KOMMISSIONENS AFGØRELSE (EU) 2020/348

af 24. oktober 2019

om statsstøtte SA.35980 — 2019/C — Det Forenede Kongerige — Reform af elmarkedet: kapacitetsmekanismer

(meddelt under nummer C(2019) 7610)

(Kun den engelske udgave er autentisk)

(EØS-relevant tekst)

EUROPA-KOMMISSIONEN HAR —

under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, særlig artikel 108, stk. 2, første afsnit,

under henvisning til aftalen om Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde, særlig artikel 62, stk. 1, litra a),

efter at have opfordret interesserede parter til at fremsætte deres bemærkninger i henhold til ovenstående bestemmelser (1) og under hensyntagen til disse bemærkninger, og

ud fra følgende betragtninger:

1. SAGSFORLØB

(1) Efter kontakterne forud for anmeldelsen anmeldte Det Forenede Kongeriges myndigheder den 23. juni 2014 i overensstemmelse med traktatens artikel 108, stk. 3, en foreslået foranstaltning til støtte for kapacitetsleverandører på elmarkedet i Storbritannien (2). Denne foranstaltning benævnes i denne afgørelse »foranstaltningen«.

(2) Den 23. juli 2014 besluttede Kommissionen ikke at gøre indsigelse mod den støtteordning, hvorved foranstaltningen blev indført, med den begrundelse, at ordningen var forenelig med traktatens artikel 107, stk. 3, litra c), og dermed var forenelig med det indre marked (3) (»afgørelsen fra 2014«).

(3) Den første auktion på det kapacitetsmarked, som foranstaltningen vedrører, (»kapacitetsmarkedet«) blev afholdt den 16.-18. december 2014. Auktionen omhandlede levering af kapacitet fire år senere, nemlig i 2018.

(4) Den 15. november 2018 annullerede Den Europæiske Unions Ret i sag T-793/14 — Tempus Energy og Tempus Energy Technology mod Kommissionen — afgørelsen fra 2014 (»Rettens dom«). Sammenfattende fandt Retten, at Kommissionen burde have næret tvivl om, hvorvidt foranstaltningen var forenelig med det indre marked, på grundlag af varigheden af og omstændighederne under kontakterne forud for anmeldelsen og Kommissionens manglende passende sagsoplysning under den foreløbige undersøgelse af visse aspekter ved kapacitetsmarkedet, herunder mere specifikt efterspørgselsstyringens rolle og behandlingen deraf i den anmeldte kapacitetsmekanisme. Denne tvivl burde have fået Kommissionen til at indlede den formelle undersøgelsesprocedure fastsat i traktatens artikel 108, stk. 2, og dermed give interesserede parter mulighed for at fremsætte deres bemærkninger og fremsende relevante oplysninger til Kommissionen, således at den bedre kunne vurdere kapacitetsmarkedets forenelighed med det indre marked.

(5) Det Forenede Kongerige indsendte supplerende oplysninger den 20. december 2018.

(6) Kommissionen appellerede Rettens dom den 25. januar 2019 (sag C-57/19). Eftersom appellen ikke har opsættende virkning, tog Kommissionen kapacitetsmarkedet op til fornyet vurdering for at efterkomme Rettens dom.

(7) Efter denne fornyede vurdering underrettede Kommissionen ved brev af 21. februar 2019 Det Forenede Kongerige om sin beslutning om at indlede proceduren efter traktatens artikel 108, stk. 2, med hensyn til foranstaltningen.

(8) Kommissionens afgørelse om at indlede proceduren (»åbningsafgørelsen«) blev offentliggjort i Den Europæiske Unions Tidende (4). Kommissionen opfordrede interesserede parter til at fremsætte bemærkninger.

(9) Ved brev af 12. april 2019 fremsendte Det Forenede Kongerige sine bemærkninger til åbningsafgørelsen til Kommissionen. Kommissionen modtog bemærkninger fra 35 interesserede parter. Den fremsendte disse bemærkninger til Det Forenede Kongerige med anmodning om bemærkninger. Kommissionen modtog Det Forenede Kongeriges bemærkninger ved brev af 7. juni 2019, 19. juli 2019 og 12. september 2019.

(10) Den 29. marts 2017 indgav Det Forenede Kongerige meddelelsen om, at landet agter at udtræde af Unionen i henhold til artikel 50 i traktaten om Den Europæiske Union (TEU). I henhold til artikel 50, stk. 3, i TEU ophører traktaterne med at finde anvendelse på den udtrædende stat på datoen for udtrædelsesaftalens ikrafttræden eller, hvis en sådan aftale ikke foreligger, to år efter meddelelsen, medmindre Det Europæiske Råd efter aftale med den pågældende medlemsstat med enstemmighed beslutter at forlænge denne frist. Fristen er blevet forlænget to gange, senest ved Det Europæiske Råds afgørelse (EU) 2019/584 (5), hvorved fristen blev forlænget til den 31. oktober 2019.

(11) Den 11. januar 2019 gav Rådet ved afgørelse (EU) 2019/274 (6) bemyndigelse til undertegnelse af den udtrædelsesaftale, der blev opnået enighed om på forhandlerniveau den 14. november 2018. Den 17. oktober 2019 godkendte Det Europæiske Råd den reviderede udtrædelsesaftale, der blev opnået enighed om på forhandlerniveau. Den 21. oktober ændrede Rådet efter forslag fra Kommissionen (7) afgørelse (EU) 2019/274 med henblik på at bemyndige undertegnelsen af den reviderede aftale. Unionen bekræftede på ny, at den er rede til hurtigt at undertegne og indgå udtrædelsesaftalen, hvis Det Forenede Kongeriges parlament godkender denne. I udtrædelsesaftalens fjerde del er der fastsat en overgangsperiode, der begynder på datoen for aftalens ikrafttræden, og i hvilken EU-retten fortsat finder anvendelse på og i Det Forenede Kongerige som fastsat heri.

(12) Under alle omstændigheder finder denne afgørelse kun anvendelse, så længe EU-retten finder anvendelse på og i Det Forenede Kongerige.

2. DETALJERET BESKRIVELSE AF FORANSTALTNINGEN

2.1. Resumé af foranstaltningen

(13) I 2014 vurderede Det Forenede Kongerige, at elmarkedet i Storbritannien ville nå kritiske niveauer for tilstrækkelig produktion omkring 2017/18. Det Forenede Kongerige udformede derfor foranstaltningen som et kapacitetsmarked, hvor systemoperatøren organiserer centraliserede auktioner for levering af den kapacitet, der kræves for at sikre tilstrækkelig produktion.

(14) De auktioner, der blev organiseret under foranstaltningen, var i første omgang åbne for eksisterende og nye elproducenter samt efterspørgselsstyringsoperatører og lagringsoperatører. De var åbne for sammenkøringer fra og med den anden auktion i 2015.

(15) De valgte tilbudsgivere i auktionerne får tildelt kapacitetsaftaler, i henhold til hvilke de vil modtage et fast vederlag i kapacitetsaftalens løbetid til gengæld for en forpligtelse til at levere elektricitet i spidslastperioder, hvis systemoperatøren anmoder herom. Kapacitetsleverandøren pålægges økonomiske sanktioner, såfremt denne ikke leverer den mængde energi, der kræves i henhold til kapacitetsaftalen. Foranstaltningen finansieres via en afgift på elleverandørerne.

(16) Den første auktion blev afholdt i 2014 med henblik på levering af kapacitet i 2018. Den blev efterfulgt af tre yderligere auktioner med henblik på levering fire år senere (»T-4«) (i 2015, 2016 og 2017), én med henblik på levering et år senere (»T-1«) (i 2017) og to overgangsauktioner (»OA«) (i 2016 og 2017).

(17) Det Forenede Kongerige suspenderede foranstaltningen den 15. november 2018 efter Rettens dom, som omhandlet i betragtning 4, der nu er appelleret. Det Forenede Kongerige bekræftede, at der ikke ville blive ydet yderligere støtte via auktioner på kapacitetsmarkedet, og at betalingerne for den støtte, der blev ydet via de auktioner, der allerede havde fundet sted, var blevet standset, indtil Kommissionen havde truffet afgørelse om godkendelse af foranstaltningen.

(18) Efter Rettens dom har Det Forenede Kongerige dog truffet følgende foranstaltninger: a) I juni 2019 blev der afholdt en supplerende T-1-auktion med henblik på levering af kapacitet i leveringsåret 2019/20, som medførte, at der blev tildelt betingede kapacitetsaftaler, der var betinget af, at der blev opnået godkendelse af statsstøtte, og at de nødvendige proceduremæssige foranstaltninger blev truffet i henhold til lovgivningen om oprettelse af kapacitetsmarkedet. b) Overholdelsen af de kapacitetsaftaler, der var tildelt ved tidligere auktioner, blev stadig håndhævet, således at der med forbehold af en positiv afgørelse om statsstøtte kunne foretages udskudte kapacitetsbetalinger til kapacitetsleverandører, som havde opfyldt deres forpligtelser i standstillperioden. c) Elleverandørerne skulle fortsat vælte afgiften over på forbrugerne i standstillperioden for at sikre, at de ville være i stand til fuldt ud og med det samme at betale udestående leverandørafgifter for standstillperioden, hvis der blev givet godkendelse til statsstøtte. d) Der blev den 22. juli 2019 iværksat en udvælgelsesprocedure med henblik på en T-1-auktion (leveringsåret 2020/21), en T-3-auktion (leveringsåret 2022/23) og en T-4-auktion (leveringsåret 2023/24), der hver især skulle afholdes i første kvartal af 2020.

2.2. Retsgrundlag og offentlige ordninger

(19) Foranstaltningens retsgrundlag er UK Energy Act 2013 (Det Forenede Kongeriges energilov af 2013). Den afledte ret i form af Electricity Capacity Regulations 2014 (bekendtgørelse af 2014 om elkapacitet), Electricity Capacity (Supplier Payments etc.) Regulations 2014 (bekendtgørelse af 2014 om elkapacitet (leverandørbetalinger mv.)) og Capacity Market Rules 2014 (regler af 2014 om kapacitetsmarkedet) regulerer gennemførelsen af foranstaltningen.

(20) Det Forenede Kongerige gennemgår regelmæssigt kapacitetsmarkedsmekanismen i lyset af den feedback, der modtages fra de enkelte auktionsprocesser. Man har også gennemført en række offentlige høringer for at foretage gradvise forbedringer af de nærmere reguleringsmæssige detaljer vedrørende visse af ordningens særlige aspekter. Energitilsynsmyndigheden (Ofgem) indsamler også årligt synspunkter fra interessenter om potentielle ændringer af ordningens operationelle og administrative funktioner og vedtager ændringer af reglerne. Desuden er det planlagt, at der skal foretages en mere formel og omfattende revision hvert femte år med deltagelse af både regeringen og Ofgem for at vurdere, i hvilket omfang kapacitetsmarkedet opfylder sine mål, og hvorvidt det stadig er det mest effektive middel til at nå disse mål. Målene omfatter en vurdering af de underliggende markedssvigt. Revisionen består i det væsentlige af følgende to faser: a) Ofgem foretager hvert femte år en revision af de områder af kapacitetsmarkedets udformning, der er omfattet af kapacitetsmarkedsreglerne, og ser på ordningens effektivitet, og hvorvidt de eksisterende ordninger er egnede til formålet. b) Regeringen vurderer kapacitetsmarkedet og dets mål ud fra et mere overordnet perspektiv og tager stilling til spørgsmålet om, hvorvidt der stadig er behov for kapacitetsmarkedet i fremtiden, eller om det bør udfases, og i hvilket omfang målene for kapacitetsmarkedet kan nås på en sådan måde, at der reguleres mindre. Denne vurdering sker på grundlag af regeringens årlige interne overvejelser om, hvorvidt der skal gennemføres en kapacitetsmarkedsauktion, og af resultaterne af Ofgems første revision. Regeringen gennemfører offentlige høringer som led i denne revisionsproces.

(21) Det Forenede Kongeriges regering indledte den første femårige revisionsproces ved at offentliggøre en opfordring til indsendelse af dokumentation i august 2018 og anmodede dermed om synspunkter og dokumentation på højt plan i forbindelse med spørgsmål som f.eks., hvorvidt der fortsat er behov for kapacitetsmarkedet, og afdækning af eventuelle prioriterede områder, hvor der bør foretages ændringer. I september 2018 offentliggjorde Ofgem et åbent brev med anmodning om synspunkter og dokumentation for, at reglerne fortsat opfylder deres mål. Den endelige rapport om Det Forenede Kongeriges regerings femårige revision blev offentliggjort den 22. juli 2019 (8), mens Ofgems endelige rapport blev offentliggjort den 31. juli 2019 (9). Desuden offentliggjorde Det Forenede Kongeriges House of Commons' videnskabs- og teknologiudvalg (»Science and Technology Committee«) den 22. august 2019 en rapport, hvor et af emnerne var det britiske kapacitetsmarked (10).

(22) Foranstaltningen gennemføres af den britiske regering, Ofgem, gennemførelsesorganet (National Grid (»NG«)), afregningsorganet (en ny institution, der blev oprettet i henhold til energiloven af 2013, og som er underlagt regeringens ledelse og tilsyn) samt leverandøren af afregningsydelser (Elexon). Nedenfor gives en kort, overordnet beskrivelse af deres roller og ansvarsområder.

