosten von Investitionen in die Infrastruktur Rechnung.“ b) Absatz 8 erhält folgende Fassung: „(8) Die Übertragungs- und Verteilungstarifmethoden müssen den Übertragungsnetzbetreibern und Verteilernetzbetreibern Anreize für den kosteneffizientesten Betrieb und Ausbau ihrer Netze bieten, unter anderem mittels der Beschaffung von Dienstleistungen.

Zu diesem Zweck erkennen die Regulierungsbehörden maßgebliche Kosten, einschließlich Kosten im Zusammenhang mit antizipatorischen Investitionen, an und berücksichtigen sie in den Übertragungs- und Verteilungstarifen; außerdem führen sie gegebenenfalls Leistungsziele ein, um den Übertragungsnetzbetreibern und Verteilernetzbetreibern Anreize zur Steigerung der Gesamteffizienz des Systems in ihren Netzen zu bieten, auch durch Energieeffizienz, die Nutzung von Flexibilitätsleistungen sowie den Ausbau intelligenter Netze und die breitere Einführung intelligenter Messsysteme.“ c) Absatz 9 wird wie folgt geändert: i) Buchstabe f erhält folgende Fassung: „f) nach Konsultation der einschlägigen Interessenträger festzulegende Methoden zur Wahrung der Transparenz bei der Festsetzung und Struktur der Tarife, einschließlich antizipatorischer Investitionen, die mit den einschlägigen Energiezielen der Union und der Mitgliedstaaten im Einklang stehen, wobei die gemäß der der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Beschleunigungsgebiete zu berücksichtigen sind,“ ii) folgender Buchstabe wird angefügt: „i) Anreize für effiziente Investitionen in Netze, einschließlich Ressourcen zur Ermöglichung von Flexibilität und flexibler Netzanschlussverträge.“

Artikel 19 Absatz 2 erhält folgende Fassung: „(2) Die folgenden Zielsetzungen haben in Hinblick auf die Zuteilung von Einnahmen aus der Vergabe von zonenübergreifender Kapazität Vorrang: a) Sicherstellung der tatsächlichen Verfügbarkeit der vergebenen Kapazität, einschließlich Stabilitätskompensation, b) Erhaltung oder Ausbau von zonenübergreifenden Kapazitäten durch Optimierung des Einsatzes vorhandener Verbindungsleitungen, erforderlichenfalls durch koordinierte Entlastungsmaßnahmen, oder Deckung von Kosten von Investitionen in die Netze, die für die Verringerung von Engpässen bei Verbindungsleitungen maßgeblich sind, oder c) Ausgleich für Betreiber von Offshore-Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen in einer Offshore-Gebotszone, die direkt mit zwei oder mehr Gebotszonen verbunden ist, wenn der Zugang zu den Verbundmärkten so eingeschränkt ist, dass der Betreiber der Offshore-Anlage zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen seine Stromerzeugungskapazität nicht auf den Markt exportieren kann und es in der Offshore-Gebotszone im Vergleich zu einem Szenario ohne Kapazitätsminderung gegebenenfalls zu einem entsprechenden Preisverfall kommt.

Der Ausgleich gemäß Unterabsatz 1 Buchstabe c kommt zur Anwendung, wenn den validierten Ergebnissen der Kapazitätsberechnung zufolge ein oder mehrere Übertragungsnetzbetreiber auf der Verbindungsleitung nicht die in Netzanschlussverträgen vereinbarte Kapazität bereitgestellt oder den kritischen Netzelementen nicht die Kapazität gemäß den in Artikel 16 Absatz 8 festgelegten Kapazitätsberechnungsvorschriften zur Verfügung gestellt haben oder beides zutrifft.

Die Übertragungsnetzbetreiber, die für die Einschränkung des Zugangs zu den Verbundmärkten verantwortlich sind, tragen die Verantwortung für die Ausgleichszahlungen an die Betreiber der Offshore-Anlage zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen.

Dieser Ausgleich darf pro Jahr nicht höher ausfallen als der Gesamtbetrag der auf Verbindungsleitungen zwischen den betreffenden Gebotszonen eingenommenen Engpasserlöse.“

Folgendes Kapitel wird eingefügt: „KAPITEL IIIa SPEZIFISCHE INVESTITIONSANREIZE ZUR ERREICHUNG DER DEKARBONISIERUNGSZIELE DER UNION Artikel 19a Strombezugsverträge (1) Unbeschadet der Richtlinie (EU) 2018/2001 fördern die Mitgliedstaaten die Verbreitung von Strombezugsverträgen, auch indem sie ungerechtfertigte Hemmnisse und unverhältnismäßige oder diskriminierende Verfahren oder Gebühren beseitigen, um für vorhersehbarere Preise zu sorgen und die Ziele aus ihren integrierten nationalen Energie- und Klimaplänen in Bezug auf die Dimension ‚Dekarbonisierung‘ gemäß Artikel 4 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2018/1999, auch in Bezug auf erneuerbare Energie, zu erreichen und gleichzeitig wettbewerbsfähige und liquide Elektrizitätsmärkte und den grenzüberschreitenden Handel zu bewahren.

(2)Bei der Überprüfung dieser Verordnung gemäß Artikel 69 Absatz 2 bewertet die Kommission nach Konsultation der einschlägigen Interessenträger das Potenzial und die Tragfähigkeit einer oder mehrerer Marktplattformen der Union für Strombezugsverträge, die auf freiwilliger Basis genutzt werden können, einschließlich der Interaktion dieser potenziellen Plattformen mit anderen bestehenden Elektrizitätsmarktplattformen und der Bündelung der Nachfrage nach Strombezugsverträgen durch Aggregation.

(3)Die Mitgliedstaaten stellen in koordinierter Weise sicher, dass Instrumente wie Garantieregelungen zu Marktpreisen, die die finanziellen Risiken im Zusammenhang mit Zahlungsausfällen von Abnehmern im Rahmen von Strombezugsverträgen verringern sollen, vorhanden und für Kunden zugänglich sind, die von Marktzutrittsschranken auf dem Markt für Strombezugsverträge betroffen sind und sich nicht in finanziellen Schwierigkeiten befinden.

