Die Europäische Kommission -

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,

gestützt auf die Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt ¹, geändert durch die 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 ², insbesondere auf Artikel 64,

in Erwägung nachstehender Gründe:

1. Verfahren und Geltungsbereich des Beschlusses

(1) Am 4. Februar 2025 stellte die Republik Polen (im Folgenden "Polen") bei der Kommission einen Antrag auf Freistellung (im Folgenden "Freistellung") von Artikel 22 Absatz 4 Buchstabe b der Verordnung (EU) 2019/943 (im Folgenden "Elektrizitätsverordnung") gemäß Artikel 64 Absatz 2b der Elektrizitätsverordnung (im Folgenden "Antrag").

(2) Die beantragte Freistellung würde vom 1. Juli 2025 bis zum 31. Dezember 2028 gelten.

(3) Am 14. Februar 2025 veröffentlichte die Kommission den Antrag auf ihrer Website und forderte die Mitgliedstaaten und Interessenträger auf, bis zum 17. März 2025 Stellung zu nehmen. Ein Interessenträger reichte eine Stellungnahme ein.

(4) Polen übermittelte am 28. Februar, 26. März, 9., 17. und 25. April, 5., 7. und 15. Mai sowie 2. Juni 2025 zusätzliche Informationen.

2. Der bestehende Kapazitätsmechanismus

(5) Der Antrag betrifft den derzeit in Polen bestehenden Kapazitätsmechanismus (im Folgenden "bestehender Kapazitätsmechanismus"), der gemäß dem Beschluss der Kommission vom 7. Februar 2018 ³ als staatliche Beihilfe (im Folgenden "Beihilfebeschluss") genehmigt wurde. In seinem Antrag bestätigte Polen, dass die Hauptmerkmale des bestehenden Kapazitätsmechanismus seit dem Erlass des Beihilfebeschlusses unverändert geblieben sind. Für eine detaillierte Beschreibung des bestehenden Kapazitätsmechanismus wird in dem vorliegenden Beschluss auf den Beihilfebeschluss verwiesen.

(6) Die wichtigsten Änderungen am bestehenden Kapazitätsmechanismus seit der Annahme des Beihilfebeschlusses ergeben sich aus den Anforderungen der am 4. Juli 2019 in Kraft getretenen Elektrizitätsverordnung, in der erstmals detaillierte Vorschriften für Kapazitätsmechanismen im Sekundärrecht der EU festgelegt sind.

(7) Gemäß Artikel 22 Absatz 4 Buchstabe b der Elektrizitätsverordnung dürfen spätestens ab dem 1. Juli 2025 für eine Erzeugungskapazität, die vor dem 4. Juli 2019 die kommerzielle Erzeugung aufgenommen hat (im Folgenden "bestehende Kraftwerke") und die Emissionen von mehr als 550 g CO₂ aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität (im Folgenden "Emissionsgrenzwert") und mehr als 350 kg CO₂ aus fossilen Brennstoffen im Jahresdurchschnitt je installierte Kilowatt Leistung elektrisch (kWe) ausstößt (im Folgenden "CO₂-Budgetgrenzwert"), im Rahmen eines Kapazitätsmechanismus weder Zahlungen getätigt werden noch ihr gegenüber Verpflichtungen für künftige Zahlungen eingegangen werden. Dieses Verbot gilt nicht für Verpflichtungen oder Verträge, die vor dem 31. Dezember 2019 eingegangen oder geschlossen wurden.

(8) Polen hat den Emissionsgrenzwert in seine nationalen Rechtsvorschriften aufgenommen, um zu verhindern, dass bestehende Kraftwerke, die den Emissionsgrenzwert überschreiten, an Auktionen teilnehmen, die nach dem 31. Dezember 2019 durchgeführt werden, und Vorschriften für die Berechnung des Emissionsgrenzwerts für jede Kapazitätsmarkteinheit festgelegt. Folglich kommen bestehende Kraftwerke, die den Emissionsgrenzwert überschreiten, seit dem 1. Juli 2025 nicht mehr für Zahlungen oder Verpflichtungen für künftige Zahlungen im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus in Betracht, unbeschadet der vor dem 31. Dezember 2019 eingegangenen Verpflichtungen oder geschlossenen Verträge.

(9) Bei dem bestehenden Kapazitätsmechanismus handelt es sich um einen marktweiten Mechanismus in Form einer Kapazitätsverpflichtung, in dessen Rahmen die Marktteilnehmer eine festgelegte Kapazitätsvergütung als Gegenleistung für die Verfügbarkeit an Arbeitstagen zwischen 7.00 Uhr und 22.00 Uhr und in Zeiten außergewöhnlicher Systembelastung erhalten.

(10) Wie in Erwägungsgrund 4 des Beihilfebeschlusses dargelegt, steht der bestehende Kapazitätsmechanismus neuen, modernisierten und bestehenden Stromerzeugern, Laststeuerungsanbietern und Betreibern von Energiespeichern in Polen oder benachbarten EU-Mitgliedstaaten offen. Der bestehende Kapazitätsmechanismus schließt Kapazitätsanbieter aus, die andere Formen der Unterstützung erhalten (siehe Erwägungsgrund 18 des Beihilfebeschlusses). Die grenzüberschreitende Beteiligung ist im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus gemäß Abschnitt 2.5 des Beihilfebeschlusses zulässig. Kapazitätsanbieter in benachbarten Gebieten können direkt am bestehenden Kapazitätsmechanismus teilnehmen (entsprechend der im Beihilfebeschluss dargelegten angestrebten Lösung). Die Beteiligung ausländischer Kapazitäten darf die prognostizierte Menge der Einfuhren nach Polen bei hoher Systembelastung nicht übersteigen. Die maximale Eintrittskapazität für die grenzüberschreitende Beteiligung für jedes Lieferjahr wird nach der in Artikel 26 Absatz 7 der Elektrizitätsverordnung festgelegten Methode auf der Grundlage des letzten genehmigten Berichts über die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene (im Folgenden "ERAA") berechnet.

(11) Die für Kapazitätsanbieter geltenden Präqualifikationsanforderungen werden vorab detailliert festgelegt (vgl. Abschnitt 2.3.2 des Beihilfebeschlusses).

(12) Wie in Erwägungsgrund 37 des Beihilfebeschlusses dargelegt, wird jedes Jahr eine Kapazitätsauktion für ein bestimmtes Lieferjahr durchgeführt, mit einer Vorlaufzeit von fünf Jahren (im Folgenden "Hauptauktion"). Zusätzliche Auktionen für jedes Quartal eines bestimmten Lieferjahres werden im Jahr vor diesem Lieferzeitraum durchgeführt (im Folgenden "zusätzliche Auktion"). Für die Zwecke dieses Beschlusses werden Hauptauktionen und zusätzliche Auktionen gemeinsam als "Primärauktionen" bezeichnet.

(13) Das Format der Auktion ist in Abschnitt 2.4.2 des Beihilfebeschlusses beschrieben. Jede Auktion wird als "Holländische Auktion" und clearingpreisgebunden veranstaltet und alle erfolgreichen Kapazitätseinheiten erhalten den gleichen Preis für die Erfüllung ihrer Kapazitätsverpflichtungen. Der Auktionator kündigt zu Beginn der Auktion einen hohen Preis an, und die zugelassenen Bieter geben Gebote mit der Angabe ab, welches Kapazitätsvolumen sie bereit sind, zu diesem Preis zu liefern. Dieses Vorgehen wird mehrfach nach einem festgelegten Stufenplan wiederholt. In jeder Runde können sich Kapazitätsmarkteinheiten aus den nachfolgenden Runden zurückziehen, indem sie ein Ausstiegsangebot abgeben. Die Auktion endet, wenn der niedrigste Preis festgestellt wurde, bei dem die Nachfrage dem Angebot entspricht.

(14) Die durch Primärauktionen zu beschaffenden Kapazitäten werden nach dem in Abschnitt 2.4.1 des Beihilfebeschlusses festgelegten Verfahren bestimmt:

• Die zu versteigernden Kapazitäten müssen den Zuverlässigkeitsstandard erfüllen, den die polnische Regierung auf 3 Stunden LOLE (Loss of Load Expectation - Unterbrechungserwartung) pro Jahr festgelegt hat.
• Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., der polnische Übertragungsnetzbetreiber (im Folgenden "ÜNB"), bewertet verschiedene Szenarien für die Höhe der Nachfrage und des Kapazitätsvolumens von Kraftwerken, die nicht für Kapazitätszahlungen infrage kommen (z.B. erneuerbare Energiequellen, die im Rahmen anderer Beihilferegelungen gefördert werden). Auf der Grundlage dieser Analyse legt der ÜNB der Regierung und der polnischen nationalen Regulierungsbehörde (im Folgenden "NRB") eine Empfehlung über die zur Gewährleistung des Zuverlässigkeitsstandards benötigten Kapazitäten vor.
• Die Empfehlungen des ÜNB zum Kapazitätsvolumen, das im Rahmen von Auktionen zur Gewährleistung des Zuverlässigkeitsstandards zugeteilt werden soll, werden vor jeder Auktion aktualisiert, um den jüngsten Entwicklungen der prognostizierten Nachfrage, geplanten Inbetriebnahmen und Stilllegungen von Kapazitäten, dem sich weiterentwickelnden Rechtsrahmen und den Marktbedingungen Rechnung zu tragen. Daher kann bei jeder Auktion die zu versteigernde Kapazität von dem Volumen abweichen, das für die vorherige Auktion für denselben Lieferzeitraum berechnet wurde.
• Die NRB schlägt der Regierung die Zielkapazität der Auktion (Auction Target Capacity - im Folgenden "ATC") vor und gibt eine Stellungnahme zu den Werten der anderen vom ÜNB vorgeschlagenen Parameter ab, bevor die Regierung die endgültige Entscheidung darüber trifft, wie viel Kapazität bei der jeweiligen Auktion zu beschaffen ist. Anschließend legt die Regierung die Parameter der Nachfragekurve gemäß Abschnitt 2.4.1 des Beihilfebeschlusses fest. Die Nachfragekurve ist eine abfallende Kurve mit einem Mindestpreis von 0,12 PLN/kW (wobei der niedrigstmögliche Preis 0,01 PLN/kW pro Monat beträgt). Die Nachfragekurve ist so ausgelegt, dass bei hohen Preisen in einer bestimmten Auktion weniger Kapazitäten beschafft werden und umgekehrt.

(15) Die Laufzeit von Kapazitätsverträgen, die in Auktionen vergeben werden, hängt von den Kapitalausgaben (im Folgenden "CAPEX") ab, die die Kapazitätsmarkteinheiten tätigen müssen, um ihre Kapazitäten bereitzustellen (Erwägungsgrund 42 des Beihilfebeschlusses). Vereinbarungen mit einer Laufzeit von einem Jahr können an Kapazitätsmarkteinheiten vergeben werden, die keine nennenswerten CAPEX tätigen (d. h. hauptsächlich bestehende Kapazitäten). Solche Vereinbarungen können sowohl in Hauptauktionen als auch in zusätzlichen Auktionen vergeben werden.

(16) Kapazitätsvereinbarungen mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr stehen nur Teilnehmern an Hauptauktionen zur Verfügung. Insbesondere gilt:

1. Einheiten mit CAPEX über 0,5 Mio. PLN/MW (± 20 %) kommen für Vereinbarungen mit einer Laufzeit von bis zu fünf Jahren in Betracht.
2. Neue Einheiten mit CAPEX über 3 Mio. PLN/MW (± 20 %) kommen für Vereinbarungen mit einer Laufzeit von bis zu 15 Jahren in Betracht.
3. Einheiten, die den Emissionsstandard 450 g CO₂/MWh erfüllen, kommen für Vereinbarungen mit einer Laufzeit von bis zu 7 oder 17 Jahren in Betracht, wenn sie die Bedingungen der Buchstaben a und b erfüllen.

(17) Bei Gleichstand in einer Kapazitätsauktion wird emissionsärmeren Kapazitäten der Vorzug gegeben (siehe Erwägungsgrund 40 des Beihilfebeschlusses). Diese Maßnahme wird zusammen mit der unter Buchstabe c genannten Maßnahme als "grüner Bonus" bezeichnet.

(18) In zusätzlichen Auktionen können an Kapazitätsanbieter zwischen einem und vier Verträgen für Quartalskapazität mit einer Laufzeit von drei bis zwölf Monaten vergeben werden.

(19) Kapazitätsverpflichtungen aus Primärauktionen können gemäß Abschnitt 2.6 des Beihilfebeschlusses auf dem Sekundärmarkt gehandelt werden.

(20) Wie in Erwägungsgrund 93 des Beihilfebeschlusses dargelegt, sind erfolgreiche Kapazitätsanbieter verpflichtet, Energie zu liefern, wann immer dies erforderlich ist, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, d. h. in Situationen, in denen die Systembelastung hoch ist. Sollten sie dies nicht tun, haben sie Strafzahlungen zu entrichten, wie in Abschnitt 2.7.3 des Beihilfebeschlusses dargelegt.

3. Beschreibung der beantragten Freistellung

3.1. Bedingungen gemäß Artikel 64 Absatz 2c der Elektrizitätsverordnung

(21) In Artikel 64 Absatz 2c der Elektrizitätsverordnung ist ein zweistufiges Auktionsverfahren zur Umsetzung der Freistellung vorgesehen, das Primärauktionen und ergänzende Auktionen umfasst.