(23) Det Forenede Kongeriges regering er ansvarlig for det strategiske tilsyn med kapacitetsmarkedet, for ændringer af bekendtgørelserne om ordningen og for at sikre fortsat ansvarlighed for de centrale aspekter af udformningen af kapacitetsmarkedet. Bekendtgørelserne omfatter f.eks. generelle kriterier for adgang til kapacitetsmarkedsauktioner, systemoperatørens funktioner i forbindelse med levering af kapacitetsmarkedet og afregning af betalinger.

(24) Det Forenede Kongeriges regering har udarbejdet kapacitetsmarkedsreglerne, men Ofgem har ansvaret for at gennemføre dem (både den britiske regering og Ofgem kan ændre reglerne). Kapacitetsmarkedsreglerne omfatter tekniske regler og procedurer for udvælgelse og kapacitetsauktioner, indholdet af kapacitetsaftalerne og kapacitetsaftaleparternes forpligtelser. Når Ofgem behandler regelændringer er den bundet af en række mål, der er fastsat i bekendtgørelserne og reglerne, og som sikrer gennemsigtighed og tillid til forvaltningen af kapacitetsmarkedet. Ofgem har også ansvaret for at løse tvister, der rejses af ansøgerne vedrørende resultatet af udvælgelsen.

(25) Systemoperatøren er National Grid. Den varetager levering på kapacitetsmarkedet, herunder: at rådgive ministrene om udsigterne for forsyningssikkerheden og anbefale den kapacitetsmængde, der skal indgå i auktionen for at opfylde pålidelighedsstandarden, at udvælge auktionsdeltagere, administrere kapacitetsauktioner og udstede kontrakter (de såkaldte kapacitetsaftaler) med de udvalgte tilbudsgivere, at udvikle og forvalte nye understøttende procedurer, såsom kapacitetsmarkedsadvarsler.

(26) Det Forenede Kongeriges regering fastlægger systemoperatørens leveringsfunktion i den afledte lovgivning, som er »relevante krav«, der kan håndhæves af Ofgem. Dette giver regeringen sikkerhed med hensyn til, hvad der vil blive leveret, og et klart grundlag for Ofgems forvaltning af National Grids varetagelse af sin leveringsfunktion. Et panel af tekniske eksperter foretager uafhængige undersøgelser af National Grids rådgivning om den anbefalede kapacitet, der skal indgå i auktionen.

(27) Det Forenede Kongeriges regering har oprettet (11) et kapacitetsmarkedsafregningsorgan (»Electricity Settlement Company«) for at sikre fuldstændig ansvarlighed, styring og kontrol af afregningsprocessen og udbetalinger i henhold til kapacitetsaftaler (12). Afregningsorganet er et privat selskab, hvis aktier ejes af staten som eneaktionær (13). Det har ansvaret for at fastlægge sin egen interne forvaltning, så det er i stand til at opfylde sine forpligtelser, men regeringen har bibeholdt den overordnede kontrol med det (14).

(28) Det Forenede Kongeriges regering meddelte i februar 2013 gennem Den Europæiske Unions Tidende, at den havde udliciteret funktioner til Elexon Ltd. Elexon fungerer som leverandør af afregningstjenester med ansvar for udførelse af beregninger og fastsættelse af kapacitetsbetalinger. Elexons rolle som leverandør af afregningstjenester er den samme, men mere begrænset end den nuværende rolle i henhold til lov om balancering og afregning (Balancing and Settlement Code). En kontrakt mellem afregningsorganet og Elexon indeholder nærmere oplysninger om den tjeneste, der skal leveres, omkostningerne ved denne tjeneste og ordningerne for overvågning af resultaterne.

2.3. Støttemodtagere

2.3.1. Støtteberettigelse

(29) Kapacitetsleverandører deltager i kapacitetsmarkedet på grundlag af »Capacity Market Units« (kapacitetsmarkedsenheder, herefter »CMU«). Udvælgelsesansøgninger indgives på CMU-niveau, og det er også her, at kapacitetsaftaler tildeles, de forpligtelser, der gælder i spidslastperioder, fastlægges, og sanktioner/betalinger for overforsyning beregnes. Producenter (både eksisterende og nye), samkøringslinjer samt lagringsoperatører og efterspørgselsstyringsoperatører kan deltage.

(30) Produktionsenheder (som er defineret ved, at de leverer elektricitet, kan foretage uafhængig kontrol, at nettoproduktionen måles med en måler, der registrerer elforbruget hver halve time, og at tilslutningskapaciteten er over 2 MW) kan hver især deltage som en enkelt CMU eller sammen med andre støtteberettigede produktionsenheder på følgende betingelser: a) enhederne indgår i samme handelsenhed (dvs. kraftværk), eller b) alle enhederne er tilsluttet systemet ved samme grænsepunkt, dvs. det samme anlæg, men begrebet »handelsenhed« finder ikke anvendelse, eller c) alle enheders samlede kapacitet ligger mellem minimumstærsklen (2 MW) og 50 MW (integreret produktion spredt over flere anlæg).

(31) Efterspørgselsstyrings-CMU'er defineres ud fra en forpligtelse til at reducere efterspørgslen. En efterspørgselsstyringsoperatør defineres som i) en elkunde, ii) en enhed, der ejer elkunden, eller iii) en enhed, der i henhold til kontrakt har kontrol over elkunden med hensyn til efterspørgselsstyring. Forpligtelsen forudsætter, at elkunden påvirkes til at reducere importen af elektricitet (målt med en halvtimesmåler) og/eller eksportere den elektricitet, som vedkommende producerer gennem de produktionsenheder, som den pågældende har på sit anlæg. Efterspørgselsstyringsoperatørerne kan hver især være omfattet individuelt som CMU'er eller kollektivt tilføjet andre produktionsenheder. Hver del af en efterspørgselsstyrings-CMU skal tilsluttes en halvtimesmåler, og leverandørens samlede efterspørgselsstyringskapacitet skal være mellem 2 MW og 50 MW. Tabel 1 nedenfor viser, hvordan efterspørgselsstyringen klarede sig på de auktioner, der blev afholdt før juli 2019. Tabel 1 Resultater for efterspørgselsstyringen i kapacitetsauktioner afholdt før juli 2019 Udvalgt til auktion (MW) Vundne aftaler (MW) 2014 T-4 603 174 2015 T-4 673 456 2016 T-4 1 798 1 411 2017 T-4 2 246 1 206 2018 T-4 (15) (susp.) 2 618 Ikke relevant 2017 T-1 1 283 443 2018 T-1 (susp.) 2 124 Ikke relevant 2019 T-1 (betinget) 1 333 203 2015 OA 619 475 2016 OA 373 312

(32) Kapacitetsmarkedet udelukker kapacitetsleverandører, der allerede modtager støtte fra andre foranstaltninger. Følgende leverandører er ikke berettigede til at deltage i kapacitetsmarkedet: a) Anlæg til produktion med lav kulstofudledning, der modtager støtte gennem differencekontrakter (»Contracts for Differences«) eller ordningen for mindre anlæg med faste afregningstariffer (»small-scale feed-in tariff«). b) Producenter af vedvarende energikilder, der modtager støtte gennem VE-forpligtelsen (VE), medmindre de fravælger at modtage VE-betalinger (de får lov til at deltage, når deres VE-kontrakter udløber). c) Anlæg, der støttes under »Renewable Heat Incentive« (støtteordning for varme fra vedvarende energikilder (RHI)), hvilket skyldes, at RHI er blevet udformet med henblik på at supplere VE og differencekontrakten for vedvarende energi. d) Anlæg, som modtager midler fra »UK Carbon Capture and Storage (CCS) Commercialisation Competition« (udbudsprocedure vedrørende kommercialisering af kulstofopsamling og -lagring), fordi differencekontrakten for CCS har til formål at give dem den ekstra støtte, de skal bruge for at være økonomisk levedygtige. e) Teknologier, som modtager midler fra EU's reserve for nytilkomne 300, der har til formål at støtte nye kulstoffattige teknologier såsom CCS og tidevandsenergi, da de også er berettigede til at modtage støtte under differencekontrakten. f) Anlæg, der blev tildelt 15-årige kontrakter af NG for at indgå i »Short-Term Operating Reserve« (kortsigtet driftsreserve, herefter »langsigtet STOR«) umiddelbart før de første politiske forslag til reform af elmarkedet i 2010, og som valgte at bevare dem.

(33) Virksomheder, der har deltaget i »Enterprise Investment Scheme« (virksomhedsinvesteringsordningen (EIS)) og »Venture Capital Trust« (venturekapitalfond (VCT)), er ikke udelukket fra at deltage i kapacitetsmarkedet, men skal gennemgå en test for at sikre, at de ikke modtager »dobbelt støtte« (for at undgå kumulering af statsstøtte).

(34) Selv om det ikke er tilladt for udenlandsk kapacitet at deltage direkte, har samkøringslinjer været berettiget til at deltage i kapacitetsmarkedet siden den anden auktion, der blev afholdt i 2015, som CMU'er på lige fod med britiske producenter og efterspørgselsstyringsoperatører, og på et reduceret grundlag for at afspejle deres bidrag til forsyningssikkerheden (16). Tabel 2 viser samkøringslinje-CMU'ers deltagelse i de auktioner, der er gennemført indtil videre. Tabel 2 Samkøringslinje-CMU'ers deltagelse i kapacitetsmarkedsauktioner Auktionstype T-4 T-1 Auktionsår 2015 2016 2017 2018 (susp.) 2018 (susp.) 2019 (betinget) Leveringsår 2019/20 2020/21 2021/22 2022/23 2019/20 2019/20 Antal udvalgte samkøringslinje-CMU'er 3 5 6 8 3 3 Antal vindende samkøringslinje-CMU'er 2 4 6 Ikke relevant Ikke relevant 3 Heraf nyskabt 0 0 3 Ikke relevant Ikke relevant 1 Heraf eksisterende 2 4 3 Ikke relevant Ikke relevant 2 Valgte samkørings-CMU'ers kapacitet (GW) 1,86 2,34 4,56 Ikke relevant Ikke relevant 1,025

(35) I afgørelsen fra 2014 blev der givet tilladelse til ikke at lade samkørt kapacitet deltage i den første auktion (december 2014) på grund af følgende begrænsninger: a) Krævet kapacitet: Der var behov for en ny metode til at reducere samkøringslinjens bidrag i auktionen. Der var behov for et tættere samarbejde med andre medlemsstater om vurdering af produktionens tilstrækkelighed for at forhindre muligheden for »snylteri«, hvor landene havde forskellige pålidelighedsstandarder. b) Udvælgelse: På dette tidspunkt var det ikke muligt for gennemførelsesorganet uafhængigt at gennemføre udvælgelsesfasen for en udenlandsk kapacitetsleverandør. Der ville have været behov for samarbejde med udenlandske transmissionssystemoperatører om måling og verifikation, fordeling til test og datadelingsplatforme. c) Auktion: Auktionen ville have været åben for køb og videresalg (»gaming«), hvis udenlandsk kapacitet havde fået tilladelse til at deltage. Der ville have været brug for en ny metode for at begrænse den udenlandske kapacitet op til samkøringslinjens reducerede kapacitet. Endvidere var det sandsynligt, at pristagertærsklen ville være anderledes på et andet marked, hvilket betyder, at den auktionslukkepris, der fastsættes i Det Forenede Kongerige, måske ikke ville have været passende for kapaciteten på et andet marked, og en zonebaseret auktion kunne have været nødvendig. d) Levering: Forpligtelsen til at levere kræver, at producenterne kan producere, når der gives en kapacitetsmarkedsadvarsel på fire timer. På et andet marked kunne dette have resulteret i levering uden om omkostningsrækkefølgen, hvilket kunne føre til markedsforvridning (17). Dette ville ikke have medført en forbedret forsyningssikkerhed for Det Forenede Kongerige i en verden, hvor markedskobling er fuldt ud gennemført, og elektricitetsstrømmene allerede reagerer på priser, der fastsættes på grundlag af knaphed.

(36) For 2014 alene var det forventede bidrag fra samkøringslinjerne i perioder med spidslast på det britiske net, hvis der ikke var direkte deltagelse af samkørt kapacitet, afspejlet i den mængde kapacitet, der blev udbudt på auktion. Hvis f.eks. 1 GW import forventes at være tilgængelig i perioder med spidslast på det britiske net, vil den mængde kapacitet, der udbydes på auktion i kapacitetsmarkedet, blive reduceret med 1 GW. Bidraget fra samkøringslinjer uden for kapacitetsmarkedet blev oprindeligt vurderet af NG til at være nul (»float«), da man anbefalede T-4-målet for leveringsåret 2018/19, men dette blev efterfølgende revideret til et nettobidrag på 2,1 GW for T-1-auktionen.

2.3.2. Udvælgelsesproces

(37) Det er ikke obligatorisk at deltage i kapacitetsmarkedet. Det er imidlertid obligatorisk for alle godkendte berettigede kapacitetsleverandører at deltage i udvælgelsesproceduren, selv om de ikke har til hensigt at byde. Formålet med udvælgelsesproceduren er at sikre, at deltagerne i auktionen kan levere den kapacitet, de udbyder, og at systemoperatøren er i stand til at tilpasse kapacitetsmængden i auktionen baseret på den mængde kapacitet, som ikke deltager i auktionen.

(38) Enhver berettiget kapacitetsleverandør, der ikke deltager i kapacitetsauktionen, bliver ikke pålagt kapacitetsmarkedssanktioner for manglende levering, ligesom de ikke er berettiget til betaling for overforsyning. En sådan kapacitet kan vælge igen at deltage i efterfølgende auktioner og kan deltage i det sekundære marked. Ligesom for ikke-berettigede anlæg reduceres den mængde, der udbydes, for at tage højde for kapacitetsmængden hos de anlæg, der vælger ikke at deltage.