Zu diesen Instrumenten können unter anderem im Einklang mit den jeweiligen Rechtsvorschriften der Union staatlich gedeckte Garantieregelungen zu Marktpreisen, private Garantien oder Fazilitäten zur Bündelung der Nachfrage nach Strombezugsverträgen gehören.

Zu diesem Zweck sorgen die Mitgliedstaaten für eine angemessene Koordinierung, auch mit einschlägigen Fazilitäten auf Unionsebene.

Die Mitgliedstaaten können unter Anwendung diskriminierungsfreier Kriterien zwischen den und innerhalb der Kundenkategorien festlegen, an welche Kundenkategorien sich diese Instrumente richten.

(4)Wird eine Garantieregelung für Strombezugsverträge von einem Mitgliedstaat gedeckt, so muss sie unbeschadet der Artikel 107 und 108 AEUV Bestimmungen enthalten, die eine Verringerung der Liquidität auf den Elektrizitätsmärkten verhindern, und darf den Bezug von Strom aus fossilen Brennstoffen nicht fördern.

Die Mitgliedstaaten können beschließen, diese Garantieregelungen auf die ausschließliche Förderung des Strombezugs von neuen erneuerbare Energie nutzenden Erzeugungsanlagen im Einklang mit den Dekarbonisierungsstrategien der Mitgliedstaaten zu beschränken, insbesondere wenn der Markt für Strombezugsverträge über Strom aus erneuerbaren Energiequellen im Sinne von Artikel 2 Nummer 17 der Richtlinie (EU) 2018/2001 nicht ausreichend entwickelt ist.

(5)Bei Förderregelungen für Strom aus erneuerbaren Quellen besteht für Projekte, bei denen ein Teil des Stroms für den Verkauf im Rahmen eines Strombezugsvertrags über Strom aus erneuerbaren Energiequellen oder anderer marktbasierter Vereinbarungen reserviert ist, die Möglichkeit zur Teilnahme, sofern diese Teilnahme den Wettbewerb auf dem Markt nicht negativ beeinträchtigt, insbesondere wenn die beiden an dem Strombezugsvertrag beteiligten Parteien von derselben Einrichtung kontrolliert werden.

(6)Bei der Gestaltung der in Absatz 5 genannten Förderregelungen sind die Mitgliedstaaten bemüht, Bewertungskriterien anzuwenden, die Bietern Anreize dafür bieten, Kunden, die beim Zutritt zum Markt für Strombezugsverträge von Hindernissen betroffen sind, den Zugang zu erleichtern, sofern der Wettbewerb auf dem Markt dadurch nicht beeinträchtigt wird.

(7)In den Strombezugsverträgen werden die Gebotszone der Lieferung und die Verantwortung für die Sicherung der zonenübergreifenden Übertragungsrechte für den Fall einer Änderung der Gebotszone gemäß Artikel 14 festgelegt.

(8)In den Strombezugsverträgen werden im Einklang mit dem Wettbewerbsrecht der Union die Modalitäten und Bedingungen festgelegt, unter denen Kunden und Erzeuger aus den Strombezugsverträgen austreten können, z.

B. geltende Austrittsgebühren und Kündigungsfristen.

(9)Bei der Ausarbeitung von Maßnahmen, die sich unmittelbar auf Strombezugsverträge auswirken, achten die Mitgliedstaaten mögliche berechtigte Erwartungen und berücksichtigen die Wirkung dieser Maßnahmen auf bestehende und künftige Strombezugsverträge.

(10)Bis zum 31.

Januar 2026 und danach alle zwei Jahre bewertet die Kommission, ob Hindernisse weiterhin bestehen und ob die Märkte für Strombezugsverträge hinreichend transparent sind.

Die Kommission kann spezifische Leitlinien zur Beseitigung von Hindernissen auf den Märkten für Strombezugsverträge, darunter unverhältnismäßige oder diskriminierende Verfahren oder Gebühren, erstellen.

Artikel 19b Freiwillige Muster für Strombezugsverträge und die Überwachung von Strombezugsverträgen (1) ACER veröffentlicht einen Jahresbericht über den Markt für Strombezugsverträge auf Unionsebene und auf Ebene der Mitgliedstaaten als Teil ihres gemäß Artikel 15 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2019/942 veröffentlichten jährlichen Berichts.

(2)Bis zum 17.

Oktober 2024 bewertet ACER in enger Abstimmung mit den einschlägigen Institutionen und Interessenträgern, ob es notwendig ist, freiwillige Muster für Strombezugsverträge zu entwickeln und herauszugeben, die an die Bedürfnisse der verschiedenen Kategorien von Gegenparteien angepasst sind.

Kommt die Bewertung zu dem Schluss, dass es notwendig ist, solche freiwilligen Muster für Strombezugsverträge auszuarbeiten und herauszugeben, entwickelt ACER zusammen mit den NEMO nach Konsultation der einschlägigen Interessenträger solche Muster, wobei Folgendes berücksichtigt wird: a) die Verwendung dieser Musterverträge ist für die Vertragsparteien freiwillig; b) diese Musterverträge i) bieten verschiedene Vertragslaufzeiten, ii) sehen verschiedene Preisformeln vor, iii) berücksichtigen das Lastprofil des Abnehmers und das Erzeugungsprofil des Erzeugers.

Artikel 19c Maßnahmen auf Unionsebene als Beitrag zur Erreichung des zusätzlichen Anteils von Energie aus erneuerbaren Quellen Die Kommission bewertet, ob Maßnahmen auf Unionsebene zum Erfolg der gemeinsamen Anstrengungen der Mitgliedstaaten im Hinblick auf einen zusätzlichen Anteil von 2,5 % Energie aus erneuerbaren Quellen am Bruttoendenergieverbrauch der Union im Jahr 2030 gemäß der Richtlinie (EU) 2018/2001 zur Ergänzung der nationalen Maßnahmen beitragen können.

