BESCHLUSS (EU) 2020/348 DER KOMMISSION

vom 24. Oktober 2019

über die Staatliche Beihilfe SA.35980-2019/C Vereinigtes Königreich — Strommarktreform: Kapazitätsmechanismus

(Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2019) 7610)

(Nur der englische Text ist verbindlich)

(Text von Bedeutung für den EWR)

DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION —

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, insbesondere auf Artikel 108 Absatz 2 Unterabsatz 1,

gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a, nach Aufforderung der Beteiligten zur Stellungnahme nach diesen Artikeln (1) und unter Berücksichtigung ihrer Stellungnahmen,

in Erwägung nachstehender Gründe:

HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN:

1. VERFAHREN

(1) Nach Vorabkontakten unterrichteten die Behörden des Vereinigten Königreichs am 23. Juni 2014 die Kommission gemäß Artikel 108 Absatz 3 AEUV über eine geplante Maßnahme zur Unterstützung von Kapazitätsanbietern auf dem britischen Strommarkt (2). Diese Maßnahme wird in diesem Beschluss als „die Maßnahme“ bezeichnet.

(2) Am 23. Juli 2014 beschloss die Kommission, keine Einwände gegen die der Maßnahme zugrunde liegende Beihilferegelung zu erheben, weil die Regelung unter Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV falle und daher mit dem Binnenmarkt vereinbar sei (3) (im Folgenden: „Beschluss von 2014“).

(3) Die erste Auktion auf dem Kapazitätsmarkt, auf den sich die Maßnahme bezieht, fand vom 16. bis 18. Dezember 2014 statt. Die Auktion erfolgte für die Bereitstellung von Kapazitäten mit einem vier Jahre späteren Lieferungszeitpunkt, d. h. 2018.

(4) Am 15. November 2018 erklärte das Gericht der Europäischen Union in der Rechtssache T-793/14 — Tempus Energy und Tempus Energy Technology/Kommission (im Folgenden: „Urteil des Gerichts“) den Beschluss von 2014 für nichtig. Zusammenfassend befand das Gericht angesichts der Länge und der Umstände der Voranmeldephase und der Tatsache, dass die Kommission in der Vorprüfphase bestimmte Aspekte des Kapazitätsmarktes — insbesondere die Rolle und die Behandlung der Laststeuerungsanbieter im Rahmen des angemeldeten Kapazitätsmechanismus — nicht angemessen untersucht hatte, dass die Kommission Zweifel an der Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Binnenmarkt hätte haben müssen. Diese Zweifel hätten sie dazu veranlassen müssen, das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV einzuleiten, damit alle Beteiligten gegenüber der Kommission Stellung nehmen und ihr sachdienliche Informationen zur Verfügung stellen können, sodass sie besser beurteilen kann, ob der Kapazitätsmarkt mit dem Binnenmarkt vereinbar ist.

(5) Zusätzliche Informationen aus dem Vereinigten Königreich gingen am 20. Dezember 2018 ein.

(6) Am 25. Januar 2019 legte die Kommission Rechtsmittel gegen das Urteil des Gerichts ein (Rechtssache C-57/19). Da das Rechtsmittel keine aufschiebende Wirkung hat, hat die Kommission, um dem Urteil Folge zu leisten, den Kapazitätsmarkt erneut geprüft.

(7) Anschließend setzte die Kommission das Vereinigte Königreich mit Schreiben vom 21. Februar 2019 von ihrem Beschluss in Kenntnis, in dieser Sache das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV einzuleiten.

(8) Der Beschluss der Kommission zur Einleitung des Verfahrens (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“) wurde im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht (4). Die Kommission forderte alle Beteiligten zur Stellungnahme auf.

(9) Mit Schreiben vom 12. April 2019 übermittelte das Vereinigte Königreich der Kommission seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss. Die Kommission erhielt Stellungnahmen von 35 Beteiligten. Sie leitete sie an das Vereinigte Königreich weiter und gab dem Vereinigten Königreich Gelegenheit, darauf zu reagieren. Die Stellungnahmen des Vereinigten Königreichs gingen mit Schreiben vom 7. Juni 2019, 19. Juli 2019 und 12. September 2019 bei der Kommission ein.

(10) Am 29. März 2017 teilte das Vereinigte Königreich gemäß Artikel 50 des Vertrags über die Europäische Union (EUV) seine Absicht mit, aus der Union auszutreten. Nach Artikel 50 Absatz 3 EUV finden die Verträge auf den austretenden Staat ab dem Tag des Inkrafttretens eines Austrittsabkommens oder andernfalls zwei Jahre nach der Mitteilung keine Anwendung mehr, es sei denn, der Europäische Rat beschließt im Einvernehmen mit dem betroffenen Mitgliedstaat einstimmig, diese Frist zu verlängern. Die Frist ist zweimal verlängert worden, zuletzt mit dem Beschluss (EU) 2019/584 des Europäischen Rates (5) bis zum 31. Oktober 2019.

(11) Am 11. Januar 2019 genehmigte der Rat mit Beschluss (EU) 2019/274 (6) die Unterzeichnung des am 14. November 2018 auf Ebene der Verhandlungsführer vereinbarten Austrittsabkommens. Am 17. Oktober 2019 billigte der Europäische Rat das auf Ebene der Verhandlungsführer überarbeitete Austrittsabkommen. Am 21. Oktober änderte der Rat auf Vorschlag der Kommission (7) den Beschluss (EU) 2019/274, um die Unterzeichnung des geänderten Abkommens zu genehmigen. Die Union bekräftigte ihre Bereitschaft, rasch ihre Unterschrift zu leisten und ihre Zustimmung zugeben, sofern das Parlament des Vereinigten Königreichs das Austrittsabkommen genehmigt. In Teil Vier des Austrittsabkommens ist vorgesehen, dass am Tag des Inkrafttretens des Abkommens ein Übergangszeitraum beginnt, in dem das Unionsrecht für das Vereinigte Königreich und im Vereinigten Königreich weiter gilt.

(12) In jedem Fall gilt dieser Beschluss nur so lange, wie das Unionsrecht für das Vereinigte Königreich und im Vereinigten Königreich gilt.

2. AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER MAßNAHME

2.1. Zusammenfassung der Maßnahme

(13) 2014 ging das Vereinigte Königreich davon aus, dass die Lage auf dem britischen Strommarkt hinsichtlich einer angemessenen Stromerzeugung ungefähr 2017/2018 kritisch werden dürfte. Das Vereinigte Königreich hat daher die Maßnahme als Kapazitätsmarkt konzipiert, auf dem der Systembetreiber landesweite Auktionen durchführt, um die für eine angemessene Stromerzeugung erforderlichen Kapazitäten zu beschaffen.

(14) Die im Rahmen der Maßnahme durchgeführten Auktionen standen ursprünglich nur bestehenden und neuen Stromerzeugern, Laststeuerungsanbietern und Betreibern von Energiespeichern offen. Betreiber von Verbindungsleitungen können seit der zweiten Auktion im Jahr 2015 teilnehmen.