(39) For at sikre at pålidelig kapacitet er klar til leveringsåret, gennemfører systemoperatøren udvælgelsen før auktionen for at bekræfte berettigelse og budstatus for al potentiel kapacitet. Udvælgelseskravene varierer for forskellige typer kapacitet (f.eks. for produktion og efterspørgselsstyring).

(40) Som led i deres ansøgning til udvælgelsesproceduren skal ansøgere opfylde både generelle og specifikke udvælgelseskrav, som varierer afhængigt af, om enheden er en eksisterende eller potentiel produktionsenhed, eller om den er en efterspørgselsstyringsenhed. De generelle krav omfatter grundlæggende administrative forhold (kontaktoplysninger, licensstatus, virksomhedsstruktur, placering og forskellige ledelseserklæringer), mens eksisterende produktionsenheder også skal påvise deres historiske resultater. Potentielle enheder skal fremlægge dokumentation for byggetilladelse og tilslutningsaftale, en detaljeret plan for byggeriet og nærmere oplysninger om deres forventede kapitaludgifter i forhold til varigheden af den kapacitetsaftale, der søges om. De skal også betale kreditstøtte (dvs. sikkerhedsstillelse eller »auktionsgaranti«) som bekræftelse af, at de reelt har til hensigt at deltage i auktionen og have en operationel enhed ved leveringsårets start.

(41) Ny produktion og ubekræftet efterspørgselsstyring (i modsætning til bekræftet efterspørgselsstyring (18)) skal afgive en auktionsgaranti på 5 000 GBP (ca. 5 650 EUR) pr. megawatt for auktioner med henblik på levering fire år og ét år senere og på 500 GBP (ca. 565 EUR) pr. megawatt for overgangsauktionerne. Hvad angår efterspørgselsstyring, bestemmes det i foranstaltningen, at auktionsgarantien fortabes i forhold til den mængde kapacitet, som efterspørgselsstyringsoperatørerne rent faktisk ikke har leveret, forudsat at de leverer mindst 90 % af den kapacitet, som de har forpligtet sig til. Efterspørgselsstyringsoperatørerne kan aggregere flere anlæg for at nå minimumstærskelværdien på 2 MW, men de skal betale auktionsgarantien af alle 2 MW, så snart selv en lille del af denne mængde udgøres af ubekræftet efterspørgselsstyringskapacitet. Ifølge Det Forenede Kongerige kan en CMU kun bekræftes som en enkelt enhed, der bekræftes samme dag i den samme afregningsperiode. Dette krav om bekræftelse som enhed bør minimere risikoen for gaming. Ellers kan ansøgerne bekræfte på forskellige tidspunkter og samle en enhed, som måske ikke vil kunne opfylde forpligtelserne i en spidslastsituation, hvilket medfører en forsyningssikkerhedsrisiko.

(42) Efter en høring i marts 2016 øgede den britiske regering auktionsgarantien før auktion for nyskabt produktion til 10 000 GBP/MW for at bidrage til en fuldstændig sikring af eksponeringen over for den forhøjede opsigelsesafgift samt bidrage til at afskrække spekulative ansøgninger ved at kræve et større tilsagn før auktionen. Auktionsgarantiens størrelse for ubekræftet efterspørgselsstyring blev dog fastsat til 5 000 GBP/MW efter feedback fra interessenter under høringen om, at det er forholdsmæssigt dyrere for aggregatorer knyttet til efterspørgselsstyring at opnå kreditdækning fra långivere.

(43) Systemoperatøren offentliggør teknologispecifikke reduktionsfaktorer forud for fristen for udvælgelse. For de fleste teknologiklasser er disse faktorer baseret på klassetypens historiske resultater i løbet af de foregående syv år og udgør det gennemsnitlige forventede bidrag fra anlæg i spidslastperioder på teknologispecifik basis. Der anvendes en anden metode for visse klasser, hvor historisk dokumentation enten mangler eller er mindre relevant som en indikator for fremtidige resultater (f.eks. samkøringslinjer eller innovative teknologier såsom batterilagring). De relevante faktorer gælder for alle anlæg med en bestemt teknologi, uanset alder eller status. Kapacitetsleverandører, der bliver valgt i kapacitetsauktionerne, modtager betalinger (til auktionslukkeprisen), som står i et rimeligt forhold til deres reduktionsfaktor, ganget med deres tilslutningskapacitet (den mængde, som de i forhold til deres fysiske nettilslutning kan eksportere til systemet). Et af formålene med sanktionsordningen er at finjustere niveauet for betalinger fra denne forventede ydeevne til de enkelte anlægs faktiske ydeevne.

2.4. Auktionsprocessen

2.4.1. Fastsættelse af den kapacitet, der skal udbydes

(44) Afgørelsen om, hvorvidt der skal afholdes kapacitetsauktioner, træffes årligt på grundlag af en uafhængig vurdering af elkapaciteten udført af systemoperatøren. NG vurderer for de kommende 15 år den sandsynlige udvikling i fremtidige kapacitetsmargener og bidraget fra samkørt kapacitet og efterspørgselsstyring og anbefaler den kapacitetsmængde, der er nødvendig for at opfylde den varige pålidelighedsstandard. På denne måde kan regeringen hvert år vurdere, om der er behov for en kapacitetsauktion.

(45) Afgørelsen om, hvor stor en kapacitet der skal udbydes i hver kapacitetsauktion, er baseret på en varig pålidelighedsstandard. En pålidelighedsstandard er et objektivt niveau for elforsyningssikkerhed og danner grundlag for den efterspørgselskurve, der opstilles forud for hver kapacitetsauktion.

(46) Det Forenede Kongerige bemærker, at intet elektricitetssystem nogensinde kan være 100 % pålideligt, og at der altid sker en vis afvejning mellem omkostningerne ved at tilvejebringe yderligere backupkapacitet og den opnåede pålidelighed. Fastsættelsen af en pålidelighedsstandard gør det muligt at foretage denne afvejning, da den peger på det punkt, hvor de yderligere sikkerhedsfordele opvejes af omkostningerne ved at tilvejebringe kapacitet. Den har til formål at give investorer og markedsdeltagere klarhed over regeringens langsigtede mål for forsyningssikkerheden og bidrage til at mindske omkostningerne for forbrugerne. Den har også til formål at sikre, at regeringen ikke kan indgå aftale om mere end det økonomisk effektive kapacitetsniveau, som forhindrer overindkøb af britisk kapacitet.

(47) Det Forenede Kongeriges regering har fastsat en varig pålidelighedsstandard for det britiske elmarked svarende til en forventet effektmangel på 3 timer/år. Dette giver en systemsikkerhed på 99,97 %. Forventet effektmangel er antallet af timer/perioder pr. år, hvor det statistisk set forventes på lang sigt, at udbuddet ikke imødekommer efterspørgslen, og som afspejler det økonomisk effektive kapacitetsniveau. Pålidelighedsstandarden er fastlagt på et varigt grundlag, men regeringen har mulighed for at tage den op til fornyet overvejelse, hvis det viser sig at være nødvendigt.

(48) Hvert år redegør systemoperatøren for, hvor stor kapacitet der er nødvendig for at opfylde pålidelighedsstandarden, og den rådgiver regeringen senest den 30. maj i en rapport om elkapacitet (»Electricity Capacity Report« (ECR)). Anbefalingen om den mængde kapacitet, der skal udbydes i kapacitetsauktioner for at opfylde pålidelighedsstandarden, er baseret på National Grids vurdering af de forskellige scenarier for elektricitetsefterspørgslen og den kapacitetsmængde, der udbydes af kraftværker, som ikke er berettigede til kapacitetsbetalinger, f.eks. produktion med lav kulstofudledning, og indeholder således National Grids anbefaling om, hvorvidt, og hvor megen, kapacitet der skal sikres for det pågældende leveringsår gennem kapacitetsmarkedet. National Grids rapport gennemgås af et uafhængigt panel af tekniske eksperter (»Panel of Technical Experts« (PTE)), som rådgiver regeringen om analysens og anbefalingernes pålidelighed.

(49) Systemoperatøren anvender en række efterspørgselsscenarier og følsomheder for at tage højde for meteorologisk usikkerhed, anlægstilgængelighed, gennemstrømning i samkøringslinjerne og niveauer af integreret produktion. Systemoperatøren modregner derefter den kapacitet, der ikke kan deltage i auktionen (f.eks. et anlæg til produktion med lav kulstofudledning, der modtager anden støtte), og den kapacitet, der har igangværende kapacitetsaftaler (f.eks. i tilfælde af, at en kapacitetsleverandør har en flerårig aftale, der dækker det relevante leveringsår).

(50) Systemoperatøren bruger derefter en »robust optimeringsmetode«, som minimerer det værst tænkelige resultat med hensyn til kapacitetsomkostninger og uopfyldt efterspørgsel på tværs af scenarier og følsomheder. Denne modellering munder ud i en række valgmuligheder for den mængde, der skal købes, samt en anbefaling.

(51) I anmeldelsen fra 2014 angav Det Forenede Kongerige den forudsigelse, der vises i figur 1, om den kapacitet, der muligvis skal købes i perioden 2018 til 2030. Figur 2 viser en opdateret forudsigelse fra december 2018. Figur 1 Overslag fra 2014 over krævet kapacitet i forskellige scenarier (GW) Figur 2 Overslag fra 2018 over krævet kapacitet i forskellige scenarier (GW)

(52) Regeringen træffer den endelige beslutning om, hvor stor en kapacitet der skal købes i hver auktion, på grundlag af en efterspørgselskurve, som udledes ifølge den metode, der er beskrevet i nedenstående betragtninger.

(53) Efterspørgselskurven giver regeringen en vis fleksibilitet med hensyn til den mængde kapacitet, der skal udbydes fra år til år afhængigt af omkostningerne. Den nedadgående efterspørgselskurve gør det muligt at foretage en afvejning mellem pålidelighed og omkostninger, således at der indkøbes mindre kapacitet i et givet år, hvis prisen er meget høj. Det bidrager også til at mindske risikoen for gaming, fordi der sættes et auktionsprisloft, og der er fleksibilitet til at købe mindre kapacitet, hvis prisen er høj — hvor begge dele reducerer deltagernes muligheder for at presse priserne op ved at udøve markedsmagt.

(54) Regeringen offentliggør efterspørgselskurven forud for hver kapacitetsauktion. Efterspørgselskurven viser forholdet mellem kapacitetsprisen og kapacitetsmængden i auktionen, som systemoperatøren efterspørger. Hver efterspørgselskurve er bygget op omkring det målkapacitetsniveau, der kræves for at opfylde den pålidelighedsstandard, som systemoperatøren har angivet, og et skøn over de rimelige omkostninger ved ny kapacitet (nettoomkostningen ved nytilkomne eller »net-CONE«). Skæringspunktet mellem denne målkapacitet og net-CONE udgør ét punkt på efterspørgselskurven. Figur 3 nedenfor viser et eksempel på efterspørgselskurven for kapacitet. Figur 3 Eksempel på efterspørgselskurve for kapacitet Kilde: De britiske myndigheder.

(55) Net-CONE fastsættes på grundlag af den forventede lukkepris for kapacitet i auktionen og revideres om nødvendigt for hver auktion, f.eks. baseret på nye tekniske omkostningsskøn for nyskabt produktion og på oplysninger fra tidligere auktioner. Omkostningerne ved nytilkomne er baseret på skøn over kapitaludgifterne ved nyskabt kapacitet fra en rapport (19) bestilt af de britiske myndigheder, på grundlag af en minimumsforrentning (»hurdle rate«) på 7,5 % og en tilbagebetalingstid på 25 år.

(56) Ud over målkapacitetsniveauet og net-CONE er andre nøgleparametre i efterspørgselskurven: auktionsprisloftet (den maksimale pris, som regeringen er villig til at give for kapacitet), pristagertærsklen (den maksimale pris, som de eksisterende anlæg kan tilbyde på auktionen (20)) og det minimumsudbud, der er nødvendigt for at afholde auktionen (tærskel for afholdelse af udbud). Regeringen bekræfter de endelige auktionsparametre for hver kapacitetsauktion, lige før det relevante udvælgelsesvindue åbner.

(57) Auktionsprisloftet bestemmer toppen af efterspørgselskurven, dvs. den pris, hvor der ikke vil blive bortauktioneret mere kapacitet. Formålet med et prisloft er at beskytte britiske forbrugere mod uforudsete problemer med auktionen, f.eks. manglende konkurrence eller misbrug af markedsmagt fra deltagernes side. Ifølge de britiske myndigheder kan det imidlertid afskrække tilbudsgivere og begrænse konkurrencen, hvis auktionsprisloftet bliver sat for lavt, så det er vigtigt, at det fastsættes på et niveau, der tilskynder til konkurrence i kapacitetsauktionen og gør det muligt for markedet at fastsætte en effektiv pris for ny kapacitet baseret på deltagernes vurdering af risici og potentielle afkast på el- og kapacitetsmarkederne. Fastsættelsen af det rigtige prisloft kræver en vurdering af graden af usikkerhed omkring det centrale netCONE-estimat.