Die Kommission prüft die Möglichkeit, den gemäß Artikel 33 der Verordnung (EU) 2018/1999 eingerichteten Finanzierungsmechanismus der Union für erneuerbare Energie zu nutzen, um im Einklang mit dem einschlägigen Regelungsrahmen Auktionen für erneuerbare Energie auf Unionsebene zu organisieren.

Artikel 19d Direkte Preisstützungssysteme in Form zweiseitiger Differenzverträge für Investitionen (1) Direkte Preisstützungssysteme für Investitionen in neue Anlagen zur Stromerzeugung aus den in Absatz 4 genannten Quellen haben die Form zweiseitiger Differenzverträge oder gleichwertiger Systeme mit denselben Auswirkungen.

Unterabsatz 1 gilt für Verträge im Rahmen direkter Preisstützungssysteme für Investitionen in neue Erzeugungsanlagen, die am oder nach dem 17.

Juli 2027 geschlossen werden oder im Falle von Offshore-Anlagen zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen, die mit Offshore-Hybridprojekten verbunden sind, die wiederum an zwei oder mehr Gebotszonen angebunden sind und am oder nach dem 17.

Juli 2029 geschlossen werden.

Die Teilnahme von Marktteilnehmern an direkten Preisstützungssystemen in Form zweiseitiger Differenzverträge oder gleichwertiger Systeme mit denselben Auswirkungen ist freiwillig.

(2)Direkte Preisstützungssysteme in Form zweiseitiger Differenzverträge oder gleichwertiger Systeme mit denselben Auswirkungen werden so gestaltet, dass a) für Stromerzeugungsanlagen weiterhin Anreize für einen effizienten Betrieb und eine effiziente Teilnahme an den Elektrizitätsmärkten bestehen, insbesondere um die Marktbedingungen widerzuspiegeln, b) jegliche verzerrende Wirkung der Förderregelung auf Betriebs-, Dispatch- und Wartungsentscheidungen der Stromerzeugungsanlage oder auf das Bieterverhalten auf den Day-Ahead-, Intraday-, Systemdienstleistungs- und Regelreservemärkten vermieden wird, c) die geschützte Mindestvergütung und die Obergrenze für überhöhte Vergütungen auf die Kosten der neuen Investition und die Markteinnahmen abgestimmt sind, um die langfristige wirtschaftliche Tragfähigkeit der Stromerzeugungsanlage zu gewährleisten, wobei ein übermäßiger Ausgleich zu vermeiden ist, d) unangemessene Wettbewerbs- und Handelsverzerrungen auf dem Binnenmarkt vermieden werden, insbesondere indem die Vergütungsbeträge im Rahmen eines offenen, klaren, transparenten und diskriminierungsfreien wettbewerblichen Angebotsverfahrens festgelegt werden; in Fällen, in denen kein solches wettbewerbliches Angebotsverfahren durchgeführt werden kann, werden zweiseitige Differenzverträge oder gleichwertige Systeme mit denselben Auswirkungen und die geltenden Ausübungspreise so gestaltet, dass die Verteilung von Einnahmen an Unternehmen nicht zu unnötigen Verzerrungen des Wettbewerbs und des Handels im Binnenmarkt führt, e) Wettbewerbs- und Handelsverzerrungen auf dem Binnenmarkt vermieden werden, die sich aus der Verteilung von Einnahmen an Unternehmen ergeben, f) sie Klauseln über Vertragsstrafen enthalten, die bei einer einseitigen vorzeitigen Beendigung des Vertrags anwendbar sind.

(3)Bei der Bewertung zweiseitiger Differenzverträge oder gleichwertiger Systeme mit denselben Auswirkungen nach den Artikeln 107 und 108 AEUV stellt die Kommission die Einhaltung der Gestaltungsgrundsätze gemäß Absatz 2 sicher.

(4)Absatz 1 gilt für Investitionen in neue Anlagen zur Erzeugung von Strom aus folgenden Quellen: a) Windenergie; b) Solarenergie; c) geothermische Energie; d) Wasserkraft ohne Speicher; e) Kernenergie.

(5)Jegliche Einnahmen — oder der entsprechende finanzielle Gegenwert dieser Einnahmen — aus direkten Preisstützungssystemen in Form von zweiseitigen Differenzverträgen oder gleichwertigen Systemen mit denselben Auswirkungen gemäß Absatz 1 werden an Endkunden verteilt.

Unbeschadet des Unterabsatzes 1 können die Einnahmen oder der entsprechende finanzielle Gegenwert dieser Einnahmen auch zur Finanzierung der Kosten von direkten Preisstützungssystemen oder von Investitionen zur Senkung der Stromkosten der Endkunden verwendet werden.

Die Verteilung der Einnahmen an die Endkunden wird so gestaltet, dass für sie weiterhin der Anreiz besteht, ihren Verbrauch zu senken oder ihn auf Zeiten niedriger Strompreise zu verlagern, und der Wettbewerb zwischen den Stromanbietern nicht beeinträchtigt wird.

(6)Im Einklang mit Artikel 4 Absatz 3 Unterabsatz 3 der Richtlinie (EU) 2018/2001 können Mitgliedstaaten Kleinanlagen für erneuerbare Energien und Demonstrationsvorhaben von der Auflage gemäß Absatz 1 des vorliegenden Artikels befreien.

Artikel 19e Bewertung des Flexibilitätsbedarfs (1) Spätestens ein Jahr, nachdem ACER die Methode gemäß Absatz 6 genehmigt hat, und danach alle zwei Jahre nimmt die Regulierungsbehörde oder eine von einem Mitgliedstaat benannte andere Behörde oder Stelle vor dem Hintergrund der Notwendigkeit, eine sichere und zuverlässige Versorgung kosteneffizient zu gewährleisten und das Stromsystem zu dekarbonisieren, einen Bericht über den geschätzten Flexibilitätsbedarf im Zeitraum der mindestens nächsten fünf bis zehn Jahre auf nationaler Ebene an, in dem die Integration variabler erneuerbarer Energiequellen für die Stromerzeugung und die einzelnen Sektoren sowie die Verflechtung des Strommarkts, einschließlich der Stromverbundvorgaben und der potenziellen Verfügbarkeit von grenzübergreifender Flexibilität, berücksichtigt werden.