(15) Bieter‚ die bei den Auktionen den Zuschlag erhalten haben, schließen Kapazitätsvereinbarungen ab, nach denen sie über die gesamte Laufzeit als Gegenleistung für die Verpflichtung, bei hoher Systembelastung auf Anforderung des Netzbetreibers Strom bereitzustellen, eine regelmäßige Zahlung erhalten. Sollte der Kapazitätsanbieter seiner Verpflichtung aus den Kapazitätsvereinbarungen nicht nachkommen und nicht die benötigte Menge an Energie liefern, werden finanzielle Sanktionen fällig. Finanziert wird die Regelung durch eine von den Stromversorgern erhobenen Umlage.

(16) Die erste Auktion für die Bereitstellung von Kapazitäten im Jahr 2018 fand 2014 statt. Es folgten drei weitere Auktionen für Lieferungen nach vier Jahren (im Folgenden „T-4“) (in den Jahren 2015, 2016 und 2017), eine Auktion für Lieferungen nach einem Jahr (im Folgenden „T-1“) (im Jahr 2017) sowie zwei weitere Übergangsauktionen (im Folgenden „TA“) (in den Jahren 2016 und 2017).

(17) Das Vereinigte Königreich hat die Maßnahme nach dem in Erwägungsgrund 4 genannten Urteil des Gerichts vom 15. November 2018, gegen das derzeit ein Rechtsmittel anhängig ist, ausgesetzt. Das Vereinigte Königreich hat bestätigt, dass im Rahmen von Kapazitätsmarktauktionen keine weiteren Beihilfen gewährt werden und dass die Zahlungen für die im Rahmen der bereits erfolgten Auktionen gewährten Beihilfen bis zum Beschluss der Kommission über die Genehmigung der Maßnahme eingestellt worden sind.

(18) Im Anschluss an das Urteil des Gerichts hat das Vereinigte Königreich jedoch folgende Maßnahmen ergriffen: a) Im Juni 2019 fand eine Zusatzauktion (T-1) für die Bereitstellung von Kapazitäten im Lieferjahr 2019/2020 statt, auf deren Grundlage Kapazitätsvereinbarungen abgeschlossen wurden, die an die Bedingung geknüpft waren, dass die beihilferechtliche Genehmigung erteilt wird und die nach den Rechtsvorschriften über den Kapazitätsmarkt erforderlichen Verfahrensschritte erfolgen. b) Die Einhaltung der in früheren Auktionen abgeschlossenen Kapazitätsvereinbarungen wurde weiterhin durchgesetzt, sodass vorbehaltlich eines Positivbeschlusses über die staatliche Beihilfe aufgeschobene Kapazitätszahlungen an die Kapazitätsanbieter geleistet werden können, die ihren Verpflichtungen während der Stillhaltefrist nachgekommen sind. c) Die Stromversorger hatten die Umlage während der Stillhaltefrist weiterhin an die Verbraucher abzuwälzen, um sicherzustellen, dass sie in der Lage sind, die ausstehenden Zahlungen für die Stillhaltefrist vollständig und unverzüglich zu tätigen, sollte die Genehmigung für die staatliche Beihilfe erteilt werden. d) Am 22. Juli 2019 wurden Präqualifikationsverfahren für eine T-1-Auktion (Lieferjahr 2020/2021), eine T-3-Auktion (Lieferjahr 2022/2023) und eine T-4-Auktion (Lieferjahr 2023/2024) eingeleitet, die jeweils im ersten Quartal 2020 stattfinden sollen.

2.2. Rechtsgrundlage und staatliche Regelungen

(19) Die nationale Rechtsgrundlage für die Maßnahme bildet das Energiegesetz (Energy Act) von 2013. Abgeleitete Rechtsvorschriften in Form der Electricity Capacity Regulations 2014, der Electricity Capacity (Supplier Payments usw.) Regulations 2014 und von Kapazitätsmarktregeln (Capacity Market Rules) regeln die Umsetzung der Maßnahme.

(20) Das Vereinigte Königreich überprüft den Kapazitätsmarkt-Mechanismus regelmäßig in Anbetracht der Rückmeldungen aus den einzelnen Auktionsverfahren. Darüber hinaus hat es eine Reihe öffentlicher Konsultationen durchgeführt, um die regulatorischen Details bestimmter Eigenheiten der Regelung schrittweise zu verbessern. Die Energieregulierungsbehörde (Ofgem) sammelt auch jährlich die Ansichten von Interessengruppen zu möglichen Änderungen der betrieblichen und administrativen Merkmale des Systems und nimmt Änderungen an den Regeln vor. Darüber hinaus ist alle fünf Jahre eine formellere und umfassendere Überprüfung vorgesehen, an der sowohl die Regierung als auch Ofgem beteiligt sind, um zu bewerten, inwieweit der Kapazitätsmarkt seine Ziele wirksam erreicht und die wirksamste Form der Intervention zur Erreichung dieser Ziele bleibt. Dazu gehört, grundlegende Fehlentwicklungen des Marktes zu berücksichtigen. Im Wesentlichen besteht die Überprüfung aus den folgenden zwei Phasen: a) Ofgem führt fünfjährige Überprüfungen der Bereiche des Kapazitätsmarktdesigns durch, die durch die Kapazitätsmarktregeln abgedeckt sind, wobei die Wirksamkeit des Systems und die Zweckmäßigkeit der bestehenden Regelungen untersucht werden, und b) die Regierung bewertet den Kapazitätsmarkt und seine Ziele aus einer übergeordneten Perspektive und befasst sich mit der Frage, ob der Kapazitätsmarkt in Zukunft noch benötigt wird oder auslaufen sollte und inwieweit die Ziele des Kapazitätsmarktes in einer Weise erreicht werden könnten, die weniger Regulierung erfordert. Hierzu werden die jährlichen internen Überlegungen der Regierung, ob eine Kapazitätsmarktauktion stattfinden soll, sowie die Ergebnisse der Überprüfung der ersten Phase durch Ofgem hinzugezogen. Die Regierung führt im Rahmen dieser Überprüfung öffentliche Konsultationen durch.

(21) Die britische Regierung leitete den ersten Fünfjahresüberprüfungsprozess ein, indem sie im August 2018 eine Konsultation einleitete, um auf hoher Ebene Meinungen und Erkenntnisse zu Themen wie der Frage, ob es weiterhin einen Bedarf für einen Kapazitätsmarkt gibt, und der Ermittlung prioritärer Bereiche, in denen Änderungen vorgenommen werden sollten, einzuholen. Im September 2018 veröffentlichte Ofgem einen offenen Brief mit der Bitte um Meinungen und Erkenntnisse dazu, ob die Regeln weiterhin ihren Zielen entsprechen. Der Abschlussbericht der Fünfjahresüberprüfung durch die Regierung des Vereinigten Königreichs wurde am 22. Juli 2019 (8) veröffentlicht; der Abschlussbericht von Ofgem am 31. Juli 2019 (9). Darüber hinaus hat der Wissenschafts- und Technologieausschuss des Unterhauses des Vereinigten Königreichs am 22. August 2019 einen Bericht veröffentlicht, in dem neben anderen Themen der britische Kapazitätsmarkt behandelt wird (10).