(58) I 2014 fastsatte den britiske regering prisloftet på 75 GBP/kW. Det Forenede Kongerige forklarede, at dette prisloft er højere end den lukkepris på auktionen, der er fastsat ved hjælp af modeller i en række troværdige scenarier, men ikke så højt, at det giver anlæg mulighed for at udøve markedsmagt, hvis der er begrænset nyskabt produktion med i auktionen. Det handler også om at sikre, at nyskabt produktion ikke kan søge at få dækket alle de faste omkostninger i auktionsbuddet. Der skal i det mindste tages hensyn til indtægter fra energimarkedet og kapacitetsmarkedsbetalinger ud over kontraktens oprindelige løbetid for, at projektet er levedygtigt.

(59) Regeringen har endvidere forud for auktionen yderligere lejlighed til at forvisse sig om, at der er tilstrækkelig konkurrence på auktionen. Parter, der er blevet udvalgt til at deltage i auktionen, skal to uger forud for auktionen give tilsagn om, hvorvidt de vil tilbyde kapacitet på auktionen. Regeringen kan derefter gennemgå listen over kapacitetsenheder, som vil deltage i auktionen — f.eks. med hensyn til den udbudte kapacitet, kombinationen af teknologier og ejerskabet af de enheder, der tilbydes — og kan annullere auktionen, hvis den ikke finder det godtgjort, at processen vil blive tilstrækkelig konkurrencedygtig til at skabe værdi for forbrugerne.

2.4.2. Auktionernes hyppighed og format

(60) Kapacitetsauktionen afholdes hvert år med henblik på levering om fire år: F.eks. var auktionen i 2014 til levering i 2018/19, hvor leveringsåret gik fra 1. oktober 2018 til 30. september 2019. Siden gennemførelsen af foranstaltningen i 2014 har der været afholdt fire auktioner med henblik på levering om fire år: i 2014, 2015, 2016 og 2017. T-4-auktionen, der var planlagt til 2018 med levering i 2022, blev standset af Det Forenede Kongerige efter Rettens annullation af Kommissionens afgørelse fra 2014. For at sikre forsyningen i 2022 angav de britiske myndigheder i december 2018, at de som led i den anmeldte foranstaltning undtagelsesvis ville afholde en T-3-auktion i 2019 (jf. betragtning 18, litra d), ovenfor).

(61) Der afholdes endnu en T-1-auktion i året umiddelbart forud for hovedauktionens leveringsår. Processen for fastlæggelse af efterspørgselskurven for denne auktion er den samme som for hovedauktionen (T-4), og den endelige beslutning træffes af regeringen på grundlag af en analyse, der foretages af systemoperatøren. T-1-auktionen sikrer, at den rette kapacitetsmængde købes, når der foreligger mere nøjagtige efterspørgselsprognoser, og det er vigtigt for at sætte efterspørgselsstyringsoperatørerne (som finder det vanskeligt at deltage i en auktion fire år forud for levering) i stand til at deltage aktivt i mekanismen. Siden gennemførelsen af foranstaltningen i 2014 er der afholdt én T-1-auktion i starten af 2018 for leveringsåret 2018/19 (21). Som nævnt i betragtning 18, litra a), blev der afholdt en ny supplerende og betinget T-1-auktion i juni 2019 for leveringsåret 2019/20.

(62) Noget af kapaciteten tilbageholdes fra T-4-auktionen og »reserveres« til T-1-auktionen. I 2014 og 2015 var den reserverede kapacitet baseret på en vurdering af størrelsen af den omkostningseffektive efterspørgselsstyring, der kunne deltage i auktionen, og den blev offentliggjort, da efterspørgselskurven for T-4-auktionen blev offentliggjort (2,5 GW). I marts 2016 gennemførte den britiske regering en revision af den metode, der blev anvendt til at bestemme den reserverede kapacitet til T-1. Efter revisionen blev der opnået enighed om en ny »reserveringsmetode« baseret på anvendelse af et konfidensinterval på 95 % omkring National Grids årlige anbefaling vedrørende T4-kapacitet, som er beskrevet i ECR, og denne metode har været anvendt siden 2016. Ved anvendelse af en model baseret på den mindst værste mulighed (»Least Worst Regrets«) i ECR er NG nået frem til et konfidensinterval på 95 % i forhold til kapacitetsanbefalingen. Tabel 3 nedenfor viser den mængde, der er reserveret til T-1-auktionerne. Tabel 3 Reserveret til T-1 og kapacitet, der skal erhverves ved T-1 (GW) Leveringsår Mål for indkøb ved T-4-auktion Reserveret kapacitet til T-1 Mål for indkøb ved T-1 Indkøbt mængde ved T-1-auktion 2018/19 48,6 2,5 4,9 5,79 2019/20 (betinget auktion) 44,7 2,5 2,7 3,68 2020/21 51,7 0,6 Ikke relevant Ikke relevant 2021/22 49,2 0,4 Ikke relevant Ikke relevant

(63) Såfremt efterspørgslen falder mellem T-4- og T-1-auktionerne, nedsættes kapaciteten udbudt ved T-1-auktionerne. Eftersom T-1-auktionerne giver efterspørgselsstyringsoperatørerne en bedre mulighed for adgang til markedet, har Det Forenede Kongeriges regering imidlertid forpligtet sig til i 2014 at udbyde i hvert fald 50 % af den kapacitet, der var reserveret fire år tidligere, på T-1-auktionerne. Ved en T-1-auktion for leveringsåret 2018/19 blev der indkøbt mere end det dobbelte af den kapacitet, der var reserveret fire år tidligere (4,9 GW sammenlignet med de oprindeligt planlagte 2,5 GW), mens målet for indkøb på den betingede T-1-auktion for leveringsåret 2019/20 også var højere end den oprindeligt reserverede kapacitet (2,7 GW sammenlignet med 2,5 GW).

(64) Det Forenede Kongeriges regering forventer at ville gennemføre T-4- og T-1-kapacitetsauktioner hvert år, men det er først, når udvælgelsen til auktionen er afsluttet, at regeringen kan træffe en endelig beslutning om, hvorvidt der skal afholdes en kapacitetsauktion.

(65) Det Forenede Kongeriges regering har beføjelse til at annullere eller udsætte auktionen på et hvilket som helst tidspunkt indtil starten af den første runde af auktionen. Hvis regeringen ikke vælger at annullere auktionen, vil auktionen automatisk gå i gang. Når auktionen er startet, har regeringen kun beføjelse til at afvise auktionsresultatet, hvis der er rimelige grunde til at formode, at NG som gennemførelsesorgan ikke har gennemført auktionen i overensstemmelse med bekendtgørelserne og reglerne. Hvis regeringen ikke vælger at annullere auktionen, valideres auktionen automatisk. Når en auktion er påbegyndt, har regeringen ikke mulighed for at påvirke resultatet.

(66) Alle kapacitetsmarkedsauktioner er hollandske auktioner med diskriminerende priser, hvor alle udvalgte deltagere, tilslagsmodtagere, betales i henhold til det senest accepterede bud. Auktionen afvikles efter forud fastsatte regler. Ved indledningen af auktionen meddeler auktionslederen en høj pris, og de valgbare deltagere afgiver herefter bud for at angive den kapacitetsmængde, som de kan levere til denne pris. Denne procedure gentages flere gange i henhold til den forudfastsatte tidsplan, indtil den laveste pris, hvorved efterspørgslen svarer til udbuddet, findes. Alle tilslagsmodtagerne betales samme lukkepris (»pay-as-clear model«). Desuden findes der en række foranstaltninger, der har til formål at minimere risikoen for gaming og sikre et effektivt resultat.

(67) Ved beslutningen om, hvor stor en kapacitet der skal afsættes til en given kapacitetspris, forventes deltagerne at tage hensyn til muligheden for at opnå indtægter på energimarkedet. De forventede indtægter på energimarkedet varierer fra leverandør til leverandør afhængigt af deres forventede belastningsfaktorer, engrospriserne samt brændstof- og kulstofomkostningerne.

(68) I 2014 anså Det Forenede Kongerige efterspørgselsstyring, som nedregulerer efterspørgslen (»turn-down DSR«), produktionsbaseret efterspørgselsstyring og integreret (eller distributionsbaseret) produktion (op til 50 MW) som nye, spirende sektorer, der havde brug for yderligere støtte for at hjælpe dem i konkurrencen ved hovedauktionerne på kapacitetsmarkedet. Som følge heraf blev der afholdt to overgangsauktioner i 2016 og 2017 for at støtte dem. Mens den første overgangsauktion ganske vist var åben for de tre kategorier af kapacitet, der er beskrevet ovenfor, betød de resultater, der blev opnået af integreret (eller distributionsbaseret) produktion og produktionsbaseret efterspørgselsstyring ved den første overgangsauktion samt ved T-4-auktionerne i 2014 og 2015, at Det Forenede Kongerige fandt disse deltagere tilstrækkeligt modne til, at de kunne konkurrere ved hovedauktionerne på kapacitetsmarkedet mod andre typer kapacitet uden at have behov for yderligere øremærket støtte. Det Forenede Kongerige udelukkede derfor disse ressourcer fra den anden (og endelige) overgangsauktion, så det kun var efterspørgselsstyring, der nedregulerer efterspørgslen, der kunne deltage. For den anden overgangsauktion angav Det Forenede Kongerige desuden, at det blev besluttet at teste, hvorvidt en lavere tærskel for deltagelse (dvs. 500 kW i stedet for 2 MW) kunne være en gunstig ændring for den varige kapacitetsmarkedsordning for alle deltagere. Tabel 4 viser resultaterne af overgangsauktionen. Tabel 4 Kapacitet (reduceret, MW), for hvilken der er indgået aftaler ved overgangsauktionerne 1. overgangsauktion 2. overgangsauktion Distributionsbaseret produktion 328 Ikke relevant Efterspørgselsstyring i alt, heraf: 475 312 — Produktionsbaseret efterspørgselsstyring 322 Ikke relevant — Efterspørgselsstyring til nedregulering — Herunder kapacitet < 2 MW 153 — Ikke relevant 312 — 8,5 (8 CMU'er) I alt 803 312

(69) Tabel 5 viser for hver auktion, der er afholdt siden 2014, National Grids anbefalede mængde, der skal erhverves, den målmængde, som ministeren godkendte, og den mængde, der endte med at blive erhvervet ved T-4- og T-1-auktionerne. Tabel 5 Kapacitetsbehov (GW) National Grids anbefalede mængde til indkøb i ECR National Grids justerede anbefaling af mængde, der skal erhverves ved auktion efter udvælgelse Mængde, der skal erhverves Målmængde godkendt af ministeren Mængde erhvervet ved auktionen T-4 2014 53,3 48,6 48,6 49,3 (22) T-4 2015 47,9 44,7 45,4 46,4 T-4 2016 49,7 51,1 51,7 52,4 T-4 2017 50,5 49,2 49,2 50,4 T-1 2017 6,3 4,9 4,9 5,79 T-1 2019 (betinget auktion) 4,6 4,3 (november 2018) 2,3 (maj 2019) 2,7 3,6

2.4.3. Pristagere

(70) For at undgå udøvelse af markedsmagt klassificeres potentielle kapacitetsleverandører, der er blevet udvalgt, som enten »pristagere« (der ikke kan byde over en relativt lav tærskel) eller »prisstillere« (som kan). Eksisterende kapacitetsleverandører er som standard pristagere. Nytilkomne og efterspørgselsstyringsoperatører klassificeres som prisstillere og kan frit byde op til det generelle auktionsprisloft. Ifølge Det Forenede Kongerige styrker denne sondring deltagernes incitament til at byde til den reelle værdi af deres kapacitet, ligesom det mindsker risikoen for, at eksisterende anlæg med lavere omkostninger kan forsøge at fastsætte en høj pris i de år, hvor der ikke er behov for nytilkomne. Det Forenede Kongerige gør gældende, at pristagertærsklen bør fastsættes på et niveau, der dækker størstedelen af de eksisterende anlæg, samtidig med at den er så lav, at den kan modvirke risikoen for gaming. Pristagertærsklen er fastsat til 25 GBP/kW (50 % net-CONE). Dette er højt nok til, at størstedelen af de eksisterende anlæg ligger under tærsklen. I 2014 antydede Det Forenede Kongeriges model, at dette dækkede ca. 80 % af de eksisterende anlæg. Tabel 6 viser, at det i virkeligheden var omkring 60 % af de eksisterende anlæg, der lå under denne tærskel. 25 GBP/kW er også væsentligt lavere end de forventede omkostninger for nytilkomne. Som følge heraf begrænser en pristagertærskel på 25 GBP/kW også risikoen for gaming. Tabel 6 Eksisterende anlæg, der har ligget under pristagertærsklen siden 2014 Auktion Eksisterende anlæg, der ligger under pristagertærsklen Kapacitet (MW) % Lukkepris (GBP/kW) 2014 T-4 25 007 67 19,40 2015 T-4 39 286 80 18,00 2016 T-4 29 548 56 22,50 2017 T-4 31 099 57 8,40 2017 T-1 2 306 29 (23) 6,00 2019 T-1 (betinget) 1 758 (24) 49 0,77

(71) Eksisterende anlæg med særligt høje omkostninger kan få lov til at deltage som prisstillere (og byde højere end pristagertærsklen), men de skal give en begrundelse for, at de er nødt til at kræve højere betaling (f.eks. et bestyrelsescertifikat og en forretningsplan, der forelægges for leverandørens bestyrelse). Denne begrundelse skal gives til Ofgem og kan anvendes i enhver undersøgelse af misbrug af markedsmagt.