Die in Unterabsatz 1 genannte Bericht muss a) mit der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene und den Abschätzungen der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene, die gemäß Artikel 23 und 24 durchgeführt werden, im Einklang stehen, b) sich auf die Daten und Analysen stützen, die von den Übertragungsnetzbetreibern und Verteilernetzbetreibern jedes Mitgliedstaats gemäß Absatz 4 bereitgestellt und nach der gemeinsamen Methode gemäß Absatz 4 sowie in begründeten Fällen auf der Grundlage weiterer Daten und Analysen erstellt wurden.

Hat der Mitgliedstaat für die Annahme des in Unterabsatz 1 genannten Berichts einen Übertragungsnetzbetreiber oder eine andere Einrichtung benannt, wird der Bericht von der Regulierungsbehörde genehmigt oder geändert.

(2)Der in Absatz 1 genannte Bericht muss mindestens a) eine Bewertung der verschiedenen Arten des — zumindest saisonalen, täglichen und stündlichen — Flexibilitätsbedarfs enthalten, um Energie aus erneuerbaren Quellen in das Stromnetz zu integrieren, wie unter anderem verschiedene Annahmen in Bezug auf die Strommarktpreise, die Erzeugung und die Nachfrage, b) das Potenzial von Ressourcen für nichtfossile Flexibilität wie Laststeuerung und Energiespeicherung, einschließlich Aggregation und Verflechtung, zur Deckung des Flexibilitätsbedarfs sowohl auf Übertragungs- als auch auf Verteilungsebene berücksichtigen, c) eine Bewertung der Hindernisse für Flexibilität am Markt und Vorschläge für entsprechende Entlastungsmaßnahmen und Anreize, einschließlich der Beseitigung regulatorischer Hindernisse und möglicher Verbesserungen auf den Märkten und der Dienste oder Produkte für den Netzbetrieb, enthalten, d) eine Bewertung des Beitrags der Digitalisierung der Stromübertragungs- und -verteilernetze enthalten und e) die Flexibilitätsquellen berücksichtigen, bei denen zu erwarten ist, dass sie in anderen Mitgliedstaaten verfügbar sein werden.

(3)Die Übertragungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber jedes Mitgliedstaats übermitteln der Regulierungsbehörde oder einer gemäß Absatz 1 benannten anderen Behörde oder Stelle die für die Erstellung des in Absatz 1 genannten Berichts erforderlichen Daten und Analysen.

In begründeten Fällen kann die Regulierungsbehörde oder gegebenenfalls eine gemäß Absatz 1 benannte andere Behörde oder Stelle die betreffenden Übertragungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber auffordern, zusätzliche — das heißt zusätzlich zu den Anforderungen gemäß Absatz 4 — Beiträge zu dem Bericht zu liefern.

Die betreffenden Stromübertragungsnetzbetreiber oder Stromverteilernetzbetreiber koordinieren gemeinsam mit den Erdgasnetzbetreibern und Wasserstoffnetzbetreibern die Einholung einschlägiger Informationen, wenn dies für die Zwecke dieses Artikels erforderlich ist.

(4)ENTSO (Strom) und die EU-VNBO koordinieren die Arbeit der Übertragungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber hinsichtlich der gemäß Absatz 3 vorzulegenden Daten und Analysen.

Dabei müssen sie insbesondere a) Art und Format der Daten festlegen, die die Übertragungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber den Regulierungsbehörden oder einer anderen Behörde oder Stelle gemäß Absatz 1 zur Verfügung stellen müssen, b) eine Methode für die Analyse des Flexibilitätsbedarfs durch Übertragungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber entwickeln, wobei mindestens Folgendes zu berücksichtigen ist: i) alle verfügbaren Flexibilitätsquellen auf kosteneffizienter Weise in den verschiedenen Zeitrahmen, auch in anderen Mitgliedstaaten, ii) die geplanten Investitionen in Verbindungsleitungen und Flexibilität auf Übertragungs- und Verteilungsebene und iii) die Notwendigkeit, das Stromsystem zu dekarbonisieren, um die energie- und klimapolitischen Vorgaben der Union für 2030 im Sinne von Artikel 2 Nummer 11 der Verordnung (EU) 2018/1999 und ihr in Artikel 2 der Verordnung (EU) 2021/1119 festgelegten Ziel der Klimaneutralität bis 2050 im Einklang mit dem im Rahmen des Rahmenabkommens der Vereinten Nationen über Klimaänderungen angenommenen Übereinkommen von Paris (*8) zu erreichen.

Die in Unterabsatz 1 Buchstabe b genannte Methode enthält Leitlinien für die Bewertung der Eignung der verschiedenen Flexibilitätsquellen zur Deckung des Flexibilitätsbedarfs.

(5)ENTSO (Strom) und die EU-VNBO arbeiten bei der Koordinierung der Übertragungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber im Hinblick auf die Bereitstellung der Daten und Analysen gemäß Absatz 4 eng zusammen.

(6)Bis zum 17.

April 2025 legen ENTSO (Strom) und die EU-VNBO der ACER gemeinsam einen Vorschlag für Art und Format der an eine Regulierungsbehörde oder eine gemäß Absatz 1 benannte andere Behörde oder Stelle zu übermittelnden Daten und die in Absatz 4 genannte Methode für die Analyse des Flexibilitätsbedarfs vor.

ACER genehmigt oder ändert den Vorschlag innerhalb von drei Monaten nach dessen Eingang.

Im letzteren Fall konsultiert ACER vor Annahme der Änderungen die Koordinierungsgruppe ‚Strom‘, ENTSO (Strom) und die EU-VNBO.

Der angenommene Vorschlag wird auf der Website von ACER veröffentlicht.