(22) Die Maßnahme wird von der britischen Regierung, Ofgem, der Netzbehörde (National Grid), der Abwicklungsstelle („Settlement Body“, eine neue Institution, die im Rahmen des Energiegesetzes von 2013 geschaffen wurde und die der staatlichen Leitung und Aufsicht unterliegt) und dem Abwicklungsdienstleister (Elexon) umgesetzt. Es folgt eine kurze Beschreibung der jeweiligen Aufgaben und Zuständigkeiten.

(23) Die Regierung des Vereinigten Königreichs ist für die strategische Aufsicht über den Kapazitätsmarkt und für Änderungen der Verordnungen für das System verantwortlich und stellt sicher, dass anhaltende Rechenschaftspflicht für die wichtigsten Aspekte der Gestaltung des Kapazitätsmarktes besteht. Die Verordnungen umfassen beispielsweise allgemeine Zulassungskriterien für die Teilnahme an Kapazitätsmarktauktionen, Aufgaben des Systembetreibers für die Durchführung des Kapazitätsmarktes und die Abwicklung von Zahlungen.

(24) Während die Ausgestaltung der Kapazitätsmarktregeln der britischen Regierung obliegt, ist Ofgem für deren Umsetzung zuständig (sowohl die Regierung als auch Ofgem können die Regeln ändern). Die Kapazitätsmarktregeln enthalten technische Vorschriften und Verfahren in Bezug auf die Präqualifikation und die Kapazitätsmarktauktionen, den Inhalt von Kapazitätsvereinbarungen und die Verpflichtungen der Inhaber von Kapazitätsvereinbarungen. Bei der Prüfung von Änderungen an den Regeln ist Ofgem an eine Reihe von Zielen gebunden, die in den Verordnungen und Regeln verankert sind und Transparenz und Vertrauen in die Steuerung des Kapazitätsmarktes sichern. Ofgem ist außerdem für die Klärung von Streitigkeiten zuständig, die von Bewerbern hinsichtlich des Ergebnisses der Präqualifikation vorgetragen werden.

(25) Der Netzbetreiber ist „National Grid“. National Grid übernimmt die Lieferaufgabe für den Kapazitätsmarkt, einschließlich: der Beratung der Minister über die Prognose der Versorgungssicherheit und der Abgabe von Empfehlungen der zu versteigernden Kapazität, um den Zuverlässigkeitsstandard zu gewährleisten, der Präqualifikation der Auktionsteilnehmer, der Verwaltung der Kapazitätsauktionen und der Auftragsvergabe (sogenannte „Kapazitätsvereinbarungen“) an die erfolgreichen Bieter sowie der Entwicklung und Verwaltung neuer unterstützender Verfahren wie der Herausgabe von Warnungen für den Kapazitätsmarkt.

(26) Die britische Regierung legt die Lieferfunktion des Netzbetreibers, bei denen es sich um „maßgebliche Anforderungen“ handelt, die von Ofgem durchgesetzt werden können, im abgeleiteten Recht fest. Dies verschafft der Regierung Gewissheit darüber, was geliefert wird, und eine klare Grundlage dafür, dass Ofgem die Leistung von National Grid in seiner Rolle als Lieferant verwalten kann. Ein Gremium technischer Sachverständiger prüft unabhängig die Empfehlungen von National Grid zur empfohlenen Höhe der zu versteigernden Kapazität.

(27) Die Regierung des Vereinigten Königreichs hat die Abwicklungsstelle für den Kapazitätsmarkt („Electricity Settlement Company“) eingerichtet (11), um die Letztverantwortung, die Überwachung und Kontrolle des Abrechnungsprozesses und der im Rahmen von Kapazitätsverträgen getätigten Zahlungen zu gewährleisten (12). Der Abwicklungsstelle ist eine Kapitalgesellschaft, deren alleiniger Anteilseigner die Regierung ist (13). Sie ist zuständig für die Festlegung ihrer eigenen internen Verwaltungsstrukturen, sodass sie ihren Verpflichtungen nachkommen kann, die Regierung aber die Kontrolle behält (14).

(28) Die britische Regierung kündigte im Februar 2013 im Amtsblatt der Europäischen Union die Entscheidung an, Aufgaben an die Elexon Ltd. zu übertragen. Elexon ist als Abrechnungsdienstleister tätig und hat die Verantwortung für die Durchführung von Berechnungen und die Festlegung von Zahlungen für Kapazitätslieferungen. Die Rolle von Elexon als Abrechnungsdienstleister ist zwar ähnlich, aber beschränkter im Vergleich mit derjenigen Rolle, die Elexon derzeit im Rahmen des „Balancing and Settlement Code“ innehat. Die Einzelheiten der zu erbringenden Dienstleistung, die Kosten dieser Dienstleistung und die Modalitäten der Leistungsüberwachung sind in einem Vertrag zwischen der Abwicklungsstelle und Elexon geregelt.

2.3. Begünstigte

2.3.1. Förderfähigkeit

(29) Kapazitätsanbieter nehmen auf der Basis von sogenannten Kapazitätsmarkteinheiten („Capacity Market Units“ -CMU) am Kapazitätsmarkt teil. Auf der Ebene der Kapazitätsmarkteinheiten werden Präqualifikationsanträge gestellt, Kapazitätsvereinbarungen abgeschlossen, die bei hoher Systembelastung geltenden Verpflichtungen festgelegt und Strafzahlungen/Mehrlieferungszahlungen berechnet. Es können Stromerzeuger (neue und bestehende Anlagen), Betreiber von Verbindungsleitungen, Speicheranbieter und Anbieter von Laststeuerung teilnehmen.

(30) Erzeugungsanlagen (definiert dadurch, dass sie Strom liefern, in der Lage sind, unabhängige Kontrollen zuzulassen, ihre Nettoeinspeisung halbstündlich gemessen wird, die Anschlusskapazität mehr als 2 MW beträgt) können unter folgenden Bedingungen einzeln als eigene Kapazitätseinheit oder im Zusammenschluss mit anderen teilnahmeberechtigter Erzeugungsanlagen teilnehmen: a) alle Anlagen gehören zur selben Handelseinheit (z. B. Kraftwerk) oder b) alle Anlagen sind an derselben Übergabestelle an das System angeschlossen, d. h., sie befinden sich am selben Standort, bilden aber keine Handelseinheit oder c) die Gesamtkapazität aller Anlagen liegt zwischen der Mindestgrenze (2 MW) und 50 MW (dezentrale, über mehrere Standorte verteilte Stromerzeugung).