3.1.1. Primärauktionsverfahren (Hauptauktion und zusätzliche Auktionen)

(22) Die erste Hauptauktion fand im November 2018 statt. Die erste zusätzliche Auktion fand 2020 statt. Polen gibt an, dass die Hauptauktionen für die Lieferjahre 2025 bis 2028 sowie die zusätzlichen Auktionen für 2025 und 2026 bereits stattgefunden hätten. Das Land bringt vor, dass alle Primärauktionen, die nach dem 31. Dezember 2019 für einen nach dem 1. Juli 2025 beginnenden Lieferzeitraum durchgeführt worden seien, Primärauktionen im Sinne des Artikels 64 Absatz 2c Buchstabe a der Elektrizitätsverordnung seien.

(23) Polen bringt vor, dass durch die Organisation von Primärauktionen für Lieferzeiträume, die nach dem 1. Juli 2025 beginnen, sichergestellt werde, dass nur Kapazitätsanbieter teilnehmen könnten, die den Emissionsgrenzwert einhielten, und dass ihre Teilnahme maximiert werde, da sie nicht im Wettbewerb mit Anbietern stünden, die den Emissionsgrenzwert nicht einhielten. Darüber hinaus könnten emissionsarme Kapazitäten in den Genuss des "grünen Bonus" kommen. Außerdem hätten Verträge, die in Primärauktionen und insbesondere in Hauptauktionen vergeben würden, eine wesentlich längere Laufzeit als Verträge, die in ergänzenden Auktionen vergeben würden, sollte die Freistellung gewährt werden.

(24) In seinem Antrag argumentiert Polen, dass die für die Lieferjahre 2025 bis 2028 bereits durchgeführten oder noch durchzuführenden ⁴ Primärauktionen das Problem der Angemessenheit für diese Lieferzeiträume nicht lösen würden. Ohne die Freistellung würden bestehende Erzeugungseinheiten, die den Emissionsgrenzwert nicht einhielten, aber notwendig seien, um die Angemessenheit des Systems zu gewährleisten, aufgrund der negativen wirtschaftlichen Tragfähigkeit stillgelegt.

(25) Dieses Problem der Angemessenheit wurde auf der Grundlage der Ergebnisse der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene aus dem Jahr 2024 (im Folgenden "NRAA") ⁵ festgestellt, die auch als Grundlage für die Schätzung der Gesamtkapazität dient, welche zur Gewährleistung des Zuverlässigkeitsstandards erforderlich ist (im Folgenden "erforderliche Kapazitätsverpflichtung", siehe Tabelle 1).

Tabelle 1

Quelle: Polnische NRAA.

(26) Polen bringt vor, dass nach Abzug der in den Primärauktionen bereits kontrahierten Mengen für die von der Freistellung abgedeckten Lieferjahre (siehe Tabelle 2) sowie anderer Kapazitäten, die dem System zur Verfügung stehen (z.B. im Rahmen anderer Regelungen geförderte), von der erforderlichen Kapazitätsverpflichtung nach wie vor eine Lücke bestehe. Die ATC entspricht dem Kapazitätsvolumen, das in jeder Auktion nach der in Erwägungsgrund 14 beschriebenen Methode zu kontrahieren ist. Alle Werte sind in MW angegeben.

Tabelle 2

3.1.2. Ergänzende Auktionen

(27) Polen schlägt die Einführung ergänzender Auktionen vor, die auch bestehenden Kraftwerken offenstehen, die den Emissionsgrenzwert überschreiten. Das Land erklärt, dass die ergänzenden Auktionen für ein bestimmtes Jahr nur dann organisiert würden, wenn der Bedarf an zusätzlicher Kapazität auf der Grundlage der Ergebnisse der NRAA gerechtfertigt sei, und auch nur dann, wenn die folgenden Bedingungen erfüllt seien:

1. Die Hauptauktion und die zusätzlichen Auktionen für den jeweiligen Lieferzeitraum sind abgeschlossen und
2. in der Hauptauktion und den zusätzlichen Auktionen konnte keine ausreichende Kapazität beschafft werden, um den Zuverlässigkeitsstandard für einen bestimmten Lieferzeitraum zu erfüllen.

(28) Polen erklärt, dass es, wenn diese Bedingungen für jedes der von der beantragten Freistellung betroffenen Lieferjahre erfüllt seien, vier ergänzende Auktionen für die folgenden Lieferzeiträume durchführen würde: für das zweite Halbjahr 2025 (Halbjahresvertrag) und für die Lieferjahre 2026, 2027 und 2028 (Jahresverträge).

(29) Tabelle 3 gibt einen Überblick über das zweistufige Auktionsverfahren und die Jahre, in denen die einzelnen Auktionen (Hauptauktionen, zusätzliche Auktionen und ggf. ergänzende Auktionen) stattfinden würden.

Tabelle 3

Quelle: Polnisches Ministerium für Klima und Umwelt.

(30) Polen hat der Kommission mitgeteilt, dass die erste ergänzende Auktion (für die Lieferung im zweiten Halbjahr 2025) am 15. Mai 2025 mit einer ATC von 5.444 MW durchgeführt worden sei. Die NRB hat diese spezifische ATC in ihrem Schreiben vom 14. Mai 2025 bestätigt. Auf der Grundlage der vorläufigen Ergebnisse der Auktion wurden folgende Technologien ausgewählt: Kohle, Gas, erneuerbare Energiequellen, Laststeuerung und grenzüberschreitende Kapazität. Insgesamt wurden Kapazitätsverpflichtungen mit einem Volumen von 5.050,856 MW kontrahiert. Polen hat bestätigt, dass die in den ergänzenden Auktionen kontrahierten Kapazitätsvereinbarungen erst erfüllt werden, wenn dieser Beschluss angenommen wurde ⁶.

(31) Polen hat bestätigt, dass für die ergänzenden Auktionen dieselben Bedingungen gelten wie für die Primärauktionen im Rahmen der bestehenden Regelung (siehe Abschnitt 2), mit Ausnahme der Zulassungskriterien (siehe Erwägungsgrund 32), der Frequenz der Auktionen (siehe Erwägungsgründe 28 und 29), der Formel zur Bestimmung der zu beschaffenden Kapazitätsmenge, einschließlich grenzüberschreitender Kapazität (siehe Erwägungsgrund 35), und der Vertragslaufzeit (siehe Erwägungsgrund 28). Diese Elemente wurden angepasst, um die Bedingungen des Artikels 64 Absatz 2b der Elektrizitätsverordnung zu erfüllen.

(32) Zusätzlich zu den Einheiten, die für die Teilnahme an Primärauktionen in Betracht kommen, dürfen bestehende Kraftwerke, die den Emissionsgrenzwert überschreiten, an ergänzenden Auktionen - und nur an diesen - teilnehmen.

(33) Bis zum 30. April des Jahres, das dem Lieferzeitraum vorausgeht, gibt der ÜNB entweder den Termin für die Durchführung der ergänzenden Auktion bekannt oder bestätigt, dass für den betreffenden Lieferzeitraum keine ergänzende Auktion durchgeführt wird, wenn der Zuverlässigkeitsstandard durch die Hauptauktion und die zusätzlichen Auktionen (auf der Grundlage der NRAA) erfüllt werden kann.

(34) Polen erklärt, dass die NRB und das Ministerium für Klima und Umwelt zur NRAA oder zu ihrer Aktualisierung Stellung nehmen würden. Diese Stellungnahme werde vom ÜNB veröffentlicht und diene als Grundlage für die Berechnung der Kapazitätsmenge, die in der ergänzenden Auktion für einen bestimmten Lieferzeitraum beschafft werden soll.

(35) Nach Angaben Polens wendet der ÜNB folgende Formel zur Bestimmung der angemessenen Kapazitätsmenge, die in der jeweiligen ergänzenden Auktion beschafft werden soll, an: ATC = Summe der erforderlichen Kapazitätsverpflichtungen (wie in der NRAA ermittelt, siehe Tabelle 1 in Erwägungsgrund 25) - Kapazität, die in Primärauktionen (Hauptauktion und zusätzliche Auktionen) kontrahiert wurde - Kapazität mit garantierten Einnahmen (z.B. im Rahmen anderer Regelungen geförderte erneuerbare Energien).

(36) Auf der Grundlage der vorstehenden Formel schätzt Polen die ATC für die ergänzenden Auktionen für 2025 und 2026 auf etwa 5,4 GW bzw. 6,9 GW. Die ATC für 2027 und 2028 wird berechnet, nachdem die zusätzlichen Auktionen für diese Lieferjahre stattgefunden haben.

(37) Dem Antrag zufolge dürfen jährliche Kapazitätsverträge die Dauer der Freistellung nicht überschreiten, daher werden Verpflichtungen für Kapazitätszahlungen nur bis Ende 2028 eingegangen.

3.2. Ermittlung der Bedenken bezüglich der Angemessenheit

3.2.1. Zuverlässigkeitsstandard

(38) Nach Artikel 25 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung müssen die Mitgliedstaaten bei der Anwendung von Kapazitätsmechanismen über einen Zuverlässigkeitsstandard verfügen, aus dem in transparenter Weise das notwendige Maß an Versorgungssicherheit des Mitgliedstaats hervorgeht.

(39) Gemäß Artikel 25 Absatz 2 der Elektrizitätsverordnung muss der Zuverlässigkeitsstandard auf Vorschlag der Regulierungsbehörde von dem Mitgliedstaat oder einer vom Mitgliedstaat benannten NRB festgelegt werden. Der Zuverlässigkeitsstandard muss auf der Methode beruhen, die nach Artikel 23 Absatz 6 der Elektrizitätsverordnung festgelegt wird.

(40) In Artikel 23 Absatz 6 der Elektrizitätsverordnung ist die Festlegung einer EU-Methode zur Berechnung des Werts der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung (VOLL) ⁷, der Kosten des günstigsten Markteintritts (CONE) und des Zuverlässigkeitsstandards (RS) ⁸ vorgeschrieben.

(41) Im Jahr 2024 überprüfte das polnische Ministerium für Klima und Umwelt den Zuverlässigkeitsstandard und setzte ihn auf eine LOLE ⁹ von 3 Stunden pro Jahr fest, was dem in Abschnitt 2.2.1 des Beihilfebeschlusses festgelegten Wert entspricht. Polen zufolge beruhte der Standard auf Berechnungen, die im Einklang mit der von der Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (im Folgenden "ACER") angenommenen RS-Methode und unter Verwendung der von der NRB berechneten Parameter ¹⁰ und der Ergebnisse der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene (im Folgenden "ERAA") für 2023 (im Folgenden "ERAA 2023") durchgeführt wurden. Der Beschluss ist öffentlich zugänglich ¹¹.

3.2.2. Abschätzungen der Angemessenheit der Ressourcen

(42) Gemäß Artikel 20 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung sind die Mitgliedstaaten verpflichtet, die Angemessenheit der Ressourcen in ihrem Hoheitsgebiet auf der Grundlage der ERAA nach Artikel 23 der Verordnung zu beobachten. Ergänzend zur ERAA können die Mitgliedstaaten eine NRAA nach Artikel 24 der Verordnung durchführen.

(43) Gemäß Artikel 23 Absatz 3 und Artikel 24 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung sollte der Europäische Verbund der Übertragungsnetzbetreiber für Strom (im Folgenden "ENTSO-E") eine Methode entwickeln, die sich auf die in Artikel 23 Absatz 5 der Elektrizitätsverordnung genannten Grundsätze stützt und für die ERAA und etwaige NRAA zu verwenden ist ¹². Während die ERAA auf einem zentralen Referenzszenario für das voraussichtliche Angebot und die voraussichtliche Nachfrage beruht, das die NRAA ebenfalls enthalten muss, kann die NRAA auch weitere Sensitivitäten berücksichtigen (siehe Artikel 23 Absatz 5 und Artikel 24 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung).

(44) Am 2. Mai 2024 genehmigte die ACER die ERAA 2023. Damit wurde erstmals eine ERAA förmlich genehmigt.

(45) In der ERAA 2023 werden vier Zieljahre (2025, 2028, 2030 und 2033) modelliert. Die Ergebnisse des zentralen Referenzszenarios für Polen in der ERAA 2023 sind in Tabelle 4 dargestellt. Liegt die gemeldete LOLE unter 3, gilt der Zuverlässigkeitsstandard als erfüllt, d. h., es wurden keine Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen festgestellt. Die Ergebnisse der ERAA 2023 lassen für die Zieljahre 2025, 2028 und 2030 keine Bedenken bezüglich der Angemessenheit erkennen. Für 2033 wird der Zuverlässigkeitsstandard jedoch überschritten. Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass die ERAA 2023 in Polen nur für das Zieljahr 2033 Bedenken bezüglich der Angemessenheit aufzeigt.

Tabelle 4: Ergebnisse der ERAA 2023 zur Angemessenheit, LOLE ¹³

(46) Am 7. April 2025 legte der ENTSO-E der ACER seinen Vorschlag für die ERAA 2024 vor ¹⁴. Im Anschluss daran begann die ACER mit der Prüfung des Entwurfs der ERAA 2024 gemäß Artikel 23 Absatz 7 der Elektrizitätsverordnung.

(47) Die ERAA 2024 wird zwar noch geprüft und muss noch von der ACER genehmigt oder geändert werden, doch gehen daraus für alle Zieljahre, die von der Freistellung abgedeckt sind (2025 bis 2028), Bedenken bezüglich der Angemessenheit hervor, wenngleich diese weniger ausgeprägt sind als in der NRAA (siehe Tabelle 5).