(7)Die Regulierungsbehörden oder gegebenenfalls eine gemäß Absatz 1 benannte andere Behörde oder Stelle übermitteln der Kommission und ACER die in Absatz 1 genannten Berichte und veröffentlichen sie.

Innerhalb von zwölf Monaten nach Eingang der Berichte erstellt ACER einen Bericht, in dem sie die Berichte analysiert und in Bezug auf die Feststellungen der Regulierungsbehörde oder einer gemäß Absatz 1 benannten anderen Behörde oder Stelle Empfehlungen zu Fragen von grenzüberschreitender Relevanz abgibt, einschließlich Empfehlungen zur Beseitigung von Hindernissen für den Eintritt von Ressourcen für nichtfossile Flexibilität.

Im Zusammenhang mit den Fragen von grenzüberschreitender Relevanz bewertet ACER unter anderem a) die Frage, wie die in Absatz 1 dieses Artikels genannte Analyse des Flexibilitätsbedarfs besser in die Methode für die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene gemäß Artikel 23 und in die Methode für den unionsweiten zehnjährigen Netzentwicklungsplan integriert werden können, um die Kohärenz zwischen ihnen zu gewährleisten, b) den geschätzten Bedarf an Flexibilität im Stromsystem auf Unionsebene und ihr prognostiziertes wirtschaftlich verfügbares Potenzial für den Zeitraum der nächsten fünf bis zehn Jahre unter Berücksichtigung der nationalen Berichte, c) die mögliche Einführung weiterer Maßnahmen zur Freisetzung des Flexibilitätspotenzials auf den Strommärkten und im Netzbetrieb.

Die Ergebnisse der Analyse gemäß Unterabsatz 2 Buchstabe a können bei weiteren Überarbeitungen der dort genannten Methoden im Einklang mit den einschlägigen Rechtsakten der Union berücksichtigt werden.

Der europäische wissenschaftliche Beirat für Klimaänderungen kann auf eigene Initiative ACER bei der Frage zuarbeiten, wie sichergestellt werden kann, dass die Szenarien mit den energie- und klimapolitischen Vorgaben der Union für 2030 und ihrem Ziel der Klimaneutralität bis 2050 in Einklang stehen.

(8)ENTSO (Strom) aktualisiert den unionsweiten Netzentwicklungsplan, um die Ergebnisse der in Absatz 1 genannten nationalen Berichte über den Flexibilitätsbedarf aufzunehmen.

Die nationale Bewertung des Flexibilitätsbedarfs gemäß Absatz 1 wird von den Übertragungsnetzbetreibern und Verteilernetzbetreibern in ihren Netzentwicklungsplänen berücksichtigt.

Artikel 19f Indikatives nationales Ziel für nichtfossile Flexibilität Spätestens sechs Monate nach der Übermittlung des Berichts gemäß Artikel 19e Absatz 1 legt jeder Mitgliedstaat auf der Grundlage dieses Berichts ein indikatives nationales Ziel für nichtfossile Flexibilität, einschließlich der jeweiligen spezifischen Beiträge der Laststeuerung und der Energiespeicherung zu diesem Ziel, fest.

Die Mitgliedstaaten können diese Zielvorgabe erreichen, indem sie das ermittelte Potenzial der nichtfossilen Flexibilität durch Beseitigung der festgestellten Markthindernisse oder mittels der Förderregelungen für nichtfossile Flexibilität gemäß Artikel 19g dieser Verordnung verwirklichen.

Dieses indikative nationale Ziel, einschließlich der jeweiligen spezifischen Beiträge der Laststeuerung und Energiespeicherung zu diesem Ziel und der Maßnahmen zu seiner Erreichung, muss sich auch in den integrierten nationalen Energie- und Klimaplänen der Mitgliedstaaten in Bezug auf die Dimension ‚Energiebinnenmarkt‘ gemäß Artikel 3, 4 und 7 der Verordnung (EU) 2018/1999 und den integrierten nationalen energie- und klimabezogenen Fortschrittsberichten gemäß Artikel 17 der genannten Verordnung widerspiegeln.

Die Mitgliedstaaten können bis zur Annahme des Berichts gemäß Artikel 19e Absatz 1 der vorliegenden Verordnung vorläufige indikative nationale Ziele festlegen.

Im Anschluss an die Bewertung gemäß Artikel 9 der Verordnung (EU) 2018/1999 legt die Kommission nach Erhalt der von den Mitgliedstaaten gemäß Absatz 1 des vorliegenden Artikels festgelegten und übermittelten indikativen nationalen Ziele dem Europäischen Parlament und dem Rat einen Bericht vor, in dem sie die nationalen Berichte bewertet.

Auf der Grundlage der Schlussfolgerungen des Berichts, die mithilfe der ersten von den Mitgliedstaaten übermittelten Informationen ausgearbeitet wurden, kann die Kommission eine Flexibilitätsstrategie der Union erstellen, deren besonderer Schwerpunkt auf der Laststeuerung und Energiespeicherung liegt, um deren Einsatz im Einklang mit den energie- und klimapolitischen Vorgaben der Union für 2030 und dem Ziel der Klimaneutralität bis 2050 zu erleichtern.

Dieser Flexibilitätsstrategie der Union kann gegebenenfalls ein Gesetzgebungsvorschlag beigefügt werden.

Artikel 19g Förderregelungen für nichtfossile Flexibilität (1) Wenn die Investitionen in nichtfossile Flexibilität nicht ausreichen, um das indikative nationale Ziel oder gegebenenfalls die vorläufigen indikativen nationalen Ziele gemäß Artikel 19f zu erreichen, können die Mitgliedstaaten unbeschadet der Artikel 12 und 13 Förderregelungen für nichtfossile Flexibilität in Form von Zahlungen für die verfügbare Kapazität nichtfossiler Flexibilität anwenden.

