Verordnung (EU) 2024/1747 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 zur Änderung der Verordnungen (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 in Bezug auf die Verbesserung des Elektrizitätsmarktdesigns in der Union (Text von Bedeutung für den EWR)

„(9 Die Absätze 6, 7 und 8 dieses Artikels gelten auch für die gemäß der Verordnung (EU) 2016/1719 eingerichtete zentrale Vergabeplattform.“

„(9 ACER genehmigt und ändert erforderlichenfalls den gemeinsamen Vorschlag von ENTSO (Strom) und der EU-VNBO für Art und Format der Daten und die Methode hinsichtlich der Analyse, die in Bezug auf den Flexibilitätsbedarf gemäß Artikel 19e Absatz 6 der Verordnung (EU) 2019/943 bereitzustellen ist.“

„(9 ACER legt der betreffenden Regulierungsbehörde und der Kommission nach Maßgabe von Artikel 8 Absatz 1b und Artikel 16 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2019/943 Stellungnahmen vor.“

„(5 ACER erstellt gemäß Artikel 19e Absatz 7 der Verordnung (EU) 2019/943 einen Bericht, in dem sie die nationalen Berichte über den geschätzten Flexibilitätsbedarfs analysiert und gibt in Bezug auf die Feststellungen der Regulierungsbehörde oder einer anderen von einem Mitgliedstaat benannten Behörde oder Stelle Empfehlungen zu Fragen von grenzüberschreitender Relevanz ab.“

„(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.“

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. 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. 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.

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 , 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.

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 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 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 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. B. 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 und (EU) Nr. 600/2014 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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

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.

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.

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.

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.“

Diese Verordnung tritt am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.