Tabelle 5: Ergebnisse der ERAA 2024 zur Angemessenheit, LOLE

(48) Die NRAA enthält ein zentrales Referenzszenario ohne neue Kapazitätsmechanismusverträge (in der polnischen NRAA als "Basisszenario" bezeichnet) und ein Szenario mit neuen Kapazitätsmechanismusverträgen (im Folgenden "Szenario mit Kapazitätsmechanismus"). Letzteres schließt Kapazitäten ein, die im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus, durch ergänzende Auktionen und durch andere Mechanismen, z.B. zukünftige Kapazitätsmechanismen, beschafft werden sollen. In der NRAA werden 16 Zieljahre (von 2025 bis 2040) modelliert. Das Basisszenario ist das maßgebliche Szenario für den Nachweis von Bedenken bezüglich der Angemessenheit. In der Stellungnahme der ACER zur NRAA (siehe Erwägungsgrund 51) wird dieses Szenario mit dem zentralen Referenzszenario der ERAA 2023 verglichen, da es einen dem zentralen Referenzszenario der ERAA 2023 entsprechenden und vergleichbaren Ansatz darstellt, das ebenfalls keine neuen Kapazitätsmechanismusverträge enthielt.

(49) Die LOLE-Ergebnisse der polnischen NRAA und die erwartete Energieunterdeckung (im Folgenden "EENS") im Basisszenario sind in Tabelle 6 dargestellt.

Tabelle 6: Ergebnisse der NRAA

(50) Die Ergebnisse der NRAA im Basisszenario zeigen für alle vier betrachteten Zieljahre (2025, 2028, 2030 und 2033) eine höhere LOLE als in der ERAA 2023. Insbesondere wird der Zuverlässigkeitsstandard in allen im NRAA-Basisszenario modellierten Jahren überschritten.

3.2.3. Stellungnahme der ACER gemäß Artikel 24 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung

(51) Polen übermittelte die polnische NRAA gemäß Artikel 24 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung der ACER zur Stellungnahme. Da die ACER im Jahr 2024 erstmals eine ERAA genehmigte (siehe Erwägungsgrund 44), war Artikel 24 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung, wonach die Mitgliedstaaten der ACER ihre NRAA bei Abweichungen zwischen der NRAA und der ERAA zur Stellungnahme vorlegen müssen, in den Vorjahren de facto nicht anwendbar.

(52) Am 3. Februar 2025 gab die ACER eine Stellungnahme mit Empfehlungen zur polnischen NRAA ab ¹⁵. In ihrer Stellungnahme erklärte die ACER, dass die Unterschiede zwischen der polnischen NRAA und der ERAA 2023 in Bezug auf die Annahmen zu den Kapazitätsressourcen gerechtfertigt seien, nicht aber in Bezug auf die Annahmen zum zonenübergreifenden Austausch. Was den Unterschied bei der Modellierung der Kapazitätsressourcen betrifft, konnte die ACER nicht feststellen, ob die Abweichung gerechtfertigt ist.

(53) In ihrer Stellungnahme gab die ACER folgende Empfehlungen ab:

1. In Bezug auf die Annahmen für den zonenübergreifenden Austausch sollten die Annahmen für Einfuhren und Ausfuhren in der polnischen NRAA verbessert werden, um die Funktionsweise des vernetzten europäischen Strommarkts besser widerzuspiegeln. So sollten beispielsweise ausländische Gebotszonen und -regionen auf der Grundlage der in der ERAA verfügbaren Datensätze modelliert werden.
2. In Bezug auf die Annahmen zu den Kapazitätsressourcen sollten in der ERAA dieselben länderspezifischen Kosten wie in der NRAA verwendet werden.
3. In Bezug auf die Modellierung der Kapazitätsressourcen sollte die Bewertung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit (im Folgenden "EVA") aktualisiert werden, um künftige Einnahmen und Kosten angemessen zu berücksichtigen. Die ACER empfiehlt insbesondere, mehr Klarheit über die wirtschaftlichen Ergebnisse der EVA zu schaffen und die Annahme zu untermauern, dass über die im Rahmen des Kapazitätsmechanismus kontrahierte Kapazität hinaus keine zusätzliche Laststeuerung oder Speicherung in das polnische System gelangen wird.

3.2.4. Bericht gemäß Artikel 24 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung

(54) Nach Artikel 24 Absatz 3 letzter Unterabsatz der Elektrizitätsverordnung muss die Stelle, die für die NRAA verantwortlich ist, der Stellungnahme der ACER gebührend Rechnung tragen und erforderlichenfalls ihre endgültige Abschätzung ändern. Falls sie beschließt, der Stellungnahme der ACER nicht in vollem Umfang Rechnung zu tragen, muss die Stelle, die für die NRAA verantwortlich ist, einen Bericht mit einer detaillierten Begründung veröffentlichen.

(55) Am 22. April 2025 veröffentlichte der polnische ÜNB in Erwiderung auf die Stellungnahme der ACER zu den Unterschieden zwischen der NRAA und der ERAA 2023 einen Bericht ¹⁶. In seinem Bericht stellte der polnische ÜNB Folgendes fest:

• Was die Unterschiede bei den Annahmen für den zonenübergreifenden Austausch betrifft, so hat der vereinfachte Ansatz für die regionale Modellierung nur begrenzte Auswirkungen auf die Ergebnisse der NRAA. In der NRAA wird ein Ansatz für die Annahmen zu den Einfuhren angewandt, der mit der Methode für die grenzüberschreitende Beteiligung im Einklang steht ( Artikel 26 Absatz 11 Buchstabe a der Elektrizitätsverordnung) ¹⁷. Die Unterschiede bei den Annahmen zu den Ausfuhren sind dadurch gerechtfertigt, dass Polen in erster Linie eine importierende Gebotszone ist und die Modellierung von Ausfuhren in der NRAA lediglich die Lasteinschränkungen für erneuerbare Energien verringern würde, ohne die wirtschaftliche Tragfähigkeit bestehender Kraftwerke zu verbessern. Folglich würden sich die Annahmen zu den Ausfuhren in der NRAA weder auf den Kapazitätsmix auswirken noch die Angemessenheitsrisiken erheblich verändern.
• Die Unterschiede bei den Annahmen in Bezug auf die Kapazitätsressourcen sind auf die unterschiedlichen Zeitpunkte der Datenerhebung für die beiden Studien zurückzuführen (erstes Halbjahr 2024 für die NRAA und Ende 2022 für die ERAA 2023).
• Was die Unterschiede bei der Modellierung der Kapazitätsressourcen betrifft, so stellen die EVA-Berechnungen in der NRAA einen genaueren und repräsentativeren Ansatz dar als die in der ERAA. Zu den Unterschieden bei den Annahmen für Laststeuerung und Speicherung erklärt der polnische ÜNB, dass seinen Berechnungen zufolge vor 2029 keine Investitionsentscheidungen für die Speicherung zu erwarten seien und dass ab 2036 mit einem marktorientierten Einsatz von Speicheranlagen zu rechnen sei. In Bezug auf die Laststeuerung erläutert der polnische ÜNB, dass die NRAA im Gegensatz zur ERAA 2023 auch die implizite Laststeuerung modelliere. Die Unterschiede bei den Mustern der planmäßigen Wartung von Kraftwerken erklärten sich dadurch, dass diese eher den Beobachtungen in der Praxis als den in der ERAA 2023 beschriebenen entsprächen.

3.3. Dem Antrag auf Freistellung beigefügter Bericht

(56) Gemäß Artikel 64 Absatz 2d der Elektrizitätsverordnung ist dem Antrag auf Freistellung ein Bericht beizufügen, der Folgendes enthält:

1. eine Bewertung der Auswirkungen der Freistellung hinsichtlich der Treibhausgasemissionen und auf den Übergang zu erneuerbarer Energie, mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung;
2. einen Plan mit Etappenzielen für die Abkehr von der Beteiligung der in Absatz 2b 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.

3.3.1. Auswirkungen auf die Treibhausgasemissionen

(57) Polen vergleicht die beiden in der NRAA dargestellten Szenarien (siehe Erwägungsgrund 48), um die Auswirkungen der Einführung einer Freistellung in Form von ergänzenden Auktionen auf die Treibhausgasemissionen zu bewerten.

(58) Polen erklärt, dass der Hauptunterschied zwischen den beiden Szenarien darin bestehe, dass die Energieunterdeckung im Basisszenario deutlich höher sei als im Szenario mit Kapazitätsmechanismus. In Tabelle 7 werden die Werte für die Energieunterdeckung in den beiden NRAA-Szenarien gegenübergestellt.

Tabelle 7: Werte für die Energieunterdeckung in den beiden NRAA-Szenarien

Quelle: Für die Erstellung der NRAA zusammengestellte Daten von PSE.

(59) Polen schätzt, dass die Umsetzung der Freistellung kurzfristig zu einem leichten Anstieg der CO₂-Emissionen (um 0,2 % bis 0,3 % der Emissionen des Energiesektors) in dem von der Freistellung abgedeckten Zeitraum (2025 bis 2028) führen könnte. Polen erklärt dies damit, dass im Szenario mit Kapazitätsmechanismus der Zuverlässigkeitsstandard erreicht werde, was zu einer geringeren Energieunterdeckung als im Basisszenario führe, da emissionsintensive Einheiten zur Teilnahme an ergänzenden Auktionen berechtigt wären, damit der Zuverlässigkeitsstandard erfüllt werde. Polen bringt vor, dass das Land in diesem Zeitraum aufgrund der Vorlaufzeit nicht der Lage sei, eine große Zahl neuer thermischer Anlagen mit geringeren Emissionen (wie Gasturbinen mit offenem Kreislauf oder Kombikraftwerke) in Betrieb zu nehmen, die diese zusätzlichen Emissionen verringern würden.

(60) Tabelle 8 enthält eine Gegenüberstellung der CO₂-Emissionen auf der Grundlage von Daten aus dem Strom- und Wärmeerzeugungssektor bei den KWK-Emissionen in den beiden Szenarien der NRAA.

Tabelle 8

Quelle: Für die Erstellung der NRAA zusammengestellte Daten von PSE.

(61) Polen kommt zu dem Schluss, dass die Freistellung nur sehr begrenzte Auswirkungen auf die Emissionen im Stromerzeugungssektor in Erzeugungseinheiten mit zentralem Dispatch hätte, da die Zahl der unter die Freistellung fallenden Einheiten, die potenziell für Kapazitätsverträge im Rahmen ergänzender Auktionen in Betracht kämen, auf das erforderliche Minimum beschränkt wäre. Andererseits argumentiert Polen, wie in Abschnitt 3.3.2 ausführlich dargelegt, dass die Freistellung stabilere Marktbedingungen für Investitionsentscheidungen in den Bereichen Laststeuerung, Speicherung und erneuerbare Energien schaffen und somit eine schnellere Emissionssenkung in späteren Jahren (und mittelfristig) ermöglichen würde. Aus diesem Grund stellt Polen zudem fest, dass die Emissionswerte im Basisszenario in den Jahren 2033 bis 2040 aufgrund ungünstigerer Marktbedingungen für neue Investitionen höher seien.

3.3.2. Auswirkungen auf die Energiewende

(62) Polen verwendet die beiden in der NRAA dargestellten Szenarien (siehe Erwägungsgrund 48) auch als Grundlage für die Bewertung der Auswirkungen der Freistellung auf die Ziele der Energiewende, d. h. auf den Übergang zu erneuerbarer Energie, mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung.

(63) Diese vergleichende Analyse zeigt, dass durch die Freistellung vorübergehend möglicherweise eine etwas größere Anzahl emissionsintensiverer Erzeugungseinheiten in Betrieb bleibt. Nach Angaben Polens würde sich jedoch mittelfristig - in den 2030er-Jahren - der Ausstieg aus emissionsintensiven Einheiten im Szenario mit Kapazitätsmechanismus im Vergleich zum Basisszenario beschleunigen.

(64) Polen zufolge würde die Umsetzung der Freistellung das Risiko der Nichteinhaltung des Zuverlässigkeitsstandards minimieren und die Preisvolatilität verringern. Dies würde stabilere und vorhersehbarere Marktbedingungen schaffen, die Investitionen in flexible Kapazitäten wie Speicherung und neue regelbare Einheiten, Kapazität für erneuerbare Energien und Elektromobilität fördern und letztlich dazu führen, dass Kohlekraftwerke für die Gewährleistung des Zuverlässigkeitsstandards nicht mehr erforderlich wären. Polen bringt zudem vor, dass ohne die Freistellung bestehende regelbare und flexible Einheiten (d. h. Laststeuerungs- und Energiespeicherungseinheiten) sehr häufig in Betrieb sein müssten und möglicherweise nicht in der Lage wären, ihren Verpflichtungen im Rahmen der bestehenden Kapazitätsmechanismen in einem höchst unzureichenden System nachzukommen, sodass die Gefahr bestünde, dass sie mit Sanktionen belegt würden. Dies würde Investitionen in saubere flexible Technologien und deren Teilnahme am Kapazitätsmarkt verhindern.

(65) In Abbildung 1 und Tabelle 9 ist dargestellt, welche Technologien von den im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus in Primärauktionen ausgewählten Einheiten für einen Lieferzeitraum bis 2029 eingesetzt werden.

Abbildung 1

Tabelle 9

Quelle: Polnisches Ministerium für Klima und Umwelt.

(66) Die NRAA enthält Annahmen für den Zeitraum 2025-2040 betreffend die Entwicklung von erneuerbaren Energiequellen, Energiespeicherlösungen, regelbaren Energiequellen mit emissionsarmen oder emissionsfreien Brennstoffen, Laststeuerungsanlagen, Elektromobilität und anderen Sektoren. Ihr prognostizierter Anteil nimmt im Szenario mit Kapazitätsmechanismus mit der Zeit erheblich zu (siehe Abbildung 2), während der Anteil der Kohleverstromung nach Ablauf der Freistellung deutlich zurückgeht (von 40 % im Jahr 2025 auf 20 % im Jahr 2029). In den Folgejahren verringert sich der Anteil der Kohleverstromung am Markt weiter. Dies ist auch auf das Auslaufen langfristiger Verträge zurückzuführen, die im Rahmen des Kapazitätsmechanismus vor dem 31. Dezember 2019 an Kohlekraftwerke vergeben wurden (siehe Erwägungsgrund 7).