Die Mitgliedstaaten, die einen Kapazitätsmechanismus anwenden, ziehen in Erwägung, die erforderlichen Anpassungen bei der Gestaltung der Kapazitätsmechanismen vorzunehmen, um die Beteiligung nichtfossiler Flexibilität wie Laststeuerung und Energiespeicherung zu fördern, unbeschadet der Möglichkeit dieser Mitgliedstaaten, die in diesem Absatz genannten nichtfossilen Flexibilitätsregelungen zu nutzen.

(2)Die Möglichkeit, Unterstützungsmaßnahmen für nichtfossile Flexibilität gemäß Absatz 1 des vorliegenden Artikels anzuwenden, hindert die Mitgliedstaaten nicht daran, mit anderen Mitteln auf ihre indikativen nationalen Ziele gemäß Artikel 19f hinzuarbeiten.

Artikel 19h Gestaltungsgrundsätze für Förderregelungen für nichtfossile Flexibilität Die von den Mitgliedstaaten gemäß Artikel 19g Absatz 1 angewandten Förderregelungen für nichtfossile Flexibilität a) dürfen nicht über das hinausgehen, was erforderlich ist, um das indikative nationale Ziel oder gegebenenfalls das vorläufige indikative nationale Ziel gemäß Artikel 19f auf kosteneffiziente Weise zu erreichen, b) müssen sich auf neue Investitionen in Ressourcen für nichtfossile Flexibilität wie Laststeuerung und Energiespeicherung beschränken, c) müssen darauf abzielen, Standortkriterien zu berücksichtigen, damit Investitionen in neue Kapazitäten an optimalen Standorten getätigt werden, d) dürfen nicht mit der Aufnahme der Stromerzeugung aus fossilen Quellen hinter dem Messpunkt verbunden sein, e) müssen für die Auswahl der Kapazitätsanbieter ein offenes, transparentes, wettbewerbliches, freiwilliges, diskriminierungsfreies und kosteneffizientes Verfahren vorsehen, f) müssen unangemessene Verzerrungen einer effizienten Funktionsweise von Elektrizitätsmärkten, einschließlich der Aufrechterhaltung von Anreizen für einen effizienten Betrieb und von Preissignalen, und den Einfluss von Preisschwankungen und Marktrisiken verhindern, g) müssen Anreize für die marktbasierte und marktorientierte Integration in die Elektrizitätsmärkte setzen, wobei unnötige Wettbewerbsverzerrungen auf den Elektrizitätsmärkten zu vermeiden und etwaige Systemintegrationskosten, Netzengpässe und die Netzstabilität zu berücksichtigen sind, h) müssen hinsichtlich der aktivierten Energie einen Mindestumfang der Teilnahme an den Elektrizitätsmärkten vorsehen, der den technischen Merkmalen der Anlage, die die Flexibilität schafft, Rechnung trägt, i) müssen angemessene Sanktionen gegen Kapazitätsanbieter vorsehen, die den unter Buchstabe h genannten Mindestumfang der Teilnahme an den Elektrizitätsmärkten nicht einhalten oder die unter Buchstabe f genannten Anreize für einen effizienten Betrieb oder Preissignale nicht beachten, j) müssen die Öffnung für die grenzüberschreitende Teilnahme derjenigen Ressourcen fördern, die in der Lage sind, die erforderliche technische Leistung zu erbringen, wenn eine Kosten-Nutzen-Analyse positiv ausfällt.

(*8) ABl.

L 282 vom 19.10.2016, S. 4.“ "

10.

Artikel 21 wird wie folgt geändert: a) Absatz 1 erhält folgende Fassung: „(1) Die Mitgliedstaaten können während der Umsetzung der in Artikel 20 Absatz 3 dieser Verordnung genannten Maßnahmen gemäß Artikel 107, 108 und 109 AEUV Kapazitätsmechanismen einführen.“ b) Absatz 7 wird gestrichen. c) Absatz 8 erhält folgende Fassung: „(8) Kapazitätsmechanismen werden von der Kommission für einen Zeitraum von höchstens zehn Jahren genehmigt.

Auf der Grundlage des Umsetzungsplans gemäß Artikel 20 Absatz 3 wird die gebundene Kapazität reduziert.

Die Mitgliedstaaten wenden den Umsetzungsplan auch nach Einführung des Kapazitätsmechanismus weiter an.“

11.

Artikel 22 Absatz 1 Buchstabe a wird gestrichen.

12.

Artikel 37 Absatz 1 Buchstabe a erhält folgende Fassung: „a) Durchführung der koordinierten Kapazitätsberechnung im Einklang mit den Methoden der in der Verordnung (EU) 2016/1719 festgelegten Leitlinien für die Vergabe langfristiger Kapazität, der in der Verordnung (EU) 2015/1222 festgelegten Leitlinien für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement und der in der Verordnung (EU) 2017/2195 eingeführten Leitlinien für den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem,“

13.

In Artikel 50 wird folgender Absatz eingefügt: „(4a) Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen in transparenter Weise klare Informationen über die für neue Anschlüsse in ihren Betriebsgebieten verfügbare Kapazität, wobei diese Informationen eine hohe räumliche Granularität aufweisen, unter Wahrung der öffentlichen Sicherheit und der Vertraulichkeit der Daten übermittelt werden und Angaben zu der Kapazität, für die Anschlussanträge gestellt wurden, und zur Möglichkeit flexibler Anschlüsse in Engpassgebieten enthalten.

Die Veröffentlichung enthält Informationen über die Kriterien, die der Berechnung der für neue Anschlüsse verfügbaren Kapazität zugrunde gelegt werden.

Die Übertragungsnetzbetreiber aktualisieren diese Informationen regelmäßig, mindestens jedoch monatlich.

Die Übertragungsnetzbetreiber stellen den Netznutzern auf transparente Weise klare Informationen über den Status und die Bearbeitung ihrer Netzanschlussanträge, einschließlich gegebenenfalls Informationen über flexible Netzanschlussverträge, bereit.

Sie übermitteln diese Informationen innerhalb von drei Monaten ab der Antragstellung.

Wird der beantragte Anschluss weder gewährt noch endgültig verweigert, übermitteln Übertragungsnetzbetreiber regelmäßig, mindestens jedoch vierteljährlich, aktualisierte Informationen zu dem Anschlussantrag.“

14.