(31) Kapazitätsmarkteinheiten, die nachfrageseitige Laststeuerung betreiben, werden durch eine Verpflichtung zur Reduzierung ihrer Nachfrage definiert. Ein Laststeuerungsanbieter ist definiert als i) direkter Stromkunde, ii) eine Einheit, die Eigentümer des Stromkunden ist, oder iii) eine Einheit mit vertraglich geregelter Kontrolle über die Laststeuerung des Stromkunden. Die Verpflichtung muss dazu führen, dass der Stromkunde seinen Stromverbrauch (gemessen mittels halbstündlich abrechnender Stromzähler) verringert und/oder Strom aus Erzeugungsanlagen, die sich an seinem Standort und in seinem Besitz befinden, in das Netz einspeist. Laststeuerungsanbieter können einzeln als eigene Kapazitätseinheit teilnehmen oder sich mit anderen zusammenschließen. Dazu muss jede Komponente mit einem im Halbstundentakt messenden Stromzähler versehen sein, und die Kapazität des Anbieters muss zwischen 2 MW und 50 MW liegen. In der nachstehenden Tabelle 1 sind die Ergebnisse der Laststeuerungsanbieter in den Auktionen vor Juli 2019 dargestellt. Tabelle 1 Leistung von Laststeuerungsanbietern bei den Kapazitätsauktionen vor Juli 2019 Bei der Auktion angeboten (MW) Zuschlag (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) (ausgesetzt) 2 618 k. A. 2017 T-1 1 283 443 2018 T-1 (ausgesetzt) 2 124 k. A. 2019 T-1 (bedingt) 1 333 203 2015 TA 619 475 2016 TA 373 312

(32) Der Kapazitätsmarkt schließt Kapazitätsanbieter aus, die bereits Unterstützung aus anderen Maßnahmen erhalten. Folgende Anbieter kommen nicht für eine Teilnahme am Kapazitätsmarkt infrage: a) Kohlenstoffarme Erzeugungsanlagen, die im Rahmen von „Contracts for Difference“ (CfD) oder durch den Kleineinspeisertarif (Feed-In-Tariff, TIF) unterstützt werden, b) Erzeuger erneuerbarer Energien, die bereits durch die „Renewables Obligation“ (RO) gefördert werden, es sei denn sie verzichten auf die RO-Zahlungen (entsprechende Unternehmen werden zugelassen, sobald ihr RO-Vertrag ausläuft), c) Anlagen‚ die Beihilfen im Rahmen des Programms „Renewable Heat Incentive“ (RHI) empfangen — dies ist darauf zurückzuführen, dass RHI entworfen wurde, die RO und CfD für erneuerbare Energien zu ergänzen, d) Anlagen, die Finanzmittel aus dem britischen Kommerzialisierungswettbewerb „CO2-Abscheidung und -Speicherung“ (CCS) erhalten — da die CfD für CCS so konzipiert wurden, dass sie den Anlagen die zusätzliche Unterstützung bieten, die sie benötigen, um wirtschaftlich rentabel zu sein, e) Technologien mit Unterstützung aus dem EU-Programm „New Entrants Reserve 300“ (NER 300), das darauf zielt, kohlenstoffarme Technologien wie CCS und Gezeitenenergie zu fördern, da sie auch im Rahmen des CfD gefördert werden können, f) Anlagen, die unmittelbar vor den ersten Vorschlägen zur Strategie der Elektrizitätsmarktreform (EMR) 2010 mit National Grid 15-Jahresverträge abgeschlossen haben, um einen Teil der kurzfristigen Betriebsreserve (Short-term Operating Reserve — STOR) zu bilden, und sich entschieden haben, die Verträge beizubehalten.

(33) Unternehmen, die an den Programmen „Enterprise Investment Scheme“ (EIS) und „Venture Capital Trust“ (VCT) teilgenommen haben, sind nicht von der Teilnahme am Kapazitätsmarkt ausgeschlossen, werden aber einer Prüfung unterzogen, um sicherzustellen, dass sie keine „Doppelsubventionen“ erhalten (um eine Kumulierung staatlicher Beihilfen zu vermeiden).

(34) Während die direkte Beteiligung ausländischer Kapazitäten nicht genehmigt ist, sind die Betreiber von Verbindungsleitungen seit der zweiten Auktion im Jahr 2015 als Kapazitätsmarkteinheiten gleichberechtigt mit in Großbritannien ansässigen Erzeugern und Laststeuerungsanbietern zum Kapazitätsmarkt zugelassen, wobei sie im Wesentlichen dem gleichen System von Vergütungen und Strafzahlungen unterliegen und entsprechend ihrem Beitrag zur Versorgungssicherheit herabgestuft werden (16). Tabelle 2 zeigt die Beteiligung der Verbindungsleitungs-Kapazitätsmarkteinheiten an den bisherigen Auktionen. Tabelle 2 Beteiligung der Verbindungsleitungs-Kapazitätsmarkteinheiten an den Kapazitätsmarktauktionen bis heute Auktionsart T-4 T-1 Auktionsjahr 2015 2016 2017 2018 (ausgesetzt) 2018 (ausgesetzt) 2019 (bedingt) Lieferjahr 19/20 20/21 21/22 22/23 19/20 19/20 Zahl der präqualifizierten Verbindungsleitungs-Kapazitätsmarkteinheiten 3 5 6 8 3 3 Zahl der erfolgreichen Verbindungsleitungs-Kapazitätsmarkteinheiten 2 4 6 k. A. k. A. 3 Davon Neuanlagen 0 0 3 k. A k. A. 1 Davon Bestandsanlagen 2 4 3 k. A. k. A. 2 Kapazität von erfolgreichen Verbindungsleitungs-Kapazitätsmarkteinheiten (GW) 1,86 2,34 4,56 k. A. k. A. 1,025

(35) Im Beschluss von 2014 wurde die Genehmigung erteilt, die Verbindungskapazität für die erste Auktion (Dezember 2014) aufgrund der folgenden Einschränkungen nicht einzubeziehen: a) Zu erwerbende Kapazitäten: Es wurde eine neue Methodik benötigt, um den Beitrag von Verbindungsleitungen in der Auktion herabzustufen. Eine engere Zusammenarbeit mit anderen Mitgliedstaaten bei der Bewertung einer angemessenen Stromerzeugung war erforderlich, um die Möglichkeit von Trittbrettfahrern auszuschließen, wenn Länder unterschiedliche Zuverlässigkeitsstandards aufweisen. b) Präqualifikation: Zu diesem Zeitpunkt war es dem Netzbetreiber nicht möglich, die Präqualifikation eines ausländischen Kapazitätsanbieters unabhängig abzuschließen. Es wäre eine Zusammenarbeit mit ausländischen ÜNB bei der Messung und Prüfung, dem Dispatch für Tests und bei Datenaustauschplattformen erforderlich gewesen. c) Auktion: Die Auktion hätte Spekulationen offen gestanden, wenn ausländische Kapazitäten zur Teilnahme zugelassen worden wären. Es wäre eine neue Methodik erforderlich gewesen, um das Volumen ausländischer Kapazitäten auf die herabgestufte Kapazität der Verbindungsleitung zu begrenzen. Darüber hinaus war es wahrscheinlich, dass die Preisnehmerschwelle in einem anderen Markt anders ausfallen würde, sodass der in Großbritannien festgesetzte Clearingpreis der Auktion möglicherweise nicht für die Kapazität auf einem anderen Markt geeignet und eine gebietsbezogene Auktion erforderlich gewesen wäre. d) Lieferung: Die Lieferverpflichtung zwingt Stromerzeuger, 4 Stunden nach der Bekanntgabe einer Kapazitätsmarktwarnung Strom in das Netz einzuspeisen. In einem anderen Markt hätte dies zu einem Dispatch ohne Berücksichtigung der Merit-Order führen können, was zu einer Marktverfälschung führen könnte (17). Dies hätte dem Vereinigten Königreich in einer Welt, in der die Marktkopplung vollständig mit Stromflüssen, die bereits auf Knappheitspreise reagieren, umgesetzt wird, keine zusätzliche Versorgungssicherheit gewährt.