Abbildung 2: Anteil der Technologien an der Elektrizitätserzeugung im Szenario mit Kapazitätsmechanismus ¹⁸

3.3.3. Bewertung der Investitionshemmnisse

(67) Im Mai und Juni 2024 führte das polnische Ministerium für Klima und Umwelt eine Erhebung bei den Strommarktteilnehmern durch ¹⁹, um deren Ansichten zum Entwicklungsstand des Elektrizitätsmarkts und zum Funktionieren des Kapazitätsmarkts einzuholen.

(68) Auf der Grundlage der Ergebnisse der Erhebung ermittelte das Ministerium u. a. die folgenden Hemmnisse und Bereiche, in denen eine Änderung der Rechtsvorschriften in Betracht gezogen werden sollte:

• flexiblere Gestaltung des Elektrizitätssystems, einschließlich der Förderung von Flexibilitätsdiensten, dynamischen Versorgungsverträgen und Regelreserveleistungen sowie einer besseren Integration erneuerbarer Energien;
• im Zusammenhang mit dem Funktionieren des Großhandelsmarkts fehlt es an Maßnahmen, die eine angemessene Marge beim Strompreis gewährleisten und die Endkunden vor hohen Energiepreisen schützen.

(69) Den Teilnehmenden zufolge ist das behördliche Genehmigungsverfahren für Investitionen in die Netzinfrastruktur langwierig und komplex. Durch die mangelnde öffentliche Akzeptanz entstehen unangemessene Hindernisse für Infrastrukturinvestitionen. Externes Kapital, einschließlich Fremdfinanzierung, wird benötigt, damit Investoren tatsächlich investieren, da die Kosten von Projekten im Energiesektor weiter steigen.

(70) Im Jahr 2024 führte die polnische NRB eine Befragung durch, um die Meinungen der Energiemarktteilnehmer und Vorschläge für mögliche Änderungen am bestehenden Kapazitätsmechanismus Polens einzuholen. An den Ergebnissen der Erhebung waren mehrere Faktoren abzulesen, die sich auf die Ergebnisse der Kapazitätsmarktauktionen für nach dem 1. Juli 2025 begonnene Lieferzeiträume ausgewirkt haben könnten. Hierzu zählen

• die begrenzten Möglichkeiten, Finanzmittel für die Modernisierung bestehender Erzeugungseinheiten und die Entwicklung neuer Erzeugungseinheiten, die fossile Brennstoffe nutzen, an den Finanzmärkten zu beschaffen;
• die erheblichen Auswirkungen globaler Entwicklungen wie der COVID-19-Pandemie und der geopolitischen Bedingungen (Unterbrechung der Versorgung mit Halbfertigerzeugnissen, Werkstoffen und Rohstoffen aus Regionen, die von Krieg oder terroristischen Bedrohungen betroffen sind) sowie makroökonomische Herausforderungen (eine sich allmählich verschärfende Krise und ein drastischer Anstieg der Inflation), die sich negativ auf die Kapitalbeschaffungskosten auswirken;
• die komplexen und langwierigen behördlichen Verfahren im Zusammenhang mit standort- und umweltbezogenen Entscheidungen und Baugenehmigungen.

(71) Nach Ansicht Polens behindern nicht die derzeitigen Marktregeln und der Rahmen für die Funktionsweise des bestehenden Kapazitätsmechanismus die Entwicklung der Energiespeicherung und Laststeuerung im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus. Der Hauptfaktor, der die Entwicklung dieser Kapazitäten beeinflusst, ist nach der Auffassung Polens die wirtschaftliche Tragfähigkeit der Einheiten. Die derzeitigen und prognostizierten Einnahmen aus dem Energiemarkt und den Systemdienstleistungen scheinen nicht auszureichen, um die Kosten zu decken und eine hinreichende Gewinnspanne zu gewährleisten.

3.3.4. Plan für die Abkehr von der Teilnahme von Kapazitäten, die den Emissionsgrenzwert für Kapazitätsmechanismen überschreiten

(72) Gemäß Artikel 64 Absatz 2d der Elektrizitätsverordnung wird dem Antrag ein Plan mit Etappenzielen für die Abkehr von der Beteiligung von Kohle am bestehenden Kapazitätsmechanismus bis zum Ablauf der beantragten Freistellung beigefügt, einschließlich eines Plans zur Beschaffung der erforderlichen Ersatzkapazität. In diesen Dokumenten schlägt Polen auch Maßnahmen zur Beseitigung der in den Erwägungsgründen 67 bis 71 genannten Regulierungs- und Investitionshemmnisse vor.

(73) Polen weist darauf hin, dass aus den in den Erwägungsgründen 59 und 64 dargelegten Gründen die Freistellung kurzfristig zu einer etwas langsameren Abkehr von Kohlekraftwerken auf dem Kapazitätsmarkt führen könnte, mittelfristig aber günstigere Bedingungen für Investitionen in Ersatzkapazitäten schaffen würde. Darüber hinaus könnten Kohlekraftwerke, wenn die beantragte Freistellung gewährt werde, nach dem 31. Dezember 2028 nicht mehr mit emissionsarmen Erzeugungseinheiten im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus konkurrieren. Demnach dürfte die potenzielle Zahl der Kohlekraftwerke, die auf dem Energiemarkt wirtschaftlich tragfähig wären, aufgrund fehlender finanzieller Anreize, hoher Betriebs- und Wartungskosten, einer geringeren Anzahl von Betriebsstunden und entsprechend niedrigen Einnahmen sowie des Endes ihrer technischen Lebensdauer sehr begrenzt sein ²⁰.

(74) Polen erwartet zwischen 2025 und 2028 keine größeren marktbasierten Investitionen, abgesehen von den in den Erwägungsgründen 77 bis 81 genannten öffentlich geförderten Investitionen, da neue Einheiten nicht rechtzeitig in Betrieb genommen werden könnten und in diesem Zeitraum demnach auch nicht betriebsbereit sein würden. Dies sei vor allem auf die Vorlaufzeiten und die Tatsache zurückzuführen, dass sie noch keine Netzanschlussverträge und Umweltgenehmigungen erhalten hätten.

(75) Die NRAA enthält Schätzungen der Ersatzkapazität, die installiert werden müsste, um die Kohleverstromung im System zu ersetzen ²¹, einschließlich des indikativen nationalen Zielpfads für den Gesamtanteil erneuerbarer Energie. Abbildung 3 enthält einen Überblick über den polnischen Plan mit Etappenzielen für die Abkehr von der Beteiligung von Kohle am bestehenden Kapazitätsmechanismus bis zum Ablauf der beantragten Freistellung.

Abbildung 3: Installierte Kapazität von Stromerzeugungstechnologien im Szenario mit Kapazitätsmechanismus. Alle Werte sind in GW angegeben.

Quelle: NRAA.

(76) Um die Etappenziele zu erreichen, wird Polen den Umsetzungsplan anwenden (siehe Erwägungsgrund 82) und zusätzliche Reformen von Rechtsvorschriften durchführen (siehe Erwägungsgründe 83 bis 85). Darüber hinaus geht Polen davon aus, dass es die erforderliche Ersatzkapazität über den bestehenden Kapazitätsmechanismus (siehe Erwägungsgründe 77 bis 80) und andere Förderregelungen (siehe Erwägungsgrund 81) beschaffen kann. Einige der Etappenziele für die Beschaffung der erforderlichen Ersatzkapazität wurden bereits erreicht: Zum Zeitpunkt des Auslaufens der Freistellung werden neue regelbare Kapazitäten betriebsbereit sein, wie die Ergebnisse der Primärauktionen für Lieferzeiträume von 2026 bis 2029 zeigen (siehe Erwägungsgründe 77, 78 und 80).

(77) Für den Zeitraum 2026-2028 weist die NRAA einen Anstieg der Erdgaskapazität um etwa 3 GW und der neuen Batteriespeicheranlagen um etwa 2 GW aus. Im Rahmen der für die Lieferjahre 2026 und 2027 abgeschlossenen Primärauktionen wurden Kapazitäten von über 3,1 GW durch neue Gaskraftwerke beschafft. Für das Lieferjahr 2028 wurden mehr als 1,7 GW neue Batteriespeicherkapazität beschafft. Die Ergebnisse der Hauptauktion für das Lieferjahr 2029, die nach der Veröffentlichung der NRAA durchgeführt wurde, zeigen, dass die Gesamtspeicherkapazität im Jahr 2029 bei 6 GW liegt - damit wurde die NRAA-Prognose übertroffen.

(78) In Abbildung 4 ist das Volumen der Kapazitätsverpflichtungen ²² für neue Gas- und Speicherkapazitäten aufgeführt, die im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus bis 2029 bereits beschafft wurden.

Abbildung 4: Neue Kapazitätsverpflichtungen, die in bereits abgeschlossenen Auktionen kontrahiert wurden

Quelle: Polnisches Ministerium für Klima und Umwelt.

(79) Die installierte EE-Kapazität soll bis 2028 um fast 10 GW und bis 2030 um weitere 8 GW steigen. Darüber hinaus werden zwischen 2031 und 2040 mehr als 12,5 GW an Gaskraftwerkskapazität, 12,5 GW an Batteriespeicherkapazität, fast 35 GW an EE-Kapazität und 3,3 GW an Kernkraftwerkskapazität erwartet (im Szenario mit Kapazitätsmechanismus). Polen weist darauf hin, dass die in der NRAA angegebenen Werte mit den bestehenden und geplanten Regelungen für erneuerbare Energiequellen im Einklang stehen und dass der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromkomponente des indikativen nationalen Zielpfads für den Gesamtanteil erneuerbarer Energie erreicht wird.

(80) In der NRAA wird zudem von einer Ausweitung der Laststeuerung ausgegangen. Die im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus beschaffte explizite Laststeuerungskapazität wird bis 2029 auf 1.600 MW steigen und sich auf diesem Niveau stabilisieren. Zusätzlich zur expliziten Laststeuerung wird die implizite Laststeuerung in den in der Bewertung berücksichtigten Folgejahren schrittweise zunehmen. Diese implizite Laststeuerung umfasst Flexibilitätsleistungen durch Wasserstofferzeugung, Kraft-Wärme-Kopplung und Elektrofahrzeuge. Bis 2030 wird die implizite Laststeuerung eine Verlagerung von etwa 500 MW ermöglichen, die bis 2033 auf etwa 3.000 MW ansteigen und danach weiter zunehmen wird. Zusammen werden diese Mechanismen eine Verlagerung von bis zu 20 % der Inlandsnachfrage von Spitzentarifzeiten auf Zeiten mit niedrigeren Preisen ermöglichen.

(81) Zusätzlich zu den in Erwägungsgrund 76 beschriebenen Maßnahmen plant Polen, den Aufbau emissionsarmer Kraftwerke weiter zu unterstützen. Die wichtigsten Förderregelungen sind:

• eine Regelung für den Bau und die Inbetriebnahme eines neuen Kernkraftwerks mit einer Leistung von bis zu 3.750 MW, das in der zweiten Hälfte der 2030er-Jahre in Betrieb genommen werden soll ²³;
• eine Regelung zur Förderung des Ausbaus neuer hocheffizienter KWK-Blöcke mit einer installierten Gesamtkapazität von 5.100 MW bis 2028, die es ermöglichen wird, kohlebasierte Fernwärmekessel durch KWK-Blöcke zu ersetzen, die hauptsächlich mit Erdgas betrieben werden ²⁴;
• Regelungen für erneuerbare Energien zur Förderung u. a. der Installation von 3.000 MW Onshore-Windenergiekapazität, 9.000 MW Solarenergie (PV), 180 MW Wasserkraft, 300 MW landwirtschaftlichem Biogas, 660 MW Biomasse und Biogasanlagen (zwischen 2022 und 2027) ²⁵ und bis zu 10,9 GW Offshore-Windenergie (zwischen 2025 und 2028) ²⁶;
• etwa 3.100 GW Biomethan pro Jahr, was den Bau von etwa 50 Anlagen erforderlich macht, wobei jede Anlage durchschnittlich 2,8 MW Energie in Stromäquivalente umwandelt ²⁷.

(82) Was die Regulierungsmaßnahmen anbelangt, so wird Polen seinen Umsetzungsplan, der Reformen des Strommarkts in fünf Bereichen umfasst, weiter durchführen: Regelreservemarkt, Laststeuerung, Endkundenmarkt, Netzausbau und grenzüberschreitende Verbindungsleitungen sowie Vergabebeschränkungen. Seit der Annahme des Umsetzungsplans setzt Polen die Marktreformen kontinuierlich um und hat die Fortschritte bei der Umsetzung in vier Monitoring-Berichten veröffentlicht. So werden beispielsweise einige Investitionsprojekte durchgeführt (z.B. der zweite Abschnitt der Verbindungsleitung zwischen Mikułowa und Świebodzice (400 kV)) und intelligente Zähler eingeführt, um das im Plan festgelegte Ziel zu verwirklichen, bis 2028 80 % der Endnutzer zu erreichen.

(83) Zusätzlich zu den im Umsetzungsplan genannten Reformen schlagen die polnischen Behörden Regulierungsreformen im Sektor der erneuerbaren Energien und Änderungen des Rechtsrahmens für den Stromnetzanschluss vor, um die in Abschnitt 3.3.3 genannten regulatorischen Hemmnisse und Investitionshindernisse zu beseitigen.