(72) Enhver eksisterende leverandør, der afgiver bud til en pris, der ligger over prisstillertærsklen og ikke får tildelt en kapacitetsaftale ved auktionen, men fortsat producerer i leveringsåret, vil sandsynligvis blive undersøgt af Ofgem, som kan anvende de oplysninger, der gives sammen med prisstillerens bud.

(73) Nytilkomne kan fastsætte en pris uden at begrunde deres bud, selv om Ofgem også kunne undersøge dem som led i sin normale håndhævelsesfunktion, hvis der er mistanke om, at de prøver at udøve markedsmagt. Buddenes størrelse er under alle omstændigheder begrænset af det prisloft, der er fastsat ved efterspørgselskurven forud for auktionen.

2.4.4. Kapacitetsaftalens løbetid

(74) Hvis kapacitetsleverandørerne vælges, tildeles de en kapacitetsaftale til lukkeprisen. De tilgængelige kapacitetsaftalers løbetid varierer for at sikre lige konkurrencevilkår mellem kapacitetsleverandører.

(75) De fleste eksisterende kapacitetsleverandører får etårige aftaler. De produktionskapacitetsleverandører, som har kapitaludgifter, der overstiger 125 GBP/kW (anlæg, der skal renoveres), får adgang til aftaler af en varighed på maksimalt tre år. De produktionskapacitetsleverandører, som har kapitaludgifter, der overstiger 250 GBP/kW (nye anlæg), får adgang til kapacitetsaftaler på maksimalt 15 år. Disse tærskler revideres hvert år og er steget en smule med tiden. I december 2018 lå de på henholdsvis 135 GBP/kW og 270 GBP/kW. Aftaler på mere end et år er kun tilgængelige for deltagere i T-4-auktionen.

(76) For at fremme retssikkerheden og investorernes tillid til mekanismerne er de vigtigste vilkår i en kapacitetsaftale »grandfathering clauses« (25) (med forbehold af eventuelle fremtidige bestemmelser om det modsatte, selv om der hidtil ikke er foretaget sådanne ændringer). De vigtigste vilkår er: a) aftalens løbetid b) kapacitetspris og betalingsrettigheder c) kapacitetsforpligtelse og reduktionstal d) afsluttende milepæle og gældende opsigelsesgebyrer e) maksimal sanktionsstørrelse.

(77) Det Forenede Kongerige hævder, at den omstændighed, at længere kapacitetsaftaler tilbydes nytilkomne, er berettiget for at fremme nye konkurrerende operatørers adgang til markedet. Ved at indgå en lang aftale med nytilkomne får de mulighed for at opnå billigere finansiering til deres investeringer. Det Forenede Kongerige mener, at dette ville gøre det muligt at mindske adgangshindringerne for uafhængige virksomheder, som ikke kan finansiere deres investeringer i ny kapacitet ved indtægter fra deres andre anlæg. Ved at fremme konkurrencen på kapacitetsmarkedet kan de længere aftaler således reducere de omkostninger, som forbrugerne afholder på energi- og kapacitetsmarkederne. Muligheden for længere aftaler burde ligeledes ifølge Det Forenede Kongeriges myndigheder reducere risikoen for, at de deltagere, som har meget høje omkostninger til investering eller renovering, søger at inddrive alle deres omkostninger ved en aftale på blot et år.

2.5. Sekundært marked (sekundær handel)

(78) Mellem auktion og levering og i leveringsåret/-årene kan deltagerne tilpasse deres position gennem handel, f.eks. ved at påtage sig en større eller mindre forpligtelse eller finde alternativ kapacitet til at dække midlertidig mangel. Sekundær handel er et vigtigt redskab for parterne til at styre deres risiko for at blive udsat for sanktioner på kapacitetsmarkedet. Der tillades forskellige former for sekundær handel på kapacitetsmarkedet: finansiel handel, omfordeling af mængder og handel med forpligtelser.

2.6. Levering

(79) Kapacitetsmarkedet følger en »leveret energi«-model: Kapacitetsleverandørerne er forpligtet til at levere energi, når det er nødvendigt for at sikre forsyningssikkerheden, dvs. i virkelige spidslastsituationer. De pålægges sanktioner, hvis de undlader at gøre det. Modellen omfatter også yderligere fysisk test af kapaciteten. Manglende evne til at levere den fornødne kapacitet ved flere lejligheder medfører, at kapacitetsbetalingerne indstilles, indtil kapaciteten kan leveres.

2.6.1. Forpligtelsen vedrørende kapacitetsaftalen

(80) I henhold til kapacitetsaftalen defineres spidslastsituationer som enhver afregningsperiode på en halv time, hvor der enten sker spændingsregulering eller kontrolleret belastningsreduktion i et hvilket som helst punkt i systemet i 15 minutter eller længere. Leverandørerne skal bestemme deres egen reaktion på sådanne tidspunkter og undgå at overskride gældende regler eller licensbetingelser. Systemoperatøren har indtil videre kun udstedt to kapacitetsmarkedsmeddelelser, nemlig den 31. oktober 2016 og den 7. november 2016. Vinteren (2018/19) var det første år, hvor foranstaltningen var fuldt ud gennemført.

(81) For at sikre at deltagerne er i stand til at håndtere risikoen for at blive udsat for sanktioner på passende vis, f.eks. risikoen for, at flere anlæg har udfald samtidig, offentliggjorde systemoperatøren en meddelelse om spidslast via en »kapacitetsmarkedsadvarsel« på grundlag af den metode, der er beskrevet i kapacitetsmarkedsreglerne (8.4.6) (26). Medmindre denne advarsel er givet, vil en mangel på kapacitet ikke udløse nogen kapacitetsmarkedssanktioner eller betalinger for overforsyning.

(82) Kapacitetsaftaler forpligter deltagerne til at levere en bestemt mængde elektricitet. En leverandørs forpligtelse i forbindelse med belastning af nettet beregnes på grundlag af deres forpligtelser, som de har indgået gennem T-4- og T-1-auktionerne, plus eventuelle sekundære handlede forpligtelser, som de har indgået i de specifikke afregningsperioder, hvor der forekommer en spidslastsituation.

(83) I spidslastperioder, hvor der mindst fire timer før er udsendt en kapacitetsmarkedsadvarsel, følger leverandørernes forpligtelser belastningen. Det betyder, at de kun skal producere elektricitet eller reducere efterspørgslen op til det samlede niveau af deres forpligtelse, hvis al kapacitet, for hvilken der er indgået kapacitetsaftaler på markedet, er nødvendig for at dække efterspørgslen. I en spidslastsituation, hvor kun 70 % af den samlede kapacitet er nødvendig for at dække efterspørgslen, er hver enkelt leverandør kun forpligtet til at producere elektricitet eller reducere efterspørgslen med op til 70 % af deres fulde kapacitetsforpligtelse.

(84) Ifølge de britiske myndigheder er det rimeligt at anvende forpligtelser til at følge belastningen for at sikre, at producenterne har incitament til at operere effektivt på markedet, og de står i rimeligt forhold til den skade, der påføres forbrugerne i tilfælde af mistet forbrug. Hvis hver enkelt deltager risikerede at blive straffet for deres fulde kapacitetsforpligtelse i spidslastperioder, ville kapacitetsmarkedet skabe signaler, der betyder, at anlæggene skal køre, selv om det er økonomisk urentabelt for dem at gøre det — hvilket ville øge både emissioner og regningen til forbrugerne.

2.6.2. Sanktioner

(85) Sanktionsordningen har til formål at give kapacitetsleverandører incitament til at levere energi, når det er nødvendigt. Enheder, der ikke leverer den påkrævede kapacitet, pålægges sanktioner, mens de enheder, der overstiger det forventede niveau, modtager betalinger for overforsyning, således at hver enheds kapacitetsbetalinger ved årets udgang i det store og hele afspejler deres ydeevne. Sanktionsordningen består af tre hovedelementer: a) et månedligt sanktionsloft på 200 % af leverandørens månedlige kapacitetsindtægter, som i betragtning af vægtningen af de månedlige betalinger i forhold til systemefterspørgslen kan udsætte leverandørerne for sanktioner på op til 20 % af deres årlige indtægter i en given måned b) et overordnet årligt loft på 100 % af de årlige indtægter c) en sanktionssats på 1/24 af en leverandørs årlige kapacitetsbetalinger.

2.6.3. Testordning

(86) Sanktionsordningen er suppleret af et stringent system med demonstrationer af ydeevne for at sikre, at kapacitetsleverandørerne er i stand til at levere energi, når der er behov for det, og kun modtager kapacitetsbetalinger, hvis de er pålidelige. Dette er især vigtigt for de leveringsår, hvor der ikke er nogen spidslastsituationer, hvor test af leverandørernes ydeevne sikrer, at de er fysisk i stand til at levere i overensstemmelse med deres kapacitetsforpligtelser.

2.7. Budget, finansiering af foranstaltningen og betalingsstrømme

(87) Tabel 7 viser en oversigt over resultatet af de forskellige kapacitetsmarkedsauktioner, der er blevet afholdt siden 2014, herunder overgangsauktionerne (OA). Tabel 7 Oversigt over resultater af kapacitetsmarkedsauktioner Auktion Erhvervet kapacitet GW Lukkepris GBP/kW Samlet budget for kapacitet, der er forpligtet på auktion (27) (mio. GBP) T-4 2014 49,3 19,40 1 734 T-4 2015 46,4 18,00 1 082 T-4 2016 52,4 22,50 2 012 T-4 2017 50,4 8,40 500 T-1 2017 5,8 6,00 35 T-1 2019 (betinget) 3,6 0,77 3 OA 2016 0,8 27,50 22 OA 2017 0,3 45,00 14

(88) Ifølge artikel 6, stk. 1, i bekendtgørelse af 2014 om elkapacitet (leverandørbetalinger m.v.) skal alle godkendte leverandører betale en leverandørafgift til finansiering af omkostningerne ved kapacitetsmarkedet (dvs. omkostninger til finansiering af kapacitetsbetalinger til leverandører) efter følgende procedure: a) Betalingerne varierer med systemefterspørgslen, hvor kapacitetsleverandørerne modtager en større andel af deres betalinger i måneder med høj efterspørgsel (dvs. om vinteren) og en lavere andel i perioder med lav efterspørgsel. b) Tre måneder inden leveringsårets begyndelse laver leverandørerne et skøn over deres efterspørgsel i tidsrummet 16-19 på hverdage fra begyndelsen af november til udgangen af februar, og disse skøn meddeles afregningsorganet. c) Leverandørafgifterne fastsættes på grundlag af deres forventede markedsandel, og de månedlige afgifter opkræves af leverandører med licens, således at betalingsprofilen stemmer overens med kapacitetsleverandørernes. Leverandørafgifterne beregnes på grundlag af den efterspørgsel, der registreres på hverdage mellem kl. 16 og 19 om vinteren, med henblik på at tilskynde dem til at reducere kundernes elektricitetsefterspørgsel i de perioder, hvor efterspørgslen generelt er højest. Dette bør reducere den kapacitetsmængde, der er nødvendig, og dermed mindske omkostningerne ved kapacitetsmarkedet. d) Leverandørafgifterne opdateres, så de afspejler faktiske data om markedsandele, når de bliver tilgængelige, ligesom i henhold til afregningsprocessen i lov om balancering og afregning. Denne afregningsproces kører i 14 måneder, efterhånden som der modtages reviderede efterspørgselsdata.

(89) Alle betalingsstrømme i forbindelse med kapacitetsmarkedet for alle deltagere beregnes og administreres af afregningsorganet bistået af leverandøren af afregningstjenester (Elexon). Afregningsorganets og Elexons rolle og ansvar er beskrevet i afsnit 2.2.

(90) Kapacitetsbetalinger er baseret på de beløb, der er fastsat i de enkelte leverandørers kapacitetsaftale efter resultatet af den relevante auktion for hvert leveringsår: Kapacitetsbetalinger svarer til den mængde kapacitet, som de virksomheder, der har fået tildelt aftaler, har budt ved kapacitetsauktionen, ganget med lukkeprisen.

(91) Midler, der er modtaget af afregningsorganet, findes på en offentlig bankkonto, der ikke er rentebærende. Afregningsorganet er også ansvarligt for at indsamle, opbevare og (om nødvendigt) returnere en eventuel sikkerhed, der er blevet stillet af producenter af ny kapacitet eller efterspørgselsstyringsoperatører som led i udvælgelsesprocessen før hver kapacitetsauktion.