(36) Nur für das Jahr 2014 wurde, ohne eine direkte Beteiligung von Verbindungskapazitäten, der zu erwartende Beitrag der Verbindungsleitungen in Zeiten hoher Systembelastung in Großbritannien bei der Menge der zu versteigernden Kapazität berücksichtigt. Sollte z. B. zu erwarten gewesen sein, dass in Zeiten hoher Systembelastung in Großbritannien 1 GW importierter Kapazität zur Verfügung gestanden hätte, wurde das Volumen der auf dem Kapazitätsmarkt zu versteigernden Kapazität um 1 GW verringert. Der Beitrag der Verbindungsleitungen außerhalb des Kapazitätsmarktes wurde zunächst bei der Empfehlung der T-4-Zielvorgabe für das Lieferjahr 2018/2019 von National Grid mit null (fließend) bewertet, anschließend wurde sie auf einen Nettobeitrag von 2,1 GW für die T-1-Auktion korrigiert.

2.3.2. Präqualifikationsverfahren

(37) Die Teilnahme am Kapazitätsmarkt ist nicht obligatorisch. Die Teilnahme am Präqualifikationsverfahren ist jedoch für alle zugelassenen und teilnahmefähigen Kapazitätsanbieter obligatorisch, auch wenn sie nicht beabsichtigen, ein Angebot abzugeben. Der Zweck des Präqualifikationsverfahrens besteht darin, sicherzustellen, dass die Teilnehmer an der Auktion die von ihnen angebotene Kapazität liefern können, und der Netzbetreiber ist befugt, das Volumen der zu versteigernden Kapazität entsprechend dem Volumen der nicht an der Auktion teilnehmenden Kapazität anzupassen.

(38) Infrage kommende Kapazitäten, die nicht an der Kapazitätsauktion teilnehmen, sind weder Kapazitätsmarktsanktionen für Nichtlieferung unterworfen noch haben sie Anspruch auf eine Zahlung für Mehrlieferungen. Die genannten Kapazitäten können an späteren Auktionen und dem Sekundärmarkt teilnehmen. Wie bei nicht teilnahmefähigen Anlagen wird das zu versteigernde Volumen reduziert, um das Kapazitätsvolumen der nicht an der Auktion teilnehmenden Anlagen zu berücksichtigen.

(39) Um sicherzustellen, dass zuverlässige Kapazitäten für das Lieferjahr bereitstehen, führt der Systembetreiber vor der Auktion Präqualifikationskontrollen durch, um die Teilnahmefähigkeit und den Status aller potenziellen Kapazitäten zu bestätigen. Die Präqualifikationsanforderungen variieren je nach Art der Kapazität (z. B. Erzeugung oder Laststeuerung).

(40) Im Rahmen ihres Präqualifikationsantrags müssen die Antragsteller sowohl allgemeine als auch spezifische Präqualifikationsanforderungen erfüllen, die je nachdem, ob es sich um eine Bestands- oder Neuanlage zur Erzeugung oder um eine Laststeuerungsanlage handelt, variieren. Die allgemeinen Anforderungen umfassen grundlegende verwaltungstechnische Gesichtspunkte (Kontaktdaten, Genehmigungsstatus, Unternehmensstruktur, Standort und verschiedene Vorstandserklärungen), während Bestandsanlagen auch ihre Leistung in der Vergangenheit nachweisen müssen. Geplante Einheiten müssen den Nachweis der Baugenehmigung und des Aufschaltungsvertrags, einen detaillierten Bauplan und Angaben zu ihren zu erwartenden Kapitalausgaben in Bezug auf die Dauer der angestrebten Kapazitätsvereinbarung erbringen. Sie sind ferner verpflichtet, eine Kreditunterstützung (d. h. eine Sicherheit oder eine „Bietungsgarantie“) als Beleg ihrer ernsthaften Absicht, an der Auktion teilzunehmen und zu Beginn des Lieferjahres eine betriebsfähige Einheit zu Verfügung zu haben, zu hinterlegen.

(41) Neue Erzeugungsanlagen und nicht zertifizierte Laststeuerungsanlagen (im Gegensatz zu zertifizierten Laststeuerungsanlagen (18)) sind verpflichtet, eine Bietungsgarantie von 5 000 GBP (rund 5 650 EUR) pro Megawatt für T-4- und T-1-Auktionen und 500 GBP (rund 565 EUR) pro Megawatt für Übergangsauktionen zu hinterlegen. In Bezug auf die Laststeuerung sieht die Maßnahme vor, dass die Bietungsgarantie anteilig zum Kapazitätsvolumen verfällt, das nicht tatsächlich von den Laststeuerungsbetreibern geliefert wurde, sofern sie mindestens 90 % des Kapazitätsvolumens bereitstellen, zu dem sie sich verpflichtet hatten. Da Laststeuerungsbetreiber mehrere Anlagen aggregieren können, um die Mindestgrenze von 2 MW zu erreichen, ist darauf hinzuweisen, dass sie für die gesamten 2 MW eine Bietungsgarantie zu hinterlegen haben, selbst wenn nur ein kleiner Teil dieses Volumens nicht zertifiziert ist. Nach Angaben des Vereinigten Königreichs kann eine Kapazitätseinheit nur als eine eigene Einheit zertifiziert werden, wenn alle Komponenten am selben Tag im selben Abrechnungszeitraum zertifiziert wurden. Diese Verpflichtung zum Nachweis als Einheit soll das Spekulationsrisiko minimieren. Andernfalls könnten die Antragsteller zu verschiedenen Zeiten ihre Leistungsfähigkeit nachweisen und eine Einheit zusammenstellen, die unter Umständen nicht als Ganzes bei hoher Systembelastung leistungsfähig ist, was zu einem Versorgungsrisiko führen kann.