(84) Im Sektor der erneuerbaren Energien zielen die wichtigsten geplanten Maßnahmen darauf ab, die Nettorechnung für Prosumenten attraktiver zu machen, das Genehmigungsverfahren zu beschleunigen, die 10H-Regel (die besagt, dass der Mindestabstand zwischen einer Windkraftanlage und einem Wohngebäude mindestens dem Zehnfachen der Höhe der geplanten Windkraftanlage entsprechen muss) abzuschaffen, den Anschluss von Mikroanlagen mit Stromspeicher an das Verteilernetz zu fördern und Investitionen in Offshore-Windparks zu beschleunigen und zu straffen. Polen plant, diese Maßnahmen im Jahr 2025 umzusetzen.

(85) Was den Stromnetzanschluss anbelangt, so möchte Polen die Planung für den Ausbau der Übertragungs- und Verteilernetze verbessern und die Zahl der Anlagen, die angeschlossen werden können, durch die Einführung vereinfachter Verfahren erhöhen. Dazu gehören die Einrichtung zentraler Online-Plattformen mit regelmäßig aktualisierten Informationen über eingereichte Anträge und den Stand ihrer Bearbeitung oder über verfügbare Netzanschlusskapazitäten sowie die Aufnahme einer Verpflichtung zur Erreichung von Etappenzielen in die Netzanschlussverträge. Polen plant, diese Maßnahmen im Jahr 2025 umzusetzen.

(86) Darüber hinaus wird Polen, wie auch in dem Plan mit Etappenzielen dargelegt (siehe Abbildung 3 in Erwägungsgrund 75), nach dem Auslaufen der Freistellung weiterhin dafür sorgen, dass die kohlebasierte Erzeugungskapazität schrittweise durch emissionsärmere Kapazität ersetzt wird. Diese Kapazität wird aktuell bzw. in Zukunft über den bestehenden Kapazitätsmechanismus und andere Förderregelungen beschafft und zu Marktbedingungen in das System integriert. Gleichzeitig wird Polen die in seinem Umsetzungsplan ²⁸ genannten Reformen und die anderen in Erwägungsgrund 83 genannten Regulierungsmaßnahmen weiter umsetzen, um günstige Marktbedingungen sowohl für öffentliche als auch für private Investitionen zu schaffen.

4. Im Rahmen der öffentlichen Konsultation eingegangene Stellungnahmen

(87) Wie in Erwägungsgrund 3 dargelegt, führte die Kommission vom 14. Februar 2025 bis zum 17. März 2025 eine öffentliche Konsultation zu dem Antrag durch. Es ging eine Stellungnahme ein.

(88) Der Teilnehmende stellt fest, dass die Beteiligung ausländischer Ressourcen an Auktionen im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus von der NRAA bestimmt werde. Er verweist auf die Stellungnahme der ACER (siehe Abschnitt 3.2.3 dieses Beschlusses) und bringt vor, dass in der NRAA der Beitrag ausländischer Ressourcen, die zur Deckung der polnischen Nachfrage erforderlich seien, zu niedrig angesetzt sei. Dies führe dazu, dass ausländische Kapazitäten nur in begrenztem Umfang an den Auktionen teilnehmen dürften.

(89) Insbesondere bringt der Teilnehmende vor, dass Polen eine Formel zur Bestimmung des Umfangs der ergänzenden Auktionen anwende (siehe Erwägungsgrund 35), die dazu führen könnte, dass ausländische Ressourcen von der Teilnahme an den Auktionen ausgeschlossen würden.

(90) In Erwiderung auf diese Vorbringen stellt Polen fest, dass Kraftwerke im Synchrongebiet berechtigt gewesen seien, an der Hauptauktion für das Lieferjahr 2027 und darüber hinaus sowie an den zusätzlichen Auktionen für das Lieferjahr 2025 und darüber hinaus teilzunehmen. Ausländische Kraftwerke kämen für einjährige Verträge in Betracht.

(91) Zu den ergänzenden Auktionen bestätigt Polen, dass der Umfang der zur Teilnahme berechtigten ausländischen Kapazitäten durch die in den Erwägungsgründen 10 und 35 genannten Parameter bestimmt werde.

(92) Polen stellt klar, dass diese Parameter den Zweck der ergänzenden Auktionen widerspiegelten, nämlich die Beschaffung der fehlenden Kapazität und nicht die erneute Kontrahierung der Kapazität, die bereits in früheren Auktionen für denselben Lieferzeitraum gesichert worden sei. Andernfalls würde die maximale Eintrittskapazität überschritten und das für die grenzüberschreitende Beteiligung angebotene Volumen wäre größer als das, was zur Angemessenheit des polnischen Elektrizitätssystems beitragen könne.

(93) Schließlich weist Polen darauf hin, dass für die ergänzende Auktion im zweiten Halbjahr 2025 die gesamte Kapazität für die ausländische Beteiligung zur Verfügung gestanden habe, d. h. 1.169 MW für das Synchrongebiet, 365 MW für Litauen und 593 MW für Schweden.

5. Bewertung der beantragten Freistellung

5.1. Rechtsgrundlage

(94) Gemäß Artikel 64 Absätze 2b, 2c und 2d der Elektrizitätsverordnung kann eine Freistellung von Artikel 22 Absatz 4 Buchstabe b der genannten Verordnung gewährt werden, wenn die dort festgelegten Bedingungen erfüllt sind.

5.2. Artikel 64 Absatz 2b der Elektrizitätsverordnung

(95) Gemäß Artikel 64 Absatz 2b der Elektrizitätsverordnung "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 kg 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".

(96) Die beantragte Freistellung würde für bestehende Kraftwerke gelten, die den Emissionsgrenzwert überschreiten. Für solche Kraftwerke dürften ausnahmsweise im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus, der von der Kommission im Februar 2018 nach den Beihilfevorschriften gebilligt wurde (siehe Erwägungsgrund 27), Zahlungen getätigt bzw. ihnen gegenüber Verpflichtungen für künftige Zahlungen nach dem 1. Juli 2025 eingegangen werden (siehe Erwägungsgrund 5).

(97) Dieser Beschluss greift der Prüfung, ob die Artikel 107 und 108 AEUV eingehalten werden, nicht vor.

(98) In Anbetracht der obigen Ausführungen sind die Anforderungen des Artikels 64 Absatz 2b der Elektrizitätsverordnung erfüllt.

5.3. Artikel 64 Absatz 2c der Elektrizitätsverordnung

(99) In Artikel 64 Absatz 2c der Elektrizitätsverordnung heißt es: "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:

1. 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;
2. 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;
3. 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."

5.3.1. Artikel 64 Absatz 2c Buchstabe a: Primärauktionsverfahren (Hauptauktion und zusätzliche Auktionen)

(100) Polen hat nach dem 31. Dezember 2019 Primärauktionen für einen Lieferzeitraum nach dem 1. Juli 2025 durchgeführt (siehe Erwägungsgründe 22 und 26).

Maximierte Beteiligung von Kapazitätsanbietern, die die Emissionsgrenzwerte einhalten, an Primärauktionen

(101) Diese Primärauktionen standen bestehenden und neuen Stromerzeugern, Laststeuerungsanbietern und Betreibern von Energiespeichern in Polen und den benachbarten Mitgliedstaaten offen (siehe Erwägungsgrund 10). Nach dem 31. Dezember 2019 waren bestehende Kraftwerke, die den Emissionsgrenzwert nicht einhielten, von der Teilnahme ausgeschlossen (siehe Erwägungsgrund 8).

(102) Kapazitätseinheiten, die den Emissionsgrenzwert erfüllten, standen nicht im Wettbewerb mit Einheiten, die den Emissionsgrenzwert in der Primärauktion nicht einhielten. Darüber hinaus konnten sich Kapazitätseinheiten, die den Emissionsgrenzwert einhielten, Verträge mit längerer Laufzeit sichern als Einheiten, die an zusätzlichen oder ergänzenden Auktionen teilnahmen, bei denen die Laufzeit maximal ein Jahr beträgt.

(103) Der in Erwägungsgrund 17 genannte grüne Bonus schafft einen zusätzlichen Anreiz für CO₂-arme Kapazitäten, an Primärauktionen teilzunehmen. Bei Gleichstand haben Kapazitätsanbieter mit niedrigeren Emissionsfaktoren einen deutlichen Vorteil gegenüber denjenigen mit höheren Emissionsfaktoren, und Kapazitäten, die weniger als 450 g CO₂/MWh ausstoßen, können sich sogar noch länger laufende Verträge sichern als andere Kapazitätsanbieter.

(104) Die bereits durchgeführten Primärauktionen für die Lieferjahre 2025 bis 2029 haben zu einem spürbaren Anstieg der kontrahierten Kapazitäten geführt, die den Emissionsgrenzwert einhalten (z.B. Batteriespeicheranlagen und gasbefeuerte Anlagen) (siehe Erwägungsgrund 78).

(105) Schließlich können Kapazitätseinheiten, die den Emissionsgrenzwert einhalten, auch an ergänzenden Auktionen teilnehmen (siehe Erwägungsgrund 32). Diese Auktionen werden nur durchgeführt, wenn in den Primärauktionen nicht die erforderliche Kapazitätsmenge beschafft werden kann, um die Bedenken bezüglich der Angemessenheit auszuräumen (siehe Erwägungsgrund 27).

(106) In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen lässt sich feststellen, dass Polen nach dem 31. Dezember 2019 mehrere wettbewerbliche Angebotsverfahren für einen Lieferzeitraum nach dem 1. Juli 2025 durchgeführt hat, mit denen die Beteiligung von Kapazitätsanbietern, die die Anforderungen des Artikels 22 Absatz 4 der Elektrizitätsverordnung erfüllen, maximiert werden sollen.

Einhaltung von Artikel 22 der Elektrizitätsverordnung bei Primärauktionen

(107) Die Kommission hat die Gestaltung des polnischen Kapazitätsmechanismus in ihrem Beihilfebeschluss vom 7. Februar 2018 genehmigt. In den Erwägungsgründen 108 bis 120 wird bewertet, ob die Primärauktion mit Artikel 22 der Elektrizitätsverordnung im Einklang steht.

(108) In Artikel 22 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung sind spezifische Gestaltungsmerkmale festgelegt, die ein Kapazitätsmechanismus aufweisen muss ²⁹, und Artikel 22 Absatz 3 enthält spezifische Anforderungen an andere Kapazitätsmechanismen als strategische Reserven, z.B. den bestehenden Kapazitätsmechanismus.

(109) In Artikel 22 Absatz 1 Buchstaben g und h der Elektrizitätsverordnung ist festgelegt, dass die technischen Voraussetzungen für die Beteiligung von Kapazitätsanbietern im Vorfeld des Auswahlverfahrens festgelegt werden müssen und dass der Kapazitätsmechanismus allen Ressourcen offenstehen muss, die die erforderliche technische Leistung erbringen können, einschließlich Energiespeicherung und Laststeuerung. Die Präqualifikationsanforderungen für wettbewerbliche Gebotsverfahren, die nach dem 31. Dezember 2019 durchgeführt wurden, wurden vor dem Auswahlverfahren festgelegt (siehe Erwägungsgrund 11), und die Verfahren standen bestehenden und neuen Stromerzeugern, Laststeuerungsanbietern und Betreibern von Energiespeichern mit Sitz in Polen und ausländischen Kapazitäten offen (siehe Erwägungsgrund 10). Darüber hinaus tragen die Vorschriften für den Zugang (siehe Erwägungsgrund 10), die Vorlaufzeiten (siehe Erwägungsgrund 12) und die Vertragslaufzeiten (siehe Erwägungsgründe 15, 16 und 18) den Besonderheiten potenzieller Kapazitätsanbieter Rechnung, um gleiche Wettbewerbsbedingungen für die verschiedenen Technologien sowie für neue und bestehende Kapazitäten zu gewährleisten.

(110) Gemäß Artikel 22 Absatz 1 Buchstaben d und f der Elektrizitätsverordnung müssen die Kapazitätsanbieter in einem transparenten, diskriminierungsfreien und wettbewerblichen Verfahren ausgewählt werden und ihre Vergütung muss nach einem wettbewerblichen Verfahren bestimmt werden. Im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus werden die Kapazitätsanbieter durch Auktionen ausgewählt. Die Parameter der Auktionen sind öffentlich zugänglich und werden rechtzeitig vor den Auktionen festgelegt (siehe Erwägungsgründe 11 und 13). Die in den Erwägungsgründen 11 und 13 genannten Zulassungskriterien und sonstigen Gestaltungsmerkmale gewährleisten, dass die Auktionen diskriminierungsfrei und wettbewerblich sind. Die Auktionen werden als "Holländische Auktion" und clearingpreisgebunden veranstaltet und enden, wenn der niedrigste Preis festgestellt wurde, bei dem die Nachfrage dem Angebot entspricht (siehe Erwägungsgrund 13).

(111) Gemäß Artikel 22 Absatz 1 Buchstabe b der Elektrizitätsverordnung dürfen Kapazitätsmechanismen keine unnötigen Marktverzerrungen herbeiführen und den zonenübergreifenden Handel nicht beschränken. Der bestehende Kapazitätsmechanismus vergütet nur die Verfügbarkeit und nicht die tatsächlich erzeugte Elektrizität (siehe Erwägungsgrund 9). Durch das wettbewerbliche Zuweisungsverfahren wird sichergestellt, dass die vom Kapazitätsmarkt erzielten Einnahmen auf das notwendige Minimum beschränkt sind und es dem Großhandelsmarkt ermöglicht wird, angemessene Preis- und Investitionssignale zu senden. Darüber hinaus ist das wettbewerbliche Gebotsverfahren offen und diskriminierungsfrei (siehe Erwägungsgründe 11 und 13).