In Artikel 57 wird folgender Absatz angefügt: „(3) Die Verteilernetzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber arbeiten zusammen, um übereinstimmende Informationen über die für neue Anschlüsse in ihren jeweiligen Betriebsgebieten verfügbare Kapazität in kohärenter Weise zu veröffentlichen, die den Entwicklern neuer Energieprojekte und anderen potenziellen Netznutzern ausreichend granulare Visibilität verschaffen.“

15.

Artikel 59 wird wie folgt geändert: a) Absatz 1 Buchstabe b erhält folgende Fassung: „b) Regeln für Kapazitätsvergabe und Engpassmanagement gemäß den Artikeln 7 bis 10, 13 bis 17, 19 und 35 bis 37 dieser Verordnung sowie Artikel 6 der Richtlinie (EU) 2019/944, darunter Regeln für Methoden und Verfahren zur Berechnung der Day-Ahead-, Intraday- und langfristigen Kapazität, Netzmodelle, Gebotszonenkonfiguration, Redispatch und Countertrading, Handelsalgorithmen, einheitliche Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung, verschiedene Governance-Optionen, Verbindlichkeit der vergebenen zonenübergreifenden Kapazität, Verteilung der Engpasserlöse, Einzelheiten und spezifischen Merkmale der in Artikel 9 Absatz 3 dieser Verordnung genannten Instrumente unter Bezugnahme auf die in den Absätzen 4 und 5 des genannten Artikels aufgeführten Elemente, Vergabemöglichkeiten und Erleichterung des Handels im Zusammenhang mit langfristigen finanziellen Übertragungsrechten durch die zentrale Vergabeplattform und Häufigkeit der Vergabe, Laufzeiten und spezifische Art dieser langfristigen Übertragungsrechte, Risikoabsicherung bei zonenübergreifender Übertragung, Nominierungsverfahren sowie Deckung der Kosten der Kapazitätsvergabe und des Engpassmanagements und die Methode für den Ausgleich für Betreiber von Offshore-Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen;“. b) Absatz 2 Buchstabe a erhält folgende Fassung: „a) Regeln für den Netzanschluss, einschließlich Regeln für den Anschluss von Verbrauchsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss, Verteilernetzanlagen und Verteilernetzen mit Übertragungsnetzanschluss, Anschluss von Verbrauchseinheiten, die zur Erbringung von Laststeuerung genutzt werden, Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger und andere Netznutzer, Netzanschlussbestimmungen für Hochspannungsgleichstromübertragungssysteme (HGÜ-Systeme), Bestimmungen für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstationen sowie Betriebserlaubnisverfahren für den Netzanschluss;“.

16.

In Artikel 64 werden die folgenden Absätze eingefügt: „(2a) Abweichend von Artikel 6 Absätze 9, 10 und 11 können Estland, Lettland und Litauen bis zu fünf Jahre vor der Bereitstellung der Regelleistung Regelleistungsverträge schließen.

Die Laufzeit dieser Verträge ist auf acht Jahre nach dem Anschluss Estlands, Lettlands und Litauens an das Synchrongebiet Kontinentaleuropa beschränkt.

Die Regulierungsbehörden Estlands, Lettlands und Litauens können ihren Übertragungsnetzbetreibern gestatten, für bis zu sechs Monate nach dem Tag, an dem das ko-optimierte Zuweisungsverfahren gemäß Artikel 38 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2017/2195 vollständig umgesetzt und in Betrieb ist, ohne Mengenbeschränkungen grenzüberschreitende Kapazität nach einem marktbasierten Verfahren gemäß Artikel 41 der genannten Verordnung zu vergeben.

(2b)Abweichend von Artikel 22 Absatz 4 Buchstabe b können die Mitgliedstaaten beantragen, dass für eine Erzeugungskapazität, die vor dem 4.

Juli 2019 die kommerzielle Erzeugung aufgenommen hat und die Emissionen von mehr als 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität und mehr als 350 g CO2 aus fossilen Brennstoffen im Jahresdurchschnitt je installierte kWe ausstößt, unter Vorbehalt der Einhaltung der Artikel 107 und 108 AEUV ausnahmsweise im Rahmen eines Kapazitätsmechanismus, der von der Kommission vor dem 4.

Juli 2019 gebilligt wurde, Zahlungen getätigt werden dürfen bzw. ihr gegenüber Verpflichtungen für künftige Zahlungen nach dem 1.

Juli 2025 eingegangen werden dürfen.

(2c)Die Kommission bewertet die Auswirkungen des in Absatz 2b genannten Antrags hinsichtlich der Treibhausgasemissionen.

Die Kommission kann die Freistellung nach Prüfung des in Absatz 2d genannten Berichts gewähren, sofern die folgenden Bedingungen erfüllt sind: a) Der Mitgliedstaat hat am oder nach dem 4.

Juli 2019 ein wettbewerbliches Angebotsverfahren gemäß Artikel 22 und für einen Lieferzeitraum nach dem 1.

Juli 2025 durchgeführt, mit dem die Beteiligung von Kapazitätsanbietern, die die Anforderungen des Artikels 22 Absatz 4 erfüllen, maximiert werden soll; b) die Menge der im Rahmen des wettbewerblichen Angebotsverfahrens gemäß Buchstabe a des vorliegenden Absatzes angebotenen Kapazität ist nicht ausreichend, um die gemäß Artikel 20 Absatz 1 ermittelten Bedenken bezüglich der Angemessenheit für den von diesem Angebotsverfahren abgedeckten Lieferzeitraum auszuräumen; c) für die Erzeugungskapazität, die Emissionen von mehr als 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität ausstößt, werden Zahlungen getätigt oder es werden ihr gegenüber Verpflichtungen für künftige Zahlungen für einen Zeitraum von höchstens einem Jahr und für einen Lieferzeitraum, der nicht die Dauer der Freistellung überschreitet, eingegangen, und sie wird durch ein zusätzliches Beschaffungsverfahren beschafft, das allen Anforderungen des Artikels 22 mit Ausnahme der Anforderungen in Absatz 4 Buchstabe b des genannten Artikels genügt und ausschließlich die Kapazität betrifft, die erforderlich ist, um die unter Buchstabe b des vorliegenden Absatzes genannten ermittelten Bedenken bezüglich der Angemessenheit auszuräumen.