(92) De vigtigste finansielle strømme til og fra afregningsorganet er følgende: a) Leverandørerne er forpligtet til at betale afregningsorganet en afgift (»settlement body charges«) hver måned fra regnskabsåret 2015/16. Denne afgift dækker afregningsorganets (og dets agents) administrative omkostninger ved afregningsfunktionen for kapacitetsmarkedet. Opkrævningen af disse betalinger følger regnskabsåret april-marts i Det Forenede Kongerige med en separat tidsplan for andre betalingsstrømme på kapacitetsmarkedet, som følger kapacitetsåret oktober-september. b) Leverandører er forpligtet til at yde kreditdækning inden hver måneds begyndelse i leveringsåret. Denne dækning skal svare til 110 % af deres månedlige leverandørafgift og har til formål at sikre, at kapacitetsleverandøren fortsat modtager betalinger, hvis en leverandør misligholder sine forpligtelser. c) Leverandører er forpligtet til at betale en månedlig leverandørafgift (»supplier monthly charge«) til afregningsorganet senest 24 arbejdsdage efter udgangen af hver måned i leveringsåret. Den månedlige leverandørafgift er en forpligtelse for leverandører (via en betingelse i deres licens) til at finansiere kapacitetsmarkedet. d) Hvis kapacitetsleverandørerne under en spidslastsituation, der indtræffer i leveringsåret, ikke opfylder deres forpligtelser med hensyn til kapacitet, er de forpligtet til at betale en bøde (»penalty charge«) til afregningsorganet. Denne skal betales senest 24 arbejdsdage efter månedens udgang. e) Afregningsorganet foretager en kapacitetsbetaling (»capacity payment«) til leverandørerne. Dette er et beløb, der fastsættes i henhold til deres kapacitetsforpligtelse (den mængde, der er fastsat ved kapacitetsauktionen) senest 29 dage efter udgangen af hver måned i leveringsåret. Alle betalinger til leverandører finansieres af indtægterne fra de afgifter, der opkræves af godkendte leverandører. I tilfælde af at en kapacitetsleverandør har undladt at betale bøden, tilbageholdes leverandørens betaling, indtil den skyldige bøde er inddrevet. De faktiske betalinger til leverandørerne tager højde for eventuel handel med forpligtelser, der har fundet sted mellem auktionen og leveringsperioden. f) Hvis kapacitetsleverandørerne leverer en mængde, der overstiger deres kapacitetsforpligtelser, i en spidslastsituation i leveringsåret, betaler afregningsorganet en betaling for overforsyning (»over-delivery payment«). Betalinger for overforsyning til de enkelte kapacitetsleverandører beregnes ved udgangen af kapacitetsåret og betales ved hjælp af de midler, der er blevet opkrævet i bøde i løbet af året. Dette øger ikke den samlede kapacitetsbetaling i et givet år, da betalingerne for overforsyning kompenserer for de bøder, der er opkrævet for manglende levering. g) Hvis det er relevant, tilbagebetaler afregningsorganet et eventuelt overskydende bødebeløb til leverandørerne. Det er de indtægter, der resterer, når de nødvendige betalinger for overforsyning, der er akkumuleret i løbet af året, er betalt.

2.8. Produktionens tilstrækkelighed i Storbritannien

2.8.1. Elmarkedet i Storbritannien

(93) Den 1. april 2005 indførte Det Forenede Kongerige i Storbritannien et enkelt sæt ordninger for engroshandel med og transmission af elektricitet, kendt som »BETTA« (»British Electricity Trading and Transmission Arrangements«). BETTA er baseret på bilateral handel mellem producenter, leverandører, kunder og handlende, og deltagerne fordeler selv, i stedet for at det foregår centralt.

(94) Under BETTA er der indgået elektricitetskontrakter på forward- og futuresmarkeder fra flere år og op til 24 timer forud for en leveringsperiode på en halv time. Kortfristede elektricitetsbørser og energimæglere giver deltagerne mulighed for at finjustere deres aftalte mængder fra 1 til 24 timer før levering. Alle handler er bilaterale og afregnes til den pris, der er registeret på elektricitetsbørsen eller aftalt bilateralt eller gennem en mægler.

(95) Under BETTA får producenterne gennem engroselprisen betaling for deres elektricitet og kapacitet, og investorerne skal beslutte, om de vil investere på grundlag af deres forventning om, at de vil få dækket omkostningerne ved denne investering ved at sælge elektricitet på engrosmarkedet for elektricitet.

(96) Tættere på leveringstidspunktet findes der en balanceringsmekanisme, hvorigennem systemoperatøren accepterer tilbud og byder på elektricitet tæt på realtid. På denne måde kan systemoperatøren balancere udbud og efterspørgsel. Ved lukketid (»gate closure«), en time før hver halve times leveringsperiode, skal producenterne informere systemoperatøren om den energi, de har indgået aftale om at levere, og om den forventede produktion fra hvert anlæg. Leverandører (detail) skal angive den mængde, de har forpligtet sig til at købe, hvilket bør svare til den mængde, som de forventer, at deres kunder vil forbruge. Endelig er der en proces til afregning af ubalancer, hvor der foretages betalinger til og fra de markedsdeltagere, hvis aftalte mængde ikke svarer til deres faktiske, målte elproduktion eller forbrug. Her afregnes ligeledes andre omkostninger til balancering af systemet. Deltagerne bliver opkrævet en strafbetaling (»cash-out price«), hvis den aftalte mængde ikke svarer til deres faktiske forbrug eller produktion. Derfor giver afregning af ubalancer eller strafbetalinger deltagerne incitament til at bidrage til at skabe balance i systemet i realtid.

(97) Ved udgangen af december 2017 havde Det Forenede Kongerige en samlet elproduktionskapacitet på 81,3 GW. Derudover har Det Forenede Kongerige fire samkøringslinjer, der gør det muligt at handle med Europa: England-Frankrig (kapacitet på 2 GW), England-Nederlandene (1 GW), Nordirland-Irland (0,6 GW) og Wales-Irland (0,5 GW) (28). NEMO-samkøringslinjen mellem England og Belgien (1 GW) blev taget i brug den 31. januar 2019.

2.8.2. Problemer med utilstrækkelig produktion

(98) Pålidelighedsstandarden udtrykkes i forventet effektmangel (LOLE). Dette indebærer, at der fastsættes en standard, som angiver det gennemsnitlige antal timer pr. år, hvor efterspørgslen ikke forventes at blive dækket af udbuddet i et typisk år. LOLE repræsenterer det årlige antal timer, hvor det på lang sigt statistisk forventes, at udbuddet ikke opfylder efterspørgslen. Dette er en sandsynlighedsbaseret tilgang, hvilket vil sige, at den faktiske mængde varierer afhængigt af omstændighederne i et bestemt år, f.eks. hvor kold vinteren er, hvorvidt et usædvanligt stort antal kraftværker ikke producerer på et givent tidspunkt, effekten fra vindproduktion ved spidslast og alle de andre faktorer, der påvirker balancen i udbuddet af og efterspørgslen efter elektricitet. Det er imidlertid vigtigt at bemærke ved fortolkningen af denne målestandard, at en vis grad af effektmangel ikke svarer til den samme mængde strømafbrydelser. I de fleste tilfælde vil effektmangel blive håndteret uden væsentlige konsekvenser for forbrugerne. Det kritiske niveau, som Det Forenede Kongerige har fastsat, er LOLE på over tre timer.

(99) I anmeldelsen bemærkede regeringen, at det uanset den valgte modelmetode er meget vanskeligt at forudsige den fremtidige forsyningssikkerhed for elektricitet med sikkerhed på grund af følsomheden over for centrale antagelser, herunder efterspørgsel efter elektricitet, beslutninger om lukning, ny produktion, bidrag fra samkøringslinjer og de forskellige teknologiers tilgængelighed.

(100) På tidspunktet for anmeldelsen af foranstaltningen i 2014 anførte Det Forenede Kongerige, at ifølge Ofgems vurdering af elkapaciteten i 2013 var LOLE steget til op til ni timer i 2015/16 (selv om det bemærkedes, at der kun var en lille indvirkning i scenariet med høj tilgængelighed af konventionel produktion), hvorefter den faldt for derefter at stige igen i 2018/19. På daværende tidspunkt fandt Det Forenede Kongerige, at de forskellige scenarier viste, at der var usikkerhed ved den høje ende af intervallet over tre timer i 2018/19, hvilket ifølge Det Forenede Kongerige var et stærkt argument for intervention. Ofgems referencescenario forudsatte en nettoeksport på 0,75 GW i vintersæsonen. Figur 4 Forventet effektmangel og pålidelighedsstandard, som meddelt af Det Forenede Kongerige i anmeldelsen fra 2014 Kilde: Ofgem, DECC's analyse.

(101) Det Forenede Kongerige anførte også, at det britiske ministerium for energi og klimaforandringer (DECC) også havde foretaget simuleringer af investeringer i produktionen frem til 2030. DECC's basisscenarie uden et kapacitetsmarked viste en tendens lignende den i Ofgems analyse frem til 2016/17. Efter 2016/17 viste DECC's basisscenarie en nedadgående tendens i kapacitetsmargenerne, hvilket ville fortsætte frem til begyndelsen af 2020'erne. DECC's modelberegning forudsatte en yderligere samkøring på 2,9 GW fra 2030 samt, at samkøringslinjerne på nettobasis (dvs. al samkøringskapacitet under ét) hverken importerede eller eksporterede i spidslastperioder. Figur 5 Langsigtede skøn over reducerede kapacitetsmargener, som meddelt af Det Forenede Kongerige i sin anmeldelse af 2014 Kilde: Ofgem 2013, DECC's analyse 2013.

(102) Det Forenede Kongerige vurderer, at den britiske regerings analyse samt en separat analyse udarbejdet af National Grid viser, at der stadig er behov for kapacitetsmarkedet for at sikre, at pålidelighedsstandarden på LOLE på tre timer opfyldes. Når kapacitetsmarkedet udelades fra modelberegningen, vil pålidelighedsstandarden sandsynligvis ikke blive opfyldt i nogen af de år, der indgår i modellen.

(103) NG udarbejder et femårigt basisscenarie for reformen af elmarkedet som led i scenarierne for fremtidens energi (29) for at bestemme den kapacitet, der skal erhverves ved kapacitetsmarkedsauktionerne. I december 2018 udarbejdede NG en række reviderede antagelser for at vurdere den potentielle indvirkning på basisscenariet, hvis der ikke var noget kapacitetsmarked i Det Forenede Kongerige. National Grids vurdering er, at LOLE ville ligge på mellem tre og syv timer mellem 2019/20 og 2023/24 uden kapacitetsmarkedet.

(104) Department of Business, Energy and Industrial Strategy (BEIS) foretog en analyse uafhængigt af National Grid ved hjælp af de seneste anbefalinger fra National Grid vedrørende reformen af elmarkedet (ECR2018) i forbindelse med BEIS' kommercielle indblik og BEIS' analyse af anlægsøkonomi. I denne analyse konkluderes det, at den forventede LOLE overstiger pålidelighedsstandarden på tre timers LOLE i alle årene frem til 2030 (mellem tre og 345 timers LOLE mellem 2019/20 og 2029/30).

2.8.3. Årsagerne til problemerne med utilstrækkelig produktion

(105) Det Forenede Kongerige har gjort gældende, at der er to væsentlige markedssvigt, der forklarer det problem med utilstrækkelig produktion, som er beskrevet i det foregående afsnit.

(106) Det første markedssvigt er, at pålidelighed er et offentligt gode. Kunderne kan ikke vælge det ønskede pålidelighedsniveau, da systemoperatøren ikke selektivt kan frakoble dem, og forbrugerne ikke reagerer på realtidsændringer af engrosprisen. Det kan derfor forventes, at kapacitetsleverandørerne ikke vil sikre det socialt optimale pålidelighedsniveau, hvis der ikke gribes ind. Dette kan også medføre store omkostninger for samfundet som følge af en upålidelig elektricitetsforsyning. Dette ville være eksterne omkostninger, hvis de ikke opkræves hos producenterne.

(107) Det andet markedssvigt er problemet med »manglende penge« (»missing money«). Begrebet er blevet identificeret og beskrevet i den akademiske litteratur og påvirker »energy-only«-markedet (hvor leverandørerne betales for deres produktion, men ikke for deres kapacitet) (30). I teorien kan forbrugernes manglende mulighed for at vælge det ønskede pålidelighedsniveau løses på et »energy-only«-marked ved at lade priserne stige til et niveau, der afspejler den gennemsnitlige værdi af mistet forbrug, dvs. den pris, som forbrugerne ikke længere vil være villige til at betale for energi, og ved at give elproducenterne mulighed for at modtage knaphedsrente. Men i praksis kan det være, at et »energy-only«-marked ikke sender de korrekte markedssignaler, der sikrer optimal forsyningssikkerhed og sætter investorerne i stand til at opnå projektfinansiering til opbygning af ny kapacitet. Dette betyder, at indtægter fra energimarkedet alene ikke kan medføre tilstrækkelige investeringer i kapacitet på grund af »manglende penge«. Der er to grunde til, at dette kan ske: a) Priserne afspejler ikke knaphed: De nuværende engrospriser på energi stiger ikke nok til at afspejle værdien af yderligere kapacitet i tider med knaphed. Dette skyldes, at afgifter til producenter, som er ude af balance i balanceringsmekanismen (»cash-out«), ikke afspejler de fuldstændige omkostninger til systemoperatørens balanceringstiltag (f.eks. spændingsfald). b) Manglende sikkerhed for, at priserne vil stige, selv om de kan: Når engrospriserne på energimarkedet bør stige til et højt niveau, er investorerne bekymrede for, at regeringen/tilsynsmyndigheden vil gribe ind over for det formodede misbrug af markedsmagt, f.eks. ved at indføre et prisloft. De er også bekymrede for, at priserne ganske enkelt ikke vil stige — f.eks. hvis vindkapaciteten er bedre end forventet, hvilket mindsker mulighederne for dyrere kapacitet, hvor lastfordeling er mulig.

(108) Det Forenede Kongerige har gjort gældende, at »manglende penge« ikke er noget teoretisk problem. I et historisk perspektiv har de britiske »cash-out«-priser ikke oversteget 938 GBP/MWh. Det Forenede Kongerige har gjort gældende, at det også fremgår af de seneste knaphedssituationer på det britiske marked, at priserne ikke er steget til det forventede niveau. Den britiske regering og Ofgem bestilte en uafhængig undersøgelse med henblik på at vurdere værdien af mistet forbrug (VoLL), hvori det blev konkluderet, at den gennemsnitlige værdi for forbrugerne ved at forhindre frakobling på tidspunkter med spidslast i systemet er omkring 17 000 GBP/MWh (31).