(112) Gemäß Artikel 22 Absatz 1 Buchstaben e und i der Elektrizitätsverordnung müssen Kapazitätsmechanismen Anreize für Kapazitätsanbieter bieten, damit die Kapazitätsanbieter in Zeiten voraussichtlich hoher Systembelastung zur Verfügung stehen, und vorsehen, dass Kapazitätsanbietern, die bei hoher Systembelastung nicht zur Verfügung stehen, angemessene Sanktionen auferlegt werden.

(113) Im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus werden Zahlungen dafür geleistet, dass die Kapazitätsanbieter in Zeiten voraussichtlich hoher Systembelastung zur Verfügung stehen, und es werden Sanktionen auferlegt, wenn sie nicht zur Verfügung stehen (siehe Erwägungsgründe 9 und 20).

(114) Gemäß Artikel 22 Absatz 1 Buchstabe c der Elektrizitätsverordnung darf ein Kapazitätsmechanismus nicht über das hinausgehen, was zum Angehen der Bedenken bezüglich der Angemessenheit erforderlich ist. Mit der in Erwägungsgrund 14 beschriebenen Methode wird sichergestellt, dass diese Anforderung erfüllt wird, indem a) die Bedenken bezüglich der Angemessenheit auf der Grundlage der Zahlungsbereitschaft der Verbraucher für Kapazitäten ermittelt werden (die zu versteigernde Kapazitätsmenge richtet sich nach dem Zuverlässigkeitsstandard) und b) die Kapazitätsmenge, die erforderlich ist, um die Bedenken bezüglich der Angemessenheit auszuräumen, unter Berücksichtigung der wahrscheinlichen Verfügbarkeit von Kapazitäten auf der Grundlage eines Vorschlags des ÜNB und unter Einbeziehung der NRB festgelegt wird.

(115) Zur Einhaltung von Artikel 22 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung stellt die Kommission fest, dass der wettbewerbliche Charakter des Zuweisungsverfahrens (siehe Erwägungsgründe 10, 11 und 13) und die Gestaltung der Auktionskurve (siehe Erwägungsgrund 14) gewährleisten, dass der Clearingpreis der Auktion im Einklang mit den Anforderungen des Buchstabens a gegen null geht, wenn genügend Kapazitäten auf dem Markt vorhanden sind. Darüber hinaus umfasst der bestehende Mechanismus einen Sekundärmarkt, um sicherzustellen, dass die Kapazitätsverpflichtungen im Einklang mit Buchstabe c zwischen den berechtigten Kapazitätsanbietern übertragbar sind. Die Anforderung von Buchstabe b, wonach den beteiligten Ressourcen im Rahmen des Kapazitätsmechanismus nur ihre Verfügbarkeit vergütet wird und dass Entscheidungen des Kapazitätsanbieters über die Erzeugung durch die Vergütung nicht beeinflusst werden, ist aus den in Erwägungsgrund 113 dargelegten Gründen erfüllt.

(116) Aus den in den vorstehenden Erwägungsgründen dargelegten Gründen stehen die Primärauktionen im Einklang mit Artikel 22 Absätze 1 und 3 der Elektrizitätsverordnung.

(117) In Artikel 22 Absatz 4 der Elektrizitätsverordnung sind die Anforderungen in Bezug auf den Emissionsgrenzwert und den CO₂-Budgetgrenzwert festgelegt. Polen hat einen Emissionsgrenzwert eingeführt und verhindert, dass bestehende Kraftwerke, deren Emissionen den Grenzwert überschreiten, an Auktionen teilnehmen, die nach dem 31. Dezember 2019 stattfanden (siehe Erwägungsgrund 8). Daher stehen die Primärauktionen, die nach dem 31. Dezember 2019 und für Lieferjahre nach 2025 durchgeführt wurden oder werden, im Einklang mit Artikel 22 Absatz 4 der Elektrizitätsverordnung.

(118) Gemäß Artikel 22 Absatz 5 der Elektrizitätsverordnung müssen die Kapazitätsmechanismen so angepasst werden, dass sie Kapitel IV der genannten Verordnung entsprechen, unbeschadet der Verpflichtungen oder Verträge, die vor dem 31. Dezember 2019 eingegangen oder geschlossen wurden.

(119) Die Kommission stellt fest, dass den vor dem 31. Dezember 2019 geschlossenen mehrjährigen Kapazitätsvereinbarungen (siehe Erwägungsgrund 16), die zu künftigen Zahlungen verpflichten, einschließlich derjenigen für die Stromerzeugung, bei der der Emissionsgrenzwert nicht eingehalten wird, im Einklang mit Artikel 22 Absatz 5 der Elektrizitätsverordnung genüge getan wird.

(120) In Anbetracht der vorstehenden Erwägungen werden die Bedingungen des Artikels 64 Absatz 2c Buchstabe a als erfüllt angesehen.

5.3.2. Artikel 64 Absatz 2c Buchstabe b: Primärauktionsverfahren - Kapazitätsmenge ist nicht ausreichend, um Bedenken bezüglich der Angemessenheit auszuräumen

(121) Gemäß Artikel 64 Absatz 2c Buchstabe b der Elektrizitätsverordnung setzt die Gewährung der Freistellung voraus, dass die Menge der im Rahmen des wettbewerblichen Angebotsverfahrens gemäß Buchstabe a des genannten Absatzes angebotenen Kapazität nicht ausreichend ist, um die Bedenken bezüglich der Angemessenheit für den von diesem Angebotsverfahren abgedeckten Lieferzeitraum auszuräumen. Die Bedenken bezüglich der Angemessenheit sollten gemäß Artikel 20 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung ermittelt werden.

5.3.2.1. In der NRAA festgestellte Bedenken bezüglich der Angemessenheit

(122) Gemäß Artikel 20 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung müssen die Mitgliedstaaten die Angemessenheit der Ressourcen in ihrem Hoheitsgebiet auf der Grundlage der ERAA nach Artikel 23 der Elektrizitätsverordnung beobachten. Ergänzend zur ERAA können die Mitgliedstaaten eine NRAA nach Artikel 24 der Elektrizitätsverordnung durchführen. Gemäß Artikel 24 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung müssen die NRAA einen regionalen Umfang haben und auf der in Artikel 23 Absatz 3 genannten Methode, insbesondere in Artikel 23 Absatz 5 Buchstaben b bis m der Elektrizitätsverordnung, beruhen.

(123) Eine NRAA muss sich gemäß Artikel 24 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung auf geeignete zentrale Referenzszenarien stützen. Gemäß Artikel 24 Absatz 1 Buchstabe a der genannten Verordnung können die Mitgliedstaaten Sensitivitäten in ihre NRAA aufnehmen, die mit den Besonderheiten von Stromangebot und -nachfrage auf nationaler Ebene in Zusammenhang stehen. Wie in Artikel 3 Absatz 6 der ERAA-Methode erwähnt, können diese Sensitivitäten eine breite Palette von Änderungen der Annahmen über den gesamten betrachteten geografischen Anwendungsbereich abdecken, einschließlich verschiedener Annahmen in Bezug auf Input-Daten wie installierte Kapazitäten, Schwankungen der zonenübergreifenden Kapazitäten und unterschiedliche Bewertungen der Belastbarkeit der in der EVA ermittelten Investitionen.

(124) Gemäß Artikel 24 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung muss, sofern sich bei der NRAA Bedenken bezüglich der Angemessenheit ergeben, die sich bei der ERAA nicht ergeben haben, die NRAA eine Begründung der Unterschiede zwischen den beiden Abschätzungen der Angemessenheit der Ressourcen, die Einzelheiten zu den verwendeten Sensitivitäten und den zugrunde liegenden Annahmen umfasst, beinhalten. Die NRAA muss veröffentlicht und der ACER zur Stellungnahme vorgelegt werden. In ihrer Stellungnahme prüft die ACER, ob die Unterschiede zwischen den beiden Abschätzungen gerechtfertigt sind.

(125) Die NRAA stellt die jüngste Abschätzung der Angemessenheit durch den polnischen ÜNB dar. Auf der Grundlage der NRAA hat Polen die in Erwägungsgrund 27 genannten Bedenken bezüglich der Angemessenheit ermittelt und die Notwendigkeit der beantragten Freistellung begründet. Während sich die NRAA auf die Jahre 2025 bis 2040 erstreckt, konzentriert sich die Abschätzung in diesem Beschluss auf den für die beantragte Freistellung relevanten Zeitraum 2025-2028.

(126) Während die ERAA 2023 für die Jahre, die von der Freistellung abgedeckt sind, keine Bedenken bezüglich der Angemessenheit ergab, wurden in der ERAA 2024 Bedenken bezüglich der Angemessenheit für 2026 und 2028 festgestellt. Die ERAA 2024 befindet sich derzeit im Verfahren der Genehmigung oder Änderung durch die ACER und stützt sich auf Daten, die auf den jüngsten Systementwicklungen und den neuesten verfügbaren Informationen beruhen. Diese untermauern die Schlussfolgerung der NRAA, dass für den Zeitraum, der von der Freistellung abgedeckt ist, Bedenken bezüglich der Angemessenheit bestehen.

(127) Die Kommission stellt jedoch fest, dass die Bedenken bezüglich der Angemessenheit unterschiedlich stark ausgeprägt sind. Wie in Abschnitt 3.2.3 beschrieben, hat die ACER eine Stellungnahme zur NRAA abgegeben. In ihrer Stellungnahme vergleicht die ACER die NRAA mit der ERAA 2023, da sie die ERAA 2024 noch nicht genehmigt hat. Die ACER quantifiziert jedoch weder die Auswirkungen der Unterschiede mit Blick auf die LOLE oder die EENS noch in Bezug auf die Kapazität, die erforderlich ist, um eine angemessene Stromerzeugung zu gewährleisten.

(128) Die Unterschiede zwischen der NRAA und der ERAA 2023 bei den Annahmen zu den Kapazitätsressourcen werden von der ACER als gerechtfertigt erachtet (siehe Erwägungsgrund 52).

Unterschiede bei den Annahmen zu den Kapazitätsressourcen

(129) Gemäß Artikel 23 Absatz 5 Buchstabe d der Elektrizitätsverordnung muss in der ERAA und der NRAA der Beitrag aller bestehenden und möglichen künftigen Ressourcen angemessen berücksichtigt werden. Darüber hinaus sollten gemäß Artikel 5 Absatz 10 der ERAA-Methode die für die ERAA und die NRAA verwendeten wirtschaftlichen Daten den neuesten besten verfügbaren Schätzungen entsprechen, die in der jüngsten CONE-Studie verwendet wurden, wie in der Methode zur Berechnung der Angemessenheitsparameter dargelegt.

(130) Die Kommission stimmt der von ACER vorgenommenen Bewertung der Annahmen zu den Kapazitätsressourcen zu und betrachtet die an der NRAA vorgenommenen Änderungen als angemessene Aktualisierungen, die entweder auf der jüngsten nationalen CONE-Studie oder auf den neuesten verfügbaren Informationen beruhen ³⁰.

Unterschied bei der Modellierung der Kapazitätsressourcen

(131) Zu den Unterschieden zwischen der NRAA und der ERAA 2023 bei der Modellierung der Kapazitätsressourcen konnte die ACER nicht feststellen, ob diese gerechtfertigt sind (siehe Erwägungsgrund 52). Die ACER stellt jedoch fest, dass die in der NRAA angewandten Änderungen zusammengenommen dazu führen, dass mehr Kapazitäten aus dem System austreten und die Angemessenheitsrisiken potenziell steigen.

(132) Gemäß Artikel 23 Absatz 5 Buchstabe b der Elektrizitätsverordnung sollten die Abschätzungen der Angemessenheit der Ressourcen eine wirtschaftliche Beurteilung der Wahrscheinlichkeit für die Abschaltung, die vorübergehende Stilllegung und den Neubau von Erzeugungsanlagen umfassen.

(133) Die Kommission stellt fest, dass sich die EVA-Modellierung der Ressourcen in der NRAA von derjenigen in der ERAA unterscheidet. Einige der Annahmen, die zu diesen Unterschieden geführt haben, sind in der NRAA bzw. in dem in Abschnitt 3.2.4 genannten Bericht nicht ausreichend begründet. Insbesondere zur EVA stellt die Kommission fest, dass in der NRAA wirtschaftliche Entscheidungen auf der Grundlage eines einzelnen Kalenderjahres simuliert und künftige Einnahmen nicht berücksichtigt werden. Dagegen beruhen die wirtschaftlichen Entscheidungen von Stromerzeugern und Investoren nach gängiger wirtschaftlicher Praxis in der Regel auf den prognostizierten Kosten und Einnahmen über einen längeren Zeitraum.

(134) Die Kommission stellt fest, dass in der NRAA davon ausgegangen wird, dass im Januar, einem Monat mit den häufigsten Knappheitsereignissen, bei einer größeren Zahl von Kraftwerken Wartungsarbeiten durchgeführt werden. Dadurch verringert sich die Verfügbarkeit von Ressourcen, was sich auf das Angemessenheitsrisiko auswirkt.