(42) Nach Konsultationen im März 2016 erhöhte die britische Regierung die Bietungsgarantie im Vorfeld der Auktion für neue Erzeugungsanlagen auf 10 000 GBP/MW, um durch die höhere Bietungsgarantie im Vorfeld der Auktion eine vollständige Absicherung gegen die erhöhten Kündigungsgebühren zu erreichen und spekulative Anträge abzuschrecken. Die Höhe der Bietungsgarantie im Vorfeld der Auktion für nicht zertifizierte Laststeuerungsanlagen wurde jedoch nach den Stellungsnahmen der Interessenträger bei der Konsultation, nach denen es für Aggregatoren von Laststeuerung vergleichsweise teurer sei, Kredite bei Kreditgebern zu erhalten, bei 5 000 GBP/MW belassen

(43) Im Vorfeld des Präqualifikationsverfahrens veröffentlicht der Systembetreiber technologiespezifische De-Rating-Faktoren. Für die Mehrzahl der Technologieklassen basieren diese Faktoren auf der Leistung in den vergangenen sieben Jahren und stellen den durchschnittlichen erwarteten Beitrag der Anlagen zu Zeiten hoher Systembelastung auf technologiespezifischer Basis dar. Für einige Klassen, bei denen Daten zur Leistung in der Vergangenheit fehlen oder weniger relevant als belastbare Prognosen für künftige Leistung sind, wird eine andere Methodik verwendet (z. B. Verbindungsleitungen oder innovative Technologien wie Batteriespeicher). Die einschlägigen Faktoren gelten für alle Anlagen einer bestimmten Technologie, unabhängig von ihrem Alter oder ihrem Status. Kapazitätsanbieter, die in der Kapazitätsauktion einen Zuschlag erhalten haben, erhalten Zahlungen (auf dem Niveau des Clearingpreises der Auktion) proportional zu ihrem De-Rating-Faktor und multipliziert mit ihrer Aufschaltungskapazität (das Volumen, das sie aufgrund ihres physischen Netzanschlusses in das Netz einspeisen können). Eines der Ziele der Sanktionsregelung besteht darin, die Höhe der Zahlungen von diesem geschätzten Leistungsniveau mit dem tatsächlichen Leistungsniveau der einzelnen Anlagen abzustimmen.

2.4. Auktionsverfahren

2.4.1. Festsetzung des zu versteigernden Kapazitätsvolumens

(44) Die Entscheidung, ob eine Kapazitätsauktion veranstaltet wird, wird jedes Jahr getroffen und durch eine unabhängige Bewertung der Stromkapazität durch den Netzbetreiber gestützt. Mit Blick auf die nächsten 15 Jahre bewertet National Grid die voraussichtliche Entwicklung der künftigen Kapazitätsmargen, den Beitrag von Verbindungs-und Laststeuerungskapazitäten und empfiehlt das Kapazitätsvolumen, das erforderlich ist, um einen dauerhaften Zuverlässigkeitsstandard zu gewährleisten. Auf diese Weise ist die Regierung jedes Jahr in der Lage, zu bewerten, ob eine Kapazitätsauktion erforderlich ist.

(45) Die Entscheidung darüber, welches Volumen in den einzelnen Kapazitätsauktionen ersteigert wird, erfolgt unter Berücksichtigung eines dauerhaften Zuverlässigkeitsstandards. Ein Zuverlässigkeitsstandard ist ein objektives Maß für die Stromversorgungssicherheit und bildet die Grundlage für die Ermittlung einer Nachfragekurve vor jeder Kapazitätsauktion.

(46) Das Vereinigte Königreich stellt fest, dass kein Elektrizitätsversorgungssystem zu 100 % zuverlässig sein kann, und es gibt immer einen Kompromiss zwischen den Kosten für die Bereitstellung zusätzlicher Back-up-Kapazitäten und dem erreichten Zuverlässigkeitsgrad. Die Festlegung eines Zuverlässigkeitsstandards erlaubt es, diesen Kompromiss in Einklang zu bringen, indem festgelegt wird, ab wann zusätzliche Sicherheitsvorteile durch die Bereitstellungskosten aufgewogen werden. Ziel ist es, Investoren und Marktteilnehmern Klarheit über die langfristigen Ziele zur Versorgungssicherheit zu verschaffen und zur Kostensenkung für die Verbraucher beizutragen. Außerdem soll sichergestellt werden, dass die Regierung nicht mehr als das wirtschaftlich effiziente Kapazitätsvolumen vertraglich binden kann, sodass eine Überversorgung an Kapazität im Vereinigten Königreich vermeiden wird.

(47) Die Regierung des Vereinigten Königreichs hat einen dauerhaften Zuverlässigkeitsstandard für den britischen Strommarkt festgelegt, der einer Lastunterdeckungserwartung von 3 Stunden/Jahr entspricht. Dies entspricht einer Systemsicherheit von 99,97 %. Die Lastunterdeckungserwartung ist die Zahl der Stunden/Zeiträume pro Jahr, in der langfristig statistisch zu erwarten ist, dass die Nachfrage nicht befriedigt werden kann, und die das wirtschaftlich effiziente Kapazitätsvolumen widerspiegelt. Der Zuverlässigkeitsstandard wurde auf Dauer festgelegt, aber die Regierung hat die Gelegenheit zu einer Überprüfung, falls sich dies als notwendig erweisen sollte.

(48) Jedes Jahr legt der Netzbetreiber fest, welche Kapazitäten benötigt werden, um den Zuverlässigkeitsstandard zu gewährleisten, und berät die Regierung bis zum 30. Mai in einem „Electricity Capacity Report“. Die Empfehlung zur Höhe der in den Kapazitätsauktionen zur Sicherung des Zuverlässigkeitsstandards zu bindenden Kapazität basiert auf der Bewertung verschiedener Szenarien für die Höhe der Nachfrage und des Kapazitätsvolumens von Kraftwerken, die nicht für Kapazitätszahlungen infrage kommen, z. B. kohlenstoffarme Erzeugung, durch National Grid und enthält daher die Empfehlung von National Grid, ob und wie viel Kapazität für das betreffende Lieferjahr durch den Kapazitätsmarkt gesichert werden muss. Der Bericht von National Grid wird von einem unabhängigen Gremium technischer Sachverständiger geprüft, das die Regierung über die Belastbarkeit der Analyse und der Empfehlungen berät.

(49) Der Netzbetreiber verwendet eine Reihe von Nachfrageszenarien sowie Sensitivitäten, um Unsicherheiten in Bezug auf Wetter, Anlagenverfügbarkeit, Elektrizitätsflüsse über Verbindungsleitungen und das Volumen der dezentralen Stromerzeugung zu berücksichtigen. Der Netzbetreiber verrechnet dann Kapazitäten, die nicht an der Auktion teilnehmen können (z. B. kohlenstoffarme Anlagen, die andere Unterstützung erhalten), und die Kapazitäten, die laufende Kapazitätsvereinbarungen haben (z. B. in Fällen, in denen ein Kapazitätsanbieter eine mehrjährige Vereinbarung hat, die das betreffende Lieferjahr abdeckt).

(50) Danach wendet der Netzbetreiber eine „belastbare Optimierungsmethode“ an, die das schlechteste Ergebnis hinsichtlich der Kapazitätskosten und der nicht gedeckten Nachfrage über alle Szenarien und Sensitivitäten hinweg minimiert. Die Modellbildung führt zu einer Reihe von Optionen für einen einzigen Betrag und eine Empfehlung.