(109) Det Forenede Kongerige har gjort gældende, at markedssvigt forværres på kort og mellemlang sigt på grund af de meget hurtige planer om lukning af eksisterende kapacitet: Ifølge National Grids centrale scenarie kan op til 8 GW af de kul- og gasanlæg, der var tilgængelige i 2018/19, lukke i 2019/20, hvis der ikke var flere indtægter fra kapacitetsmarkedet.

2.8.4. Yderligere foranstaltninger til sikring af tilstrækkelig produktion

(110) Ud over den anmeldte foranstaltning har Det Forenede Kongerige iværksat og er stadig i færd med at gennemføre en række foranstaltninger på det britiske elmarked, som kunne bidrage til at afhjælpe de markedssvigt, der er beskrevet i det foregående afsnit. De tre vigtigste initiativer fra Det Forenede Kongeriges anmeldelse er beskrevet nedenfor.

(111) Den første foranstaltning, som Det Forenede Kongerige beskriver, har til formål at reducere det samlede elforbrug og styrke en reaktiv forbrugerefterspørgsel. Det Forenede Kongerige har anført, at det har taget skridt til at reducere det samlede elforbrug, f.eks. gennem »Green Deal« og »Energy Company Obligation«. Det Forenede Kongerige har også mulighed for at tilskynde til både varige reduktioner i efterspørgslen (som regeringen kalder »Electricity Demand Reduction« eller »EDR«) og kortsigtede reduktioner i efterspørgslen som f.eks. udjævning og ændring af spidslasten (»peak shaving/shifting«) (som regeringen kalder »Demand Side Response« eller »DSR«, dvs. efterspørgselsstyring). Det Forenede Kongerige har navnlig forpligtet sig til at sikre, at alle husholdninger og små virksomheder i landet tilbydes intelligente elmålere inden udgangen af 2020 (32). Intelligente elmålere gør det muligt at opkræve tidsdifferentierede takster med lavere energipriser uden for spidslastperioder. Den første statiske tidsdifferentierede takst i Det Forenede Kongerige blev indført med Green Energy i begyndelsen af 2017 og tilbød kunder med intelligente elmålere en meget lavere takst for elektricitet på hverdagsaftener/-nætter. Dette afspejler imidlertid ikke de faktiske engrosomkostninger, der ville give forbrugerne mulighed for at reagere i realtid (33). Endvidere offentliggjorde den britiske regering og Ofgem i juli 2017 i fællesskab en plan for intelligente systemer og fleksibilitet (»Smart Systems & Flexibility Plan«) (34) efter forberedende arbejde og en opfordring til indsendelse af dokumentation. Denne plan skitserer de grundlæggende principper for Det Forenede Kongeriges tilgang med henblik på at muliggøre overgangen til et intelligent og fleksibelt system efterfulgt af 29 tiltag for regeringen, Ofgem og/eller industrien.

(112) Den anden foranstaltning består i reformen af »cash-out«-ordningen. Ubalance- eller »cash-out«-priser giver markedsdeltagerne incitament til at sikre, at de mængder elektricitet, de sælger eller forbruger, stemmer overens med de mængder, de har indgået aftale om at sælge eller forbruge. Det Forenede Kongerige har gjort gældende, at en reform af den måde, hvorpå markedet fungerer, bidrager til at sikre forsyningssikkerheden.

(113) Ofgem lancerede i 2012 en undersøgelse af reglerne om balancering af elektricitet (»Electricity Balancing Significant Code Review« (EBSCR)) (35) for at tage hånd om de adskillige mangeårige bekymringer over faktorer, der har lagt en dæmper på »cash-out«-priserne. Ofgem vedtog og offentliggjorde sin endelige politikbeslutning i maj 2014 (36). Følgende reformer er gennemført for »cash-out«: a) »Cash-out«-priserne er blevet gjort »marginale« ved at beregne dem ved hjælp af den dyreste foranstaltning, som systemoperatøren træffer for at skabe balance i systemet. Dette blev indført i trin, hvor det første var, at priserne skulle beregnes ved hjælp af et gennemsnit af de øverste 50 MWh af systemoperatørens foranstaltninger (i stedet for 500 MWh) fra november 2015. Siden november 2018 er priserne blevet beregnet med de øverste 1 MWh. b) Omkostningerne ved afkobling og spændingsfald indgår i de »cash-out«-prisberegninger, der bygger på værdien af mistet forbrug (VoLL) for forbrugerne. Denne omkostning blev indført i trin og startede på 3 000 GBP/MWh fra november 2015 og på 6 000 GBP/MWh fra november 2018. c) Den måde, hvorpå reserveomkostningerne fastsættes, er blevet forbedret ved, at der tages hensyn til den værdi, reserven giver forbrugerne i spidslastperioder. For at nå dette mål er der indført en funktion med prisfastsættelse på grundlag af knaphed for reserven, hvor der fastsættes en pris for reserven, når den anvendes som følge af knaphed i systemet (37). d) Der er taget skridt i retning af at indføre en enkelt »cash-out«-pris for hver afregningsperiode for at forenkle ordningen og nedbringe omkostningerne til ubalancer, navnlig for mindre operatører.

(114) Ofgem har offentliggjort en revision af første fase af EBSCR (38). Siden gennemførelsen af første fase er den gennemsnitlige ubalancepris (»cash-out«-pris) faldet. Størstedelen af ubalancepriserne ligger nu på 20-30 GBP/MWh, og ikke 30-40 GBP/MWh som tidligere konstateret. Ubalanceprisen er imidlertid blevet mere volatil. Maksimumsprisen i de to år, der gik forud for reformen, var 429,10 GBP/MWh, mens den efter reformen var 1 528,72 GBP/MWh.

(115) Det Forenede Kongeriges regering er af den opfattelse, at reformen af kapacitetsmarkedet og »cash-out«-reformen har forskellige, men komplementære formål i bestræbelserne på at sikre forsyningssikkerheden for elektricitet. Det er af følgende årsager bedre at gå videre med kapacitetsmarkedet og støtte reformen af »cash-out«-ordningen i stedet for blot at forlade sig på »cash-out«-reformen: a) »Cash-out«-reformen bør styrke investeringsincitamenterne på energimarkedet på lang sigt, men det forventes, at den vil få en mere begrænset indvirkning på de samlede investeringer på kort og mellemlang sigt (39). Dette skyldes, at producenterne sælger næsten al deres energi på terminsmarkeder. Med tiden vil »cash-out«-reformen imidlertid føre til, at priserne på terminsmarkederne stiger, fordi producenterne udnytter mulighederne for arbitrage mellem terminsmarkederne og prisen i balanceringsmekanismen. b) »Cash-out«-reformen kan ikke afhjælpe den øgede risiko ved investeringer i varmekapacitet, efterhånden som elsektoren dekarboniseres: Varmekapacitet vil i stigende grad fungere som backup og vil skulle dække de faste omkostninger ved at opnå høje priser i de få situationer, hvor der er knaphed og prisstigninger. c) I praksis kan investeringer være afhængige af et likvidt marked for handel med »pålidelighedsoptioner« omkring en realtidspris, hvor leverandører betaler en fast pris til gengæld for en option på at købe energi til en strikepris. Det er usandsynligt, at dette vil ske ved Ofgems reform af »cash-out«-ordningen, da markedet selv efter de aktuelle »cash-out«-reformer stadig er et kvasimarked med »cash out«, der fastsættes efter komplekse administrative procedurer, men det kan ske, hvis der indføres et balancemarked for elektricitet, som kan fungere som et robust referencemarked for optionshandel (40). d) Det er uklart, om investorerne vil have tillid til, at eventuelle nye ordninger vil blive opretholdt. Dette skyldes, at når priserne kan stige til et højt niveau, bliver det stadig vanskeligere for tilsynsmyndigheden at vurdere, om meget høje priser er et udtryk for et effektivt marked eller profitmageri. Det betyder, at producenter kan være uvillige til at tilbyde energi til en høj pris (af frygt for, at de kan blive efterforsket for markedsmisbrug), eller at de i fremtiden kan forvente offentlig intervention for at afbøde hyppigere store prisstigninger. e) I tilfælde af, at der gennemføres »cash-out«-reformer, og de faktisk kan rette op på markedssvigt, har mere præcise »cash-out«-priser potentiale til at nedbringe omkostningerne ved at skaffe kapacitet gennem kapacitetsmarkedet, således at den pris, der betales for kapacitet, bør falde til nul på auktionen. f) Selv om »cash-out«-reformen, når den er gennemført, fører til højere priser i knaphedsperioder, betyder den iboende høje grad af usikkerhed med hensyn til knaphedssituationer, at det er en risikabel strategi for investorer i store projekter for nyskabt produktion kun at støtte sig til en høj knaphedsrente. Kapacitetsmarkedet sikrer en stabil, regelmæssig betaling i op til 15 år for projekter for nyskabt produktion, hvilket reducerer risikoen for investorerne og tilskynder til investeringer i ny og eksisterende kapacitet.

(116) Den tredje foranstaltning, som Det Forenede Kongerige har angivet, er fuldførelse af det indre energimarked og støtte til en højere grad af samkøring. Det Forenede Kongerige har gennemført den tredje energipakke i national lovgivning og gjort gældende, at den bidrager til udviklingen af netregler. Navnlig vil de markedsrelaterede EU-netregler, der harmoniserer tidsfristerne for tildeling af og handel med kapacitet, indføre et standardsæt markedsregler i hele Europa og fremme gennemførelsen af et konkurrencedygtigt tværeuropæisk energimarked. Det Forenede Kongerige har gjort gældende, at disse ændringer har potentiale til at fremme investeringer i samkøringslinjer gennem en mere effektiv udnyttelse af aktiverne. Det Forenede Kongerige har også bemærket, at det britiske samkøringsniveau er steget fra 4 % i 2014 til 6 % af den samlede installerede kapacitet i 2019, navnlig efter, at NEMO-samkøringslinjen blev taget i brug den 31. januar 2019 og har potentiale til at stige til 9 % inden 2021 (41).

(117) Det Forenede Kongerige har også gjort gældende, at landet aktivt deltog i EU-processen med at udpege prioriterede grænseoverskridende projekter hvert andet år som fastsat i »TEN-E-forordningen«. Disse prioriterede projekter har fået status af projekter af fælles interesse (PCI'er), der giver dem mulighed for at drage fordel af potentielt hurtigere planlægnings- og godkendelsesprocedurer, potentielle lovgivningsmæssige incitamenter og mulig adgang til finansiel støtte fra Connecting Europe-faciliteten.

(118) Ofgems projekt for integreret transmissionsplanlægning og -regulering (»Integrated Transmission Planning and Regulation« (ITPR)) blev afsluttet i 2015 (42). Her etablerede Ofgem en proces for vurdering af muligheder for nettet (»Network Options Assessment« (NOA)) og offentliggørelse af årlige NOA-rapporter. Systemoperatørens analyse leverer bedre information med henblik på udvikling af nye samkøringslinjer, herunder lokaliteter, hvor det vil være lettest at placere samkøringskapacitet. Den nye rolle omfatter også overvejelser i forbindelse med specifikke samkøringsforslag og sikrer Ofgem vurderinger af virkningerne heraf.

2.9. Varighed

(119) Energiloven af 2013 indeholder ikke en slutdato for kapacitetsmarkedet. Statsstøttegodkendelsen gælder imidlertid for en periode på 10 år (43) regnet fra datoen for den første gennemførelse af foranstaltningen i 2014 (44).

2.10. Begrundelse for indledning af proceduren

(120) Selv om de britiske myndigheder anmeldte kapacitetsmarkedet, inden det blev iværksat, annullerede Retten afgørelsen fra 2014 om godkendelse af ordningen. I lyset af Rettens dom om annullation af afgørelsen fra 2014 skal gennemførelsen af den pågældende støtte indtil Rettens dom anses for ulovlig (45).

(121) I overensstemmelse med Kommissionens meddelelse om fastlæggelse af reglerne for vurdering af ulovlig statsstøtte (46) har Kommissionen vurderet foranstaltningens forenelighed med det indre marked fra december 2014 til november 2018 og fremover, på de betingelser, der er fastsat i afsnit 3.9 i retningslinjerne for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi (»miljø- og energiretningslinjerne«) (47), som fastsætter særlige betingelser for støtte til tilstrækkelig produktion og har været gældende siden 1. juli 2014.

(122) Den procedure, der skal til for at vedtage en ny afgørelse, kan genoptages netop på det punkt, hvor ulovligheden indtrådte (48).

(123) På baggrund af Rettens konklusion om, at Kommissionen burde have næret tvivl om, hvorvidt visse aspekter af foranstaltningen var forenelige med det indre marked, besluttede Kommissionen at indlede den formelle undersøgelsesprocedure.

(124) På grundlag af de foreliggende oplysninger og de elementer, der er beskrevet i åbningsafgørelsen, har Kommissionen anmodet om præcisering og navnlig om bemærkninger vedrørende følgende spørgsmål: a) foranstaltningens hensigtsmæssighed: 1) hvorvidt foranstaltningen var tilstrækkelig tilgængelig for alle relevante kapacitetsleverandører, navnlig for så vidt angår efterspørgselsstyringsoperatørerne på grund af forskelle i de gældende løbetider for kontrakterne, den begrænsede garanti for mængden ved T-1-auktionen og minimumstærsklen for deltagelse 2) hvorvidt deltagelse fra samkørt kapacitet fortsat bør begrænses ved hjælp af en model for samkørt kapacitet b) foranstaltningens proportionalitet: 1) hvorvidt foranstaltningen var forholdsmæssig på grund af potentielt diskriminerende forskelle i behandlingen af efterspørgselsstyringsoperatørerne i forhold til producenter med hensyn til aftalernes løbetid 2) hvorvidt omkostningsdækningsmetoden ikke på tilstrækkelig vis tilskyndede forbrugerne til at reducere deres forbrug i perioder med høj efterspørgsel og derfor ikke gjorde det muligt at begrænse den samlede støtte til et minimum c) undgåelse af negative virkninger på konkurrencen og samhandelen: 1) hvorvidt foranstaltningen forhindrede sådanne virkninger, da langvarige aftaler var forbeholdt produktionsenheder, hvilket begrænser foranstaltningens åbenhed, og da udenlandske kapacitetsleverandører i øjeblikket ikke kan deltage direkte i den britiske kapacitetsmekanisme.

3. BEMÆRKNINGER FRA INTERESSEREDE PARTER

(125) Dette afsnit sammenfatter de bemærkninger, som Kommissionen modtog i høringsperioden fra 35 interesserede parter, navnlig interesserede parter, der er aktive i energisektoren (f.eks. virksomheder, der er aktive inden for konventionel produktion, samkøringslinjer, produktion af vedvarende energi og efterspørgselsstyringsoperatører samt brancheorganisationer og ikkestatslige organisationer), Ofgem og National Grid.

3.1. Mål af fælles interesse og foranstaltningens nødvendighed

(126) Selv om Kommissionen ikke udtrykkeligt i åbningsafgørelsen tog spørgsmålet om målet af fælles interesse eller foranstaltningens nødvendighed op, kommenterede nogle interesserede parter specifikt disse spørgsmål. De fleste af dem støttede foranstaltningens mål og nødvendighed. Nogle tilsluttede sig blot Kommissionens foreløbige konklusion i åbningsafgørelsen, mens andre: a) henviste til analyser foretaget af ENTSO-E, Det Forenede Kongeriges regering, National Grid og tredjeparter, som viser, at uden kapacitetsmarkedet ville Det Forenede Kongeriges pålidelighedsstandard ikke blive opfyldt b) anførte, at kapacitetsmarkedet fortsat var nødvendigt selv i lyset af den seneste udvikling på energimarkedet (f.eks. indførelsen af intelligente elmålere) eller c) forklarede, at kapacitetsmarkedet gav et vigtigt signal, som støttede investeringer i ny kapacitet og opretholdelse af eksisterende kapacitet.

(127) For så vidt angår efterspørgselsstyringens rolle og potentiale pegede nogle af de interesserede parter på den stigende deltagelse i auktioner fra efterspørgselsstyringsoperatørers side som dokumentation for, at kapacitetsmarkedet var udformet på en hensigtsmæssig måde, og som bevis for, at der ikke var nogen hindringer for efterspørgselsstyring. Flere interesserede parter understregede også den positive rolle, som overgangsauktionerne spillede med hensyn til at fremme udviklingen af efterspørgselsstyringen, så meget desto mere som de blev lukket til højere priser og ikke var åbne for andre kapacitetsleverandører.

(128) Andre interesserede parter satte spørgsmålstegn ved, om kapacitetsmarkedet er nødvendigt, og anførte følgende til støtte herfor: a) Det Forenede Kongeriges marked ville blive overforsynet. Bemærkningerne henviste til den konservative tilgang, som National Grid havde valgt i forbindelse med deres prognoser for udbud og efterspørgsel, de høje kapacitetsmargener for vinteren 2018/19, det lave LOLE-niveau, de garantier, som Det Forenede Kongerige havde givet med hensyn til forsyningssikkerhed den vinter, de lave lukkepriser og den betydelige vækst i samkøringslinjer. b) »Energy-only«-markedet ville være bedre til at sikre tilstrækkelig produktion, især efter Det Forenede Kongeriges gennemførelse af reformer som f.eks. indførelsen af intelligente elmålere, »cash-out«-reformer samt afregningsperioder på en halv time. Én interesseret part nævnte det australske »energy-only«-marked som et eksempel på, at volatilitet i engrosprisen giver klare signaler om at investere i efterspørgselsstyring. c) Kapacitetsmarkedet vil forværre problemet med »manglende penge« ved at lægge en dæmper på prisfastsættelsen på grundlag af knaphed, som er nødvendig for at tilskynde til investeringer i efterspørgselsstyring og lagring. Flere af bemærkningerne henviste til ændringer i elpriserne som følge af Rettens dom som bevis for denne afdæmpende virkning. d) Kommissionen bør foretage en grundig vurdering af efterspørgselsstyringens potentiale i løbet af en periode på 10 år og den effekt, som kapacitetsmarkedet har på dette potentiale. De angiver med henvisning til undersøgelser, at i) hvis intelligente elmålere og andet nyttigt udstyr anvendes bredt, vil 15 GW af den indenlandske efterspørgsel potentielt kunne flyttes på en vinterdag med høj efterspørgsel i 2025, ii) industrikunderne i en model fra 2012 blev anslået til at levere en kapacitet på 4-5 GW efterspørgselsstyring, mens iii) efterspørgselsstyringens potentiale i bygninger, som ikke er husholdninger eller industri, blev anslået til at være mellem 1,2 og 4,4 GW på en vinterdag med høj efterspørgsel, iv) op til 1 GW efterspørgselsstyring kunne være til rådighed i London i 2050. De er også af den holdning, at efterspørgselsstyringens deltagelse i kapacitetsauktionerne er lav, idet leverandørerne af efterspørgselsstyring kun har fået 1,37 % af den samlede auktionskapacitet. Endelig kritiserede nogle af de interesserede parter overgangsauktionerne for ikke at være tilstrækkelige til at fremme efterspørgselsstyring på grund af udelukkelsen af efterspørgselsstyringsoperatørerne med kontrakter under de varige auktioner, og fordi den anden overgangsauktion var begrænset til efterspørgselsstyring, som nedregulerer efterspørgslen, og derfor ikke var tilstrækkelig til at fremme denne type efterspørgselsstyring på lang sigt. De beklager også, at Det Forenede Kongerige ikke forlængede overgangsauktionen i yderligere to år.

3.2. Foranstaltningens hensigtsmæssighed

3.2.1. Reguleringsmiddel/reguleringsform

(129) Én interesseret part fremførte, at kapacitetsmarkedet sandsynligvis på flere punkter er i uoverensstemmelse med forordning (EU) 2019/943, fordi i) Det Forenede Kongerige allerede vil have gennemført størstedelen af de reformer af energimarkedet, der er nødvendige for at undgå et kapacitetsmarked, og ii) hvis der fortsat er kapacitet, vil en strategisk reserve være at foretrække.

3.2.2. Vederlag udelukkende for tilrådighedsstillelse af kapacitet

(130) Nogle interesserede parter gjorde gældende, at de eksisterende ordninger for meddelelser forud for spidslastsituationer (dvs. en advarsel på fire timer, hvor tidspunktet for og omfanget af situationen identificeres efterfølgende) var ugunstige for decentrale aktiver, herunder efterspørgselsstyring. De foreslog, at Det Forenede Kongerige undersøger muligheden for at indføre en fordelingsmekanisme eller flere varsler i tiden op til en spidslastsituation.

(131) Nogle interesserede parter anførte, at den nuværende sanktionsordning muligvis ikke er tilstrækkelig til at sikre, at kapacitetsleverandørerne reagerer effektivt i spidslastsituationer.

(132) På den ene side fremførte nogle interesserede parter, at det at basere definitionen af spidslastsituationer på en model med »leveret energi« er i strid med miljø- og energiretningslinjernes punkt 225 og gør det muligt at manipulere med reduktionsfaktorerne på en måde, der diskriminerer mod kulstoffattige (vind- og solenergi) og alternative teknologier (såsom lagring).

3.2.3. Foranstaltningens åbenhed over for alle relevante kapacitetsleverandører

3.2.3.1. Potentiel forskelsbehandling af efterspørgselsstyringsoperatørerne på grund af manglen på tidsbestemte leveringsaftaler

(133) Nogle interesserede gjorde gældende, at kravet om, at kapacitetsaftaleparterne skulle reagere på en spidslastsituation på et hvilket som helst tidspunkt af dagen, og uanset hvor længe den har varet, gjorde det vanskeligt for efterspørgselsstyringsoperatører at deltage i kapacitetsmarkedet. De fremførte derfor, at der bør tilbydes tidsbestemte leveringsaftaler gennem kapacitetsmarkedet.

3.2.3.2. Forskelle i kontrakternes løbetider

(134) I henhold til de nuværende britiske regler om kapacitetsmarkedet har de fleste eksisterende kapacitetsleverandører adgang til etårige aftaler. Kun produktionskapacitetsleverandører, som har kapitaludgifter (CAPEX) over visse tærskler, er berettigede til kapacitetsaftaler med en løbetid på op til 15 år.

(135) For at begrunde udelukkelsen af efterspørgselsstyringsoperatørerne fra de længere kontrakter pegede mange interesserede parter på i) efterspørgselsstyringsoperatørernes lave kapitaludgifter (49), ii) deres præference for korte kontrakter på grund af deres volatile porteføljer, iii) behovet for at indgå længere kontrakter for renoveret og ny kapacitet for at undgå højere bud på kapacitetsmarkedsauktionerne, højere støtteniveauer og uventede fortjenester for den eksisterende kapacitet. Nogle af de interesserede parter anførte også, at de efterspørgselsstyringsoperatører, der benytter sig af produktion »bag måleren« (»behind-the-meter« (BTM)), fortsat kunne være berettigede til en længere kontrakt, hvis de opfyldte tærsklen for kapitaludgifter, og hvis de deltog i en auktion som producent.

(136) Nogle interesserede parter foreslog i) at begrænse kontrakternes løbetid til et år for alle kapaciteter, eller ii) kun at tillade kontrakter på under fem år, men ikke på grundlag af kapitaludgifter, som ikke tager hensyn til alle de økonomiske omkostninger ved efterspørgselsstyring (såsom driftsomkostninger), eller iii) at gøre det muligt for efterspørgselsstyringsoperatørerne at få adgang til kontrakter på 3-5 år. Andre parter foreslog, at systemet stadig skulle være baseret på tærskler for kapitaludgifter, men at give mulighed for, at enhver teknologi, der opfylder disse tærskler (dvs. inklusive teknologier, der anvendes af efterspørgselsstyringsoperatører), kan få adgang til længere kontrakter og regelmæssigt revidere tærsklerne eller endda fastsætte flere forskellige tærskler for at sikre teknologineutralitet.

3.2.3.3. Begrænset garanti for mængden ved T-1-auktionen

(137) Noget af kapaciteten udbydes ikke på auktion til levering efter fire år (T-4) og er »reserveret« til T-1-auktionen. Hvis efterspørgslen falder mellem T-4- og T1-auktionen, vil den mængde kapacitet, der indgår i T-1-auktionen, blive reduceret. Eftersom T-1-auktionerne giver efterspørgselsstyringsoperatørerne en bedre mulighed for adgang til markedet, har Det Forenede Kongeriges regering imidlertid forpligtet sig til i 2014 at udbyde i hvert fald 50 % af den kapacitet, der var reserveret fire år tidligere, på T-1-auktionerne.

(138) Nogle bemærkede, at de nuværende ordninger ikke var tilfredsstillende, da tilrettelæggelsen af T-1-auktioner er uforudsigelig. Den britiske regering kan beslutte at annullere en auktion eller ændre den mængde, der skal indgå i T-1-auktionen. Nogle interesserede parter foreslog at fastsætte den mængde, der skal indgå i T-1-auktionen, som en procentdel af enten den kapacitet, der er behov for i leveringsåret, eller den kapacitet, der indgik i T-4-auktionen. Andre anførte, at det er nødvendigt at øge mængden på T-1-auktionerne gradvist over fem år. Endelig foreslog nogle parter i) at afskaffe T-4-auktionerne, ii) at tilrettelægge yderligere ugentlige auktioner eller iii) at tilrettelægge yderligere T-2-auktioner.

(139) De fleste interesserede parter anførte, at de nuværende ordninger var passende og tilstrækkelige, og pegede navnlig på den store succesrate for efterspørgselsstyringsoperatørerne på T-4-auktionerne. De gjorde gældende, at i) alle markedsaktører er lige udsatte for den usikre tilrettelæggelse eller de usikre mængder på T-4- og T-1-auktionerne, og at efterspørgselsstyringsoperatørerne dermed ikke forskelsbehandles, ii) større kapacitetsmængder, der reserveres til T-1, kan reducere konkurrenceevnen for T-1-auktionerne, og iii) større kapacitetsmængder, der reserveres til T-1, kan øge risikoen for overindkøb, hvis behovet for kapacitet for leveringsåret er faldet til under de tidligere fastsatte niveauer.

3.2.3.4. Minimumstærskel for deltagelse

(140) Som beskrevet i betragtning 30 og 31 gælder der en minimumstærskel på 2 MW for deltagelse i kapacitetsmarkedet for alle kapacitetstyper.

(141) Nogle interesserede parter foreslog, at der fastsættes meget lavere tærskler for deltagelse (100 kW, 500 kW, < 1 MW), idet der henvises til andre markeder, hvor efterspørgselsstyring kan deltage (samkøringslinjen Pennsylvania-New Jersey-Maryland (PJM), balanceringsmarkedet og accessoriske tjenester).

(142) Endvidere kritiserede nogle