(135) Die Simulation wirtschaftlicher Entscheidungen auf der Grundlage von Kosten und Einnahmen für ein einziges Jahr entspricht nicht der gängigen wirtschaftlichen Praxis, da sie dazu führen könnte, dass einige Kraftwerke vorzeitig den Markt verlassen, obwohl sie über die wirtschaftliche Lebensdauer der Anlage rentabel sein könnten. Darüber hinaus hat Polen keine ausreichenden Nachweise für die Wartungspläne der Kraftwerke vorgelegt. Um diese Elemente in der NRAA mit der Elektrizitätsverordnung und der ERAA-Methode in Einklang zu bringen, sollte in der NRAA daher die Wahrscheinlichkeit für die Abschaltung, die vorübergehende Stilllegung und den Neubau von Erzeugungsanlagen auf der Grundlage der geschätzten Einnahmen und Kosten über einen Zeitraum von zehn Jahren und nicht nur für ein einziges Jahr geschätzt werden. Darüber hinaus sollte Polen die Annahmen zu den Wartungsmustern anhand der tatsächlichen Wartungspläne begründen und erläutern, wie diese Muster mit den Schätzungen in der NRAA zusammenhängen, um nachzuweisen, dass sie eine nationale Besonderheit des polnischen Kraftwerksparks darstellen.

(136) In der NRAA wird davon ausgegangen, dass ohne den Kapazitätsmechanismus zwischen 2025 und 2028 keine Laststeuerungsanlagen, Energiespeicheranlagen und Gaskraftwerke in den Markt eintreten würden.

(137) Was Laststeuerungsanlagen betrifft, stehen diese Annahmen mit der ERAA 2023 im Einklang. In der ERAA 2023 wird jedoch geschätzt, dass Batteriespeicheranlagen und Gaskraftwerke im Zeitraum 2025-2028 bzw. 2028 in den Markt eintreten werden. Wie auch in der Stellungnahme der ACER anerkannt, stellt die Annahme in der NRAA über den Markteintritt neuer Gaskraftwerke eine angemessene Aktualisierung dar, da die polnische NRAA nach der ERAA 2023 fertiggestellt wurde. Darüber hinaus ist es in Anbetracht der Vorlaufzeiten und der Dauer der Verfahren zur Erlangung von Bau- und Netzanschlussgenehmigungen sehr unwahrscheinlich, dass in den Jahren, die von der Freistellung abgedeckt werden (2025-2028), Gaskraftwerke auf Marktbasis in Betrieb genommen werden. Diese Überlegungen gelten auch für den Neueintritt von Speicheranlagen während des Zeitraums, der von der Freistellung abgedeckt ist.

Unterschiede bei den Annahmen zum zonenübergreifenden Austausch

(138) Die Unterschiede zwischen der polnischen NRAA und der ERAA 2023 bei den Annahmen für den zonenübergreifenden Austausch sind nach Auffassung der ACER nicht gerechtfertigt (siehe Erwägungsgrund 52).

(139) In Artikel 23 Absatz 5 Buchstabe d der Elektrizitätsverordnung ist vorgesehen, dass bei der ERAA-Methode, der auch die NRAA folgen müssen, die Beiträge aller Ressourcen, einschließlich der Ein- und Ausfuhrmöglichkeiten und ihres Beitrags zu einem flexiblen Systembetrieb, angemessen berücksichtigt werden müssen.

(140) Während die ERAA 2023 einen regionalen Ansatz verfolgt und ausdrücklich mehrere Gebotszonen modelliert, werden in der polnischen NRAA nicht ausdrücklich ausländische Gebotszonen modelliert. Dies hat zur Folge, dass Angebot und Nachfrage in den Nachbarländern nur begrenzt vorhersehbar sind. Darüber hinaus werden in der NRAA die Beiträge der Einfuhren zur Angemessenheit nur in vereinfachter Weise und die Ausfuhren überhaupt nicht berücksichtigt. Diese Annahmen zu Einfuhren und Ausfuhren können dazu führen, dass in der NRAA größere Bedenken bezüglich der Angemessenheit ermittelt werden als in der ERAA.

(141) Was die Einfuhren betrifft, so werden in der NRAA vereinfachte Durchschnittswerte für den Winter - eine Zeit, in der in der gesamten Region Knappheit herrschen dürfte und die Ausfuhren nach Polen zurückgehen dürften - verwendet, und diese Werte werden für das ganze Jahr angewandt, wenngleich die Einfuhren im Sommer in der Regel höher sind.

(142) Polen zufolge sind die Unterschiede bei den Annahmen zu den Einfuhren gerechtfertigt, da ein Ansatz angewandt worden sei, der nach seiner Ansicht mit der Methode für die grenzüberschreitende Beteiligung im Einklang stehe ( Artikel 26 Absatz 11 Buchstabe a der Elektrizitätsverordnung) (siehe Erwägungsgrund 55). Diese Methode sollte jedoch nur angewandt werden, um zu bestimmen, welche Menge an ausländischen Kapazitäten am Kapazitätsmechanismus teilnehmen kann, nachdem die Abschätzung der Angemessenheit durchgeführt wurde.

(143) Allerdings ist die Verteilung der geschätzten Stunden der Energieunterdeckung während des Jahres für die Dimensionierung von Kapazitätsauktionen von Bedeutung. Polen könnte diese Verteilung unter Berücksichtigung von Situationen, in denen zeitgleich Knappheit herrscht, bei der Festlegung der durch Kapazitätsauktionen zu beschaffenden Mengen berücksichtigen.

(144) Was die Annahmen zu den Ausfuhren betrifft, so werden in der NRAA die Ausfuhren für die Jahre, die von der Freistellung abgedeckt sind, auf null MW geschätzt. Diese Annahme wirkt sich auf die durch Ausfuhren erzielten Einnahmen aus und könnte somit Entscheidungen über Stilllegungen beeinflussen. Die Annahmen der NRAA zu den Ausfuhren sind weder in der NRAA noch in dem in Abschnitt 3.2.4 genannten Bericht hinreichend durch Nachweise oder Modellierungsergebnisse belegt. Daher sollte die Strommenge, die Polen künftig ausführen wird, auf der Grundlage einer Modellierung und unter Verwendung realistischer Annahmen, z.B. des Datensatzes aus der ERAA, geschätzt werden.

(145) In Anbetracht der vorstehenden Analyse kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die zur Erfüllung des Zuverlässigkeitsstandards erforderliche Kapazität auf der Grundlage einer aktualisierten NRAA neu berechnet werden muss, um die Einhaltung des Artikels 20 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung zu gewährleisten. In der NRAA muss insbesondere

1. die Strommenge, die Polen künftig ausführen wird, auf der Grundlage des Ergebnisses einer Modellierung und unter Verwendung realistischer Annahmen geschätzt werden und
2. die Wahrscheinlichkeit für die Abschaltung, die vorübergehende Stilllegung und den Neubau von Erzeugungsanlagen auf der Grundlage der geschätzten Einnahmen und Kosten über einen Zeitraum von zehn Jahren und nicht nur für ein einziges Jahr beurteilt werden und
3. es müssen die Annahmen zu den Wartungsmustern anhand der tatsächlichen Wartungspläne begründet werden und es muss erläutert werden, wie diese Muster mit den Schätzungen in der NRAA zusammenhängen, um nachzuweisen, dass sie eine nationale Besonderheit des polnischen Kraftwerksparks darstellen.

5.3.2.2. Kapazitätsmenge ist nicht ausreichend, um Bedenken bezüglich der Angemessenheit auszuräumen

(146) Wie in Erwägungsgrund 27 dargelegt, würden ergänzende Auktionen für einen bestimmten Lieferzeitraum nur dann durchgeführt, wenn der Bedarf an zusätzlicher Kapazität durch die Ergebnisse der NRAA belegt ist, und sofern die folgenden Bedingungen erfüllt sind:

• Die Primärauktionen (Hauptauktion und zusätzliche Auktionen) für den jeweiligen Lieferzeitraum sind abgeschlossen und
• in den Primärauktionen (Hauptauktion und zusätzliche Auktionen) konnte keine ausreichende Kapazität beschafft werden, um den Zuverlässigkeitsstandard für einen bestimmten Lieferzeitraum zu erfüllen, sodass die gemäß Artikel 20 Absatz 1 der Elektrizitätsverordnung ermittelten Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen nicht ausgeräumt werden konnten.

(147) Auf der Grundlage der NRAA hat Polen in Tabelle 1 die gesamten Kapazitätsverpflichtungen angegeben, die erforderlich sind, um den Zuverlässigkeitsstandard in den von der Freistellung abgedeckten Jahren (2025-2028) zu erfüllen. Polen hat die Kapazität für die Lieferjahre 2025 bis 2028 bereits durch die Hauptauktionen und für die Lieferjahre 2025 und 2026 durch die zusätzlichen Auktionen kontrahiert. Die zusätzlichen Auktionen für die Lieferjahre 2027 und 2028 haben noch nicht stattgefunden, da diese Auktionen im Jahr vor dem Lieferzeitraum durchgeführt werden (siehe Erwägungsgrund 12). Wie aus Tabelle 2 hervorgeht, reicht die in diesen Auktionen kontrahierte Kapazität nicht aus, um die gesamten erforderlichen Kapazitätsverpflichtungen zu erfüllen.

(148) In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen ist die Kommission der Auffassung, dass die Verfahrensanforderung nach Artikel 64 Absatz 2c Buchstabe b der Elektrizitätsverordnung erfüllt ist, da Polen bestätigt hat, dass ergänzende Auktionen erst nach Abschluss der Primärauktionen durchgeführt werden und auch nur dann, wenn in diesen Auktionen nicht genügend Kapazität beschafft wurde, um die in der NRAA ermittelten Bedenken bezüglich der Angemessenheit für den von diesen Auktionsverfahren abgedeckten Lieferzeitraum auszuräumen.

(149) Wie bereits erwähnt, sollte die NRAA jedoch wie in Erwägungsgrund 145 beschrieben aktualisiert werden.

(150) Darüber hinaus muss die polnische NRB prüfen, ob die Gesamtkapazität, die im Rahmen der aktualisierten NRAA beschafft werden soll, gerechtfertigt ist und insbesondere, ob sie dem Bedarf des Systems bei zeitgleicher Knappheit entspricht.

5.3.3. Artikel 64 Absatz 2c Buchstabe c: Ergänzende Auktionen

(151) Wie in Erwägungsgrund 31 dargelegt, hat Polen bestätigt, dass die ergänzenden Auktionen unter denselben Gestaltungsbedingungen durchgeführt werden, wie sie für die Primärauktionen gelten (siehe Abschnitt 2), mit Ausnahme der folgenden in Erwägungsgrund 31 beschriebenen Elemente: i) Zulassungskriterien, ii) Frequenz der Auktionen, iii) Formel zur Bestimmung der zu beschaffenden Kapazitätsmenge und iv) Vertragslaufzeit.

(152) Zu den Gestaltungsmerkmalen der ergänzenden Auktionen, die nicht von denen der Primärauktionen abweichen, verweist die Kommission auf die Erwägungen in den Erwägungsgründen 108 bis 116 und ist der Auffassung, dass sie den einschlägigen Anforderungen des Artikels 22 der Elektrizitätsverordnung entsprechen, mit Ausnahme der in Absatz 4 Buchstabe b des genannten Artikels festgelegten Anforderungen.

5.3.3.1. Zulassungskriterien

(153) Die Berechtigung zur Teilnahme an ergänzenden Auktionen ist breiter gefasst als bei den Primärauktionen, da sie auch bestehenden Kraftwerken offenstehen, die den Emissionsgrenzwert gemäß Artikel 22 Absatz 4 Buchstabe b der Elektrizitätsverordnung nicht einhalten. Die Kommission stellt fest, dass dies ein Element der beantragten Freistellung darstellt und mit Artikel 64 Absatz 2b der Elektrizitätsverordnung im Einklang steht.

(154) Zur grenzüberschreitenden Beteiligung an ergänzenden Auktionen stellt die Kommission fest, dass ausländische Kapazitätsanbieter nach demselben Verfahren wie bei Primärauktionen an ergänzenden Auktionen teilnehmen dürfen (vgl. Erwägungsgrund 10). Die in ergänzenden Auktionen angebotene Menge wird berechnet, indem die Menge der Kapazität, die bereits im Rahmen der Primärauktionen an ausländische Teilnehmer vergeben wurde, von der maximalen Eintrittskapazität abgezogen wird, die für die Beteiligung ausländischer Kapazitäten zur Verfügung steht, welche nach der ACER-Methode für die grenzüberschreitende Beteiligung berechnet wird.

(155) Da die maximale Eintrittskapazität, die für die Beteiligung ausländischer Kapazitäten zur Verfügung steht, eine Schätzung darstellt, in welchem Maße ausländische Kapazitäten bei hoher Systembelastung zur Angemessenheit der Stromerzeugung beitragen können, darf dieselbe Kapazität nicht zweimal für denselben Lieferzeitraum durch die Primärauktionen und ergänzenden Auktionen zugeteilt werden.

(156) Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass die Formel zur Berechnung der für die grenzüberschreitende Beteiligung an ergänzenden Auktionen angebotenen Kapazität angemessen ist.

5.3.3.2. Frequenz der Auktionen

(157) Zu den Unterschieden bei der Frequenz der Auktionen zwischen Primärauktionen und ergänzenden Auktionen verweist die Kommission auf die Begründung in Abschnitt 5.3.2.2 und hält sie für angemessen, da die ergänzenden Auktionen erst nach Abschluss der Primärauktionen durchgeführt werden und auch nur dann, wenn in diesen Auktionen nicht genügend Kapazität beschafft wurde, um die in der NRAA ermittelten Bedenken bezüglich der Angemessenheit für den von diesen Auktionen abgedeckten Lieferzeitraum auszuräumen.

5.3.3.3. Vertragsdauer und Länge des Lieferzeitraums

(158) In Artikel 64 Absatz 2c Buchstabe c der Elektrizitätsverordnung ist vorgesehen, dass für die Kapazität, die Emissionen über den Emissionsgrenzwert hinaus ausstößt, Zahlungen getätigt werden oder 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 werden dürfen.

(159) Erzeugungseinheiten, die den Emissionsgrenzwert nicht einhalten, erhalten die Möglichkeit, Verträge mit einer Laufzeit von bis zu einem Jahr abzuschließen (siehe Erwägungsgrund 28). Sie können in den ergänzenden Auktionen einen Vertrag mit einer Laufzeit von sechs Monaten (zweites Halbjahr 2025) oder einem Jahr (2026, 2027 oder 2028) abschließen.

(160) Die Jahresverträge dürfen die Laufzeit der beantragten Freistellung, die am 31. Dezember 2028 endet, nicht überschreiten. Dementsprechend werden Verpflichtungen für Kapazitätszahlungen nur bis spätestens Ende 2028 eingegangen (siehe Erwägungsgrund 37).

(161) Daher entsprechen die Vertragsdauer und Länge des Lieferzeitraums den Anforderungen des Artikels 64 Absatz 2c Buchstabe c der Elektrizitätsverordnung.

5.3.3.4. Zur Ausräumung der Bedenken bezüglich der Angemessenheit erforderliche Kapazität

(162) Gemäß Artikel 64 Absatz 2c Buchstabe c der Elektrizitätsverordnung darf durch ein zusätzliches Auktionsverfahren ausschließlich die Kapazität beschafft werden, die erforderlich ist, um die in Absatz 2c Buchstabe b genannten Bedenken bezüglich der Angemessenheit auszuräumen.

(163) Polen hat bestätigt, dass für den Fall, dass die Ergebnisse der NRAA die Notwendigkeit ergänzender Auktionen belegen, diese Auktionen auf die Beschaffung der Kapazitätsmenge beschränkt werden, die zur Erfüllung des Zuverlässigkeitsstandards erforderlich ist und nach der in Erwägungsgrund 35 dargelegten Formel ermittelt wird ³¹.

(164) In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen ist die Kommission der Auffassung, dass die Verfahrensanforderung nach Artikel 64 Absatz 2c Buchstabe c der Elektrizitätsverordnung erfüllt ist, da mit der in Erwägungsgrund 35 dargelegten Formel sichergestellt wird, dass bei den ergänzenden Auktionen nur die Kapazitätsmenge kontrahiert wird, die erforderlich ist, um die Bedenken bezüglich der Angemessenheit auszuräumen.

(165) Die NRAA sollte jedoch, wie in Erwägungsgrund 145 beschrieben, aktualisiert und von der NRB überprüft werden (siehe Erwägungsgrund 150).

5.4. Bewertung des Berichts zum Antrag auf Freistellung, einschließlich der Auswirkungen der beantragten Freistellung auf die Treibhausgasemissionen

(166) In Artikel 64 Absatz 2c heißt es: "Die Kommission bewertet die Auswirkungen des in Absatz 2b genannten Antrags hinsichtlich der Treibhausgasemissionen. Die Kommission kann die Freistellung nach Prüfung des in Artikel 64 Absatz 2d genannten Berichts gewähren."

(167) Gemäß Artikel 64 Absatz 2d der Elektrizitätsverordnung ist dem Antrag auf Freistellung ein Bericht des Mitgliedstaats beizufügen, der Folgendes enthält:

1. eine Bewertung der Auswirkungen der Freistellung hinsichtlich der Treibhausgasemissionen und auf den Übergang zu erneuerbarer Energie, mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung;
2. einen Plan mit Etappenzielen für die Abkehr von der Beteiligung der in Absatz 2b 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.

(168) Polen hat einen Bericht vorgelegt, der alle in Artikel 64 Absatz 2d aufgeführten Elemente enthält. Im Einzelnen hat Polen Folgendes vorgelegt:

• eine Bewertung der Auswirkungen der Freistellung auf die Treibhausgasemissionen (siehe Erwägungsgründe 56 bis 61),
• eine Bewertung der Auswirkungen auf die Energiewende (siehe Erwägungsgründe 62 bis 66),
• eine Bewertung der Investitionshemmnisse auf der Grundlage von Erhebungen des Ministeriums und der NRB (siehe Erwägungsgründe 67 bis 71) und
• einen Plan für die Abkehr von der Teilnahme von Kapazitäten, die den Emissionsgrenzwert nicht einhalten, am bestehenden Kapazitätsmechanismus (siehe Erwägungsgründe 72 bis 85).

(169) In dem Bericht vergleicht Polen bei der Bewertung der Auswirkungen der Freistellung auf die Treibhausgasemissionen die beiden in der NRAA dargestellten Szenarien: das Szenario, in dem die Kapazität, die den Emissionsgrenzwert nicht einhält, unter die beantragte Freistellung fällt, und das Szenario, in dem die beantragte Freistellung nicht angewandt wird.

(170) Die Kommission stellt fest, dass die Treibhausgasemissionen in dem Szenario, in dem die beantragte Freistellung angewandt wird, höher sind, da dieses Szenario eine stärkere Nutzung der Kohleverstromung im System beinhaltet. Der Anstieg der Treibhausgasemissionen ist jedoch moderat (siehe Erwägungsgrund 59). Darüber hinaus würde die Freistellung nur für eine begrenzte Anzahl von Jahren gelten (2025-2028) und ausschließlich die Beschaffung derjenigen Kapazität erlauben, die erforderlich ist, um die in der NRAA - die geändert werden sollte, wie in den Erwägungsgründen 145 und 150 dargelegt - ermittelten Bedenken bezüglich der Angemessenheit auszuräumen. Sollte die geänderte NRAA weiterhin Bedenken bezüglich der Angemessenheit ergeben, die durch die Primärauktionen nicht ausgeräumt werden können, wäre Polen ohne die Freistellung nicht in der Lage, seinen Zuverlässigkeitsstandard zu erfüllen.

(171) Die Kommission stellt ferner fest, dass es aus den in den Erwägungsgründen 59, 74 und 81 dargelegten Gründen unwahrscheinlich ist, dass in dem von der Freistellung abgedeckten Zeitraum ohne öffentliche Unterstützung neue regelbare Kapazitäten auf den Markt gelangen werden. Nach Ablauf der Freistellung sind Kapazitäten, deren Emissionen den Emissionsgrenzwert überschreiten, nicht mehr zur Teilnahme am Kapazitätsmarkt berechtigt.

(172) Polen geht davon aus, dass nur eine begrenzte Zahl dieser Kapazitäten auf dem Energiemarkt rentabel sein wird, da es keine finanziellen Anreize gibt, die Wartungs- und Betriebskosten hoch sind und die Zahl der Betriebsstunden und die entsprechenden Einnahmen gering sind. Dies dürfte dazu führen, dass solche Kraftwerke nach Ablauf der Freistellung stillgelegt werden (siehe Erwägungsgrund 73). Die Kommission stellt fest, dass der prognostizierte Rückgang des Anteils der Kohleverstromung Anreize für private und öffentliche Investitionen zur Ersetzung von Kohleverstromungskapazitäten bieten dürfte. Die Freistellung würde somit sicherstellen, dass solche Investitionen angemessen geplant werden können, um mittelfristig einen geordneten Übergang zu einem weniger CO₂-intensiven Elektrizitätssystem zu erleichtern und gleichzeitig die Risiken für die Energieversorgungssicherheit zu mindern.

(173) Darüber hinaus erkennt die Kommission an, dass Polen für den von der beantragten Freistellung abgedeckten Zeitraum bereits über den bestehenden Kapazitätsmechanismus und andere Förderregelungen emissionsärmere Kapazitäten beschafft hat oder zu beschaffen beabsichtigt (siehe Erwägungsgründe 76 und 78). Die Ergebnisse der Primärauktionen, insbesondere der jüngsten (siehe Erwägungsgrund 78), zeigen, dass Kapazitäten, die den Emissionsgrenzwert einhalten, bei Kapazitätsauktionen erfolgreich waren.

(174) Was rechtliche Reformen zur Förderung der Investitionen anbelangt, die erforderlich sind, um die Kohleverstromung zu ersetzen, wird Polen die in seinem Umsetzungsplan vorgesehenen Maßnahmen weiter durchführen. Darüber hinaus stellt die Kommission fest, dass Polen zusätzliche Regulierungsmaßnahmen mit einem Umsetzungszeitplan vorgeschlagen hat, z.B. die Aufhebung von Beschränkungen für den Ausbau der Onshore-Windenergie, die Beschleunigung des Genehmigungsverfahrens und die Verbesserung des Netzanschlussverfahrens. Diese Maßnahmen werden günstigere Marktbedingungen für Investitionen in erneuerbare Energien, Laststeuerung, Speicherung, Erzeugung durch Erdgas sowie Übertragungs- und Verbindungskapazitäten schaffen (siehe Erwägungsgründe 82 bis 85).

6. Dauer der Freistellung

(175) Gemäß Artikel 64 Absatz 2c letzter Unterabsatz der Elektrizitätsverordnung kann die Freistellung bis zum 31. Dezember 2028 angewandt werden, sofern die in Abschnitt 5.3 festgelegten Bedingungen während der gesamten Dauer der Freistellung erfüllt sind.

(176) Mit dieser Anforderung soll sichergestellt werden, dass bei einer Freistellung für drei Jahre die in Artikel 64 Absatz 2c Buchstaben a bis c festgelegten Bedingungen nicht nur zum Zeitpunkt der Gewährung der Freistellung, sondern bis zum Ende des Dreijahreszeitraums erfüllt sind.

(177) Wie aus Erwägungsgrund 2 hervorgeht, hat Polen für den Zeitraum vom 1. Juli 2025 bis zum 31. Dezember 2028 eine Freistellung von der Anforderung in Artikel 22 Absatz 4 Buchstabe b der Elektrizitätsverordnung beantragt.

(178) Die Kommission verweist auf die Bewertung in Abschnitt 5.3 und ist der Auffassung, dass die in Artikel 64 Absatz 2c Buchstaben a bis c der Elektrizitätsverordnung festgelegten Bedingungen für das Lieferjahr 2025 erfüllt sind. Die Kommission bedauert, dass Polen die erste ergänzende Auktion im Mai 2025 und damit vor Erlass dieses Beschlusses durchgeführt hat. Die Kommission stellt jedoch fest, dass die erste ergänzende Auktion unter der Bedingung durchgeführt wurde, dass die endgültigen Auktionsergebnisse erst nach Erlass dieses Beschlusses bekannt gegeben werden (siehe Erwägungsgrund 30).

(179) Die Kommission ist ferner der Auffassung, dass Polen Vorkehrungen getroffen hat, um sicherzustellen, dass diese Bedingungen auch in den folgenden Lieferjahren erfüllt werden (siehe z.B. Erwägungsgründe 27, 31 und 34). Die Kommission stellt fest, dass Polen bei Bedarf ergänzende Auktionen für die folgenden Lieferzeiträume durchführen würde: für das zweite Halbjahr 2025 (Halbjahresvertrag) und für die Lieferjahre 2026, 2027 und 2028 (Jahresverträge).

(180) Polen sollte die Kommission über jede Änderung der Bedingungen gemäß Artikel 64 Absatz 2c Buchstaben a bis c der Elektrizitätsverordnung während des von der Freistellung abgedeckten Zeitraums unterrichten.

7. Schlussfolgerung

(181) In Anbetracht der vorstehenden Erwägungen wird Polen unter den in Artikel 1 dieses Beschlusses beschriebenen Bedingungen eine Freistellung nach Artikel 64 Absatz 2b der Elektrizitätsverordnung gewährt

- hat folgenden Beschluss erlassen:

Artikel 1

Der Republik Polen wird unter den folgenden Bedingungen eine Freistellung von Artikel 22 Absatz 4 Buchstabe b der Verordnung (EU) 2019/943 in Bezug auf den Emissionsgrenzwert für den bestehenden Kapazitätsmechanismus, der von der Kommission vor dem 4. Juli 2019 genehmigt wurde, gewährt:

1. Polen ändert die NRAA, um den in Erwägungsgrund 145 dargelegten Punkten Rechnung zu tragen. Die NRAA enthält insbesondere Folgendes:
   1. eine Schätzung der Strommenge, die Polen künftig ausführen wird, auf der Grundlage des Ergebnisses einer Modellierung und unter Verwendung realistischer Annahmen und
   2. eine Beurteilung der Wahrscheinlichkeit für die Abschaltung, die vorübergehende Stilllegung und den Neubau von Erzeugungsanlagen auf der Grundlage der geschätzten Einnahmen und Kosten über einen Zeitraum von zehn Jahren und nicht nur für ein einziges Jahr und
   3. eine Begründung der Annahmen zu den Wartungsmustern anhand der tatsächlichen Wartungspläne und eine Erläuterung, wie diese Muster mit den Schätzungen in der NRAA zusammenhängen, um nachzuweisen, dass sie eine nationale Besonderheit des polnischen Kraftwerksparks darstellen.
2. Die polnische NRB prüft, ob die Gesamtkapazität, die im Rahmen der aktualisierten NRAA beschafft werden soll, gerechtfertigt ist und insbesondere, ob sie dem Bedarf des Systems bei zeitgleicher Knappheit entspricht.

Artikel 2

Die Republik Polen kann gestatten, 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 ausstößt, ausnahmsweise im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus, der von der Kommission vor dem 4. Juli 2019 gebilligt wurde, Zahlungen getätigt werden bzw. ihr gegenüber Verpflichtungen für künftige Zahlungen nach dem 1. Juli 2025 eingegangen werden.

Artikel 3

Die gewährte Freistellung gemäß Artikel 1 gilt bis zum 31. Dezember 2028, sofern die in Artikel 64 Absatz 2c der Verordnung (EU) 2019/943 festgelegten Bedingungen während der gesamten Dauer der Freistellung erfüllt sind.

Artikel 4

Dieser Beschluss ist an die Republik Polen gerichtet.

Brüssel, den 11. August 2025

ENDE