(51) In der Anmeldung von 2014 legte das Vereinigte Königreich die in Abbildung 1 dargestellte Prognose für eine Spanne an zu erwerbenden Kapazitäten vor, die im Zeitraum 2018 bis 2030 erforderlich sein könnten. Abbildung 2 zeigt eine aktualisierte Prognose vom Dezember 2018. Abbildung 1 Schätzungen der zu beschaffenden Kapazitäten nach verschiedenen Szenarien von 2014 (GW) Abbildung 2 Schätzungen der zu beschaffenden Kapazitäten nach verschiedenen Szenarien von 2018 (GW)

(52) Die Regierung trifft die endgültige Entscheidung über die Höhe der in den einzelnen Auktionen zu beschaffenden Kapazitäten auf der Grundlage einer Nachfragekurve, die nach der in den folgenden Erwägungsgründen dargelegten Methodik abgeleitet wird.

(53) Die Nachfragekurve gibt der Regierung eine gewisse Flexibilität bei der Höhe der Kapazität, die sie von Jahr zu Jahr in Abhängigkeit von den Kosten vertraglich vereinbaren kann. Die abfallende Nachfragekurve ermöglicht einen Kompromiss zwischen Zuverlässigkeit und Kosten, sodass bei sehr hohen Preisen in einem Jahr weniger Kapazitäten beschafft werden. Sie trägt auch dazu bei, die Gefahr von Spekulationen zu minimieren, da sie eine Preisobergrenze für Auktionen und die Flexibilität bietet, bei hohem Preis weniger Kapazität zu beschaffen — beides reduziert die Möglichkeiten von Teilnehmern, die Preise durch die Ausübung von Marktmacht nach oben zu treiben.

(54) Die Regierung veröffentlicht die Nachfragekurve im Vorfeld jeder Kapazitätsauktion. Die Nachfragekurve vermittelt das Verhältnis zwischen dem Kapazitätspreis und dem Kapazitätsvolumen in der vom Netzbetreiber geforderten Auktion. Jede Nachfragekurve beruht auf der Zielkapazität, die erforderlich ist, um den vom Netzbetreiber angegebenen Zuverlässigkeitsstandard s zu erfüllen, und ist eine Schätzung der zumutbaren Kosten für neue Kapazitäten (Nettokosten für einen neuen Markteintritt — net-CONE). Der Schnittpunkt dieser Zielkapazität und der net-CONE legt einen Punkt in der Nachfragekurve fest. Abbildung 3 zeigt ein Beispiel für die Kapazitätsnachfragekurve. Abbildung 3 Veranschaulichung der Kapazitätsnachfragekurve Quelle: Behörden des Vereinigten Königreichs.

(55) Net-CONE wird auf der Grundlage des erwarteten Clearingpreises der Kapazität in der Auktion ermittelt und bei Bedarf für jede Auktion angepasst, z. B. auf der Grundlage neuer Schätzungen von Technologiekosten für Neuanlagen und in früheren Auktionen gewonnener Informationen. Die Kosten eines neuen Markteintritts stützen sich auf Schätzungen der Kapitalkosten neu errichteter Kapazitäten in einem von den Behörden des Vereinigten Königreichs in Auftrag gegebenen Bericht (19), der eine Mindestrendite von 7,5 % und einer Amortisationsdauer von 25 Jahren zugrunde legt.

(56) Neben dem Niveau der Zielkapazität und den net-CONE sind noch andere Schlüsselparameter in der Nachfragekurve enthalten: Die Preisobergrenze für die Auktion (der Höchstpreis, zu dem die Regierung bereit ist, Kapazität zu erwerben), die Preisnehmerschwelle (der Höchstpreis, zu dem bestehende Anlagen Kapazitäten in der Auktion anbieten können (20)) und das für die Durchführung der Auktion erforderliche Mindestversorgungsniveau (ein Mindestmaß an Wettbewerb). Die Regierung bestätigt die endgültigen Auktionsparameter für jede Kapazitätsauktion unmittelbar vor Beginn des relevanten Präqualifikationsverfahrens.

(57) Der Auktionspreisobergrenze bestimmt die Spitze der Nachfragekurve, d. h. den Preis, zu dem keine weitere Kapazität versteigert wird. Ziel einer Preisobergrenze ist es, die britischen Verbraucher vor unvorhergesehenen Problemen mit der Auktion zu schützen, wie beispielsweise vor mangelndem Wettbewerb oder dem Missbrauch der Marktmacht durch die Bieter. Nach Ansicht der britischen Behörden könnte eine zu niedrige Preisobergrenze jedoch die Bieter abschrecken und den Wettbewerb einschränken, weshalb es wichtig ist, die Preisobergrenze auf einem Niveau festzusetzen, das den Wettbewerb bei der Kapazitätsauktion fördert und es dem Markt ermöglicht, einen effizienten Preis für neue Kapazitäten festzulegen, der auf der Einschätzung der Risiken und potenziellen Erträge auf dem Strom- und Kapazitätsmarkt durch die Bieter basiert. Die richtige Festlegung der Höhe der Preisobergrenze hängt von einer Bewertung des Grades der Unsicherheit um die zentrale Schätzung der net-CONE ab.

(58) 2014 setzte die Regierung des Vereinigten Königreichs die Preisobergrenze auf 75 GBP/kW fest. Das Vereinigte Königreich erklärte, dass diese Preisobergrenze über dem modellierten Clearingpreis der Auktion bei Anwendung einer Reihe von glaubwürdigen Szenarien liege, jedoch nicht so hoch sei, dass die Anlagenbetreiber erhebliche Marktmacht ausüben könnten, sollte nur eine begrenzte Zahl von Neuanlagen teilnehmen. Sie solle auch sicherstellen, dass Neuanlagen nicht versuchen können, alle Fixkosten über ihr Auktionsgebot zu decken — sie müssen die Einnahmen aus dem Energiemarkt und die Zahlungen des Kapazitätsmarktes zumindest in gewissem Maße über die ursprüngliche Vertragslaufzeit hinaus berücksichtigen, damit das Projekt rentabel ist.

(59) Die Regierung hat im Vorfeld der Auktion außerdem eine weitere Möglichkeit, sich davon zu überzeugen, dass in der Auktion ausreichender Wettbewerb herrscht. Beteiligte, die sich zur Teilnahme an der Auktion präqualifiziert haben, müssen zwei Wochen vor der Auktion verpflichtend angeben, ob sie bei der Auktion Kapazitäten anbieten werden. Die Regierung kann dann die Liste der Kapazitätsmarkteinheiten, die an der Auktion teilnehmen werden, überprüfen — beispielsweise unter dem Aspekt des Angebotsvolumens, des Technologiemixes und des Eigentums an den angebotenen Anlagen — und die Auktion absagen, wenn sie nicht davon überzeugt ist, dass im Verfahren ausreichend Wettbewerb herrscht, um einen Mehrwert für die Verbraucher zu erzielen.

2.4.2. Häufigkeit und Format der Auktion

(60) Die Kapazitätsauktion erfolgt jährlich für eine Lieferung nach vier Jahren (T-4): Die Auktion von 2014 betraf z. B. das Lieferjahr 2018/2019, das am 1. Oktober 2018 begann und bis zum 30. September 2019 lief. Seit der Umsetzung der Maßnahme im Jahr 2014 wurden vier T-4-Auktionen durchgeführt: 2014, 2015, 2016 und 2017. Die für 2018 mit der Lieferung im Jahr 2022 geplante Auktion wurde vom Vereinigten Königreich infolge der Nichtigerklärung des Beschlusses der Kommission von 2014 durch das Gericht gestoppt. Um die Versorgung im Jahr 2022 sicherzustellen, haben die britischen Behörden im Dezember 2018 mitgeteilt, dass sie im Rahmen der angemeldeten Maßnahme 2019 ausnahmsweise eine T-3-Auktion veranstalten würden (siehe Erwägungsgrund 18 Buchstabe d).

(61) Im Jahr unmittelbar vor dem Lieferjahr der Hauptauktion wird eine weitere T-1-Auktion durchgeführt. Das Verfahren zur Festsetzung der Nachfragekurve für diese Auktion entspricht dem Verfahren für die Hauptauktion (T-4) mit der endgültigen Entscheidung der Regierung auf der Grundlage einer vom Netzbetreiber vorgelegten Analyse. Die T-1-Auktion stellt die richtige Menge an Kapazitäten sicher, wenn genauere Nachfrageprognosen verfügbar sind, und ist wichtig, um die Laststeuerungskapazitäten (die nur unter Schwierigkeiten an einer vier Jahre vor der Lieferung stattfindenden Auktion teilnehmen können) aktiv am Mechanismus teilhaben zu lassen. Seit der Umsetzung der Maßnahme im Jahr 2014 wurde Anfang 2018 eine T-1-Auktion für das Lieferjahr 2018/2019 veranstaltet (21). Wie in Erwägungsgrund 18 Buchstabe a erwähnt, fand im Juni 2019 für das Lieferjahr 2019/2020 eine Ersatz- und bedingte T-1-Aufstockungsauktion statt.

(62) Bei den T-4-Auktionen wird ein gewisses Kapazitätsvolumen zurückgehalten und für die T-1-Auktion „reserviert“. In den Jahren 2014 und 2015 basierte das Volumen der reservierten Kapazität auf einer Bewertung des Volumens der kostengünstigen Laststeuerung, die zu den Auktionen zugelassen war, und es wurde mit der Veröffentlichung der Nachfragekurve für die T-4-Auktion (2,5 GW) bekannt gegeben. Im März 2016 führte die Regierung des Vereinigten Königreichs eine Überprüfung der Methode zur Bestimmung der Reservierung für T-1-Auktionen durch. Im Anschluss an die Überprüfung wurde eine neue Methode der „Reservierung“ vereinbart, die auf der Anwendung eines Konfidenzintervalls von 95 % auf die im „Electricity Capacity Report“ festgelegte von National Grid empfohlene T-4-Kapazität basiert und seit 2016 angewendet wird. Bei der Modellierung des Prozesses des „geringsten Übels“ im „Electricity Capacity Report“ leitet National Grid von der Kapazitätsempfehlung ein Konfidenzintervall von 95 % ab. Tabelle 3 enthält die reservierten Volumen für T-1-Auktionen. Tabelle 3 Reservierungen für T-1 und zu beschaffende Kapazitäten bei T-1-Auktionen (GW) Lieferjahr Beschaffungsziel bei T-4-Auktion Für T-1 reservierte Kapazität Beschaffungsziel bei T-1-Auktion Beschaffte Kapazität bei T-1-Auktion 2018/19 48,6 2,5 4,9 5,79 2019/20 (Bedingte Auktion) 44,7 2,5 2,7 3,68 2020/21 51,7 0,6 k. A. k. A. 2021/22 49,2 0,4 k. A. k. A.

(63) Wenn die Nachfrage zwischen der T-4-Auktion und der T-1-Auktion sinkt, wird das zu versteigernde Kapazitätsvolumen in der T-1-Auktion reduziert. Da die T-1-Auktionen jedoch einen besseren Markteintritt für Laststeuerungsanbieter ermöglichen, verpflichtete sich die Regierung des Vereinigten Königreichs im Jahr 2014, bei den T-1-Auktionen mindestens 50 % der vier Jahre früher reservierten Kapazitäten zu erwerben. In der T-1-Auktion für das Lieferjahr 2018/2019 wurde mehr als doppelt so viel Kapazität erworben, wie vier Jahre zuvor reserviert worden war (4,9 GW gegenüber ursprünglich vorgesehenen 2,5 GW), und auch in der T-1-Auktion für das Lieferjahr 2019/2020 war die Zielvorgabe ebenfalls höher als die ursprünglich vorgesehene Kapazität (2,7 GW gegenüber 2,5 GW).

(64) Die britische Regierung erwartet, dass sie jedes Jahr T-4- und T-1-Kapazitätsauktionen durchführt, aber erst wenn die Präqualifikation für eine Auktion abgeschlossen ist, kann die Regierung eine endgültige Entscheidung darüber treffen, ob sie eine Kapazitätsauktion durchführt.

(65) Die britische Regierung hat das Ermessen, die Auktion zu einem beliebigen Zeitpunkt vor Beginn der ersten Runde der Auktion abzusagen oder zu verschieben. Entscheidet sich die Regierung nicht für eine Absage der Auktion, wird die Auktion automatisch fortgesetzt. Mit dem Beginn einer Auktion verfügt die Regierung nur dann über einen Ermessensspielraum, das Ergebnis der Auktion abzulehnen, wenn ein berechtigter Grund zu der Annahme besteht, dass National Grid als Netzbetreiber die Auktion nicht gemäß den Verordnungen und Regeln durchgeführt hat. Entscheidet sich die Regierung nicht für die Annullierung der Auktion, wird die Auktion automatisch für gültig erklärt. Nach Beginn einer Auktion verfügt die Regierung über keinen Ermessensspielraum, das Ergebnis zu beeinflussen.

(66) Die Kapazitätsmarktauktionen werden als „Holländische Auktion“ und clearingpreisgebunden veranstaltet und alle erfolgreichen Bieter erhalten den Preis des letzten angenommenen Gebots. Die Auktion läuft auf der Grundlage vorab festgelegter Regeln ab. Der Auktionator kündigt zu Beginn der Auktion einen hohen Preis an, und die zugelassenen Bieter geben Gebote mit der Angabe ab, welches Kapazitätsvolumen sie bereit sind, zu diesem Preis zu liefern. Dieser Prozess wird in aufeinanderfolgenden Runden gemäß einem festgelegten Zeitplan wiederholt, bis der Auktionator den niedrigsten Preis feststellt, bei dem Nachfrage und Angebot identisch sind. Alle Bieter, die einen Zuschlag erhalten, erhalten denselben Clearingpreis („Pay-as-Clear“-Modell). Darüber hinaus existiert eine Reihe von Maßnahmen zur Minimierung von Spekulationsrisiken und zur Gewährleistung eines effizienten Ergebnisses.

(67) Bei der Entscheidung, welches Kapazitätsvolumen sie zu einem bestimmten