Die Freistellung gemäß diesem Absatz kann bis zum 31.

Dezember 2028 angewandt werden, sofern die darin festgelegten Bedingungen während der gesamten Dauer der Freistellung erfüllt sind.

(2d)Dem Antrag auf Freistellung gemäß Absatz 2b ist ein Bericht des Mitgliedstaats beizufügen, der Folgendes enthält: a) eine Bewertung der Auswirkungen der Freistellung hinsichtlich der Treibhausgasemissionen und auf den Übergang zu erneuerbarer Energie, mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung; b) einen Plan mit Etappenzielen für die Abkehr von der Beteiligung der in Absatz 2 genannten Erzeugungskapazität an Kapazitätsmechanismen bis zum Ablauf der Freistellung, einschließlich eines Plans zur Beschaffung der erforderlichen Ersatzkapazität im Einklang mit dem indikativen nationalen Zielpfad für den Gesamtanteil erneuerbarer Energie und einer Bewertung der Investitionshemmnisse, die dazu führen, dass in dem unter Buchstabe a des Absatzes 2c genannten wettbewerblichen Angebotsverfahren nicht genügend Gebote abgegeben werden.“

17.

Artikel 69 wird wie folgt geändert: a) Absatz 2 erhält folgende Fassung: „(2) Bis zum 30.

Juni 2026 prüft die Kommission diese Verordnung und legt dem Europäischen Parlament und dem Rat aufgrund dieser Überprüfung einen ausführlichen Bericht, gegebenenfalls unter Beifügung von Legislativvorschlägen, vor.

In dem Bericht der Kommission wird unter anderem Folgendes bewertet: a) die Wirksamkeit der derzeitigen Struktur und Funktionsweise der Kurzfriststrommärkte, auch in Krisen und Notfallsituationen, und ganz allgemein die potenziellen Effizienzmängel in Bezug auf den Elektrizitätsbinnenmarkt und die verschiedenen Optionen für die Einführung möglicher Abhilfemaßnahmen und Instrumente, die in Krisen- oder Notfallsituationen angesichts der Erfahrungen auf internationaler Ebene und der Veränderungen und neuen Entwicklungen auf dem Elektrizitätsbinnenmarkt anzuwenden sind; b) die Eignung des derzeitigen Rechts- und Finanzierungsrahmens der Union für Verteilernetze zur Erreichung der Ziele der Union in Bezug auf erneuerbare Energie und den Energiebinnenmarkt; c) gemäß Artikel 19a das Potenzial und die Tragfähigkeit der Einrichtung einer oder mehrerer Marktplattformen der Union für Strombezugsverträge, die auf freiwilliger Basis genutzt werden können, einschließlich der Interaktion dieser potenziellen Plattformen mit anderen bestehenden Elektrizitätsmarktplattformen und der Bündelung der Nachfrage nach Strombezugsverträge durch Aggregation.“ b) Folgender Absatz wird angefügt: „(3) Bis zum 17.

Januar 2025 legt die Kommission dem Europäischen Parlament und dem Rat einen detaillierten Bericht vor, in dem bewertet wird, welche Möglichkeiten zur Straffung und Vereinfachung des Verfahrens für die Anwendung eines Kapazitätsmechanismus gemäß Kapitel IV bestehen, damit Bedenken bezüglich der Angemessenheit durch die Mitgliedstaaten zeitnah ausgeräumt werden können.

Die Kommission fordert ACER in diesem Zusammenhang auf, die Methode für die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene gemäß Artikel 23 im Einklang mit Artikeln 23 und 27 zu ändern.

Bis zum 17.

April 2025 unterbreitet die Kommission nach Abstimmung mit den Mitgliedstaaten gegebenenfalls Vorschläge zur Vereinfachung des Verfahrens zur Bewertung von Kapazitätsmechanismen.“

18.

Folgender Artikel wird eingefügt: „Artikel 69a Wechselwirkungen mit den Finanzrechtsakten der Union Diese Verordnung berührt nicht die Anwendung der Verordnungen (EU) Nr. 648/2012 und (EU) Nr. 600/2014 und der Richtlinie 2014/65/EU in Bezug auf Tätigkeiten von Marktteilnehmern oder Marktbetreibern, die Finanzinstrumente im Sinne von Artikel 4 Absatz 1 Nummer 15 der Richtlinie 2014/65/EU betreffen.“

19.

In Anhang I erhält Nummer 1.2 folgende Fassung: „1.2.

Die koordinierte Kapazitätsberechnung erfolgt für alle Zeitbereiche der Kapazitätsvergabe.“

Diese Seite zeigt die aktuelle Fassung (Quelle: © Europäische Union, https://eur-lex.europa.eu). Für tagesaktuelle, zitiersichere Abfragen lässt sich Art. 2 REG_2024_1747 und jede andere deutsche oder europäische Rechtsquelle live per Lawbster-MCP abrufen.

Kann ich Art. 2 REG_2024_1747 direkt in ChatGPT oder Claude abfragen?

Ja. Über Lawbster (MCP-Server) greifen KI-Assistenten wie Claude, ChatGPT, Cursor und Copilot Studio — oder eigene Anwendungen per REST-API — direkt auf den tagesaktuellen Volltext deutscher und europäischer Gesetze, Verordnungen und Gerichtsentscheidungen zu. Free-Tier verfügbar.

Diese Norm ist Teil von Lawbster — verifizierte deutsche und europäische Gesetze, Verordnungen und Gerichtsentscheidungen, live in jedem KI-Assistenten per MCP (Claude, ChatGPT, Cursor, Copilot Studio u. a.) oder über die REST-API. API-Key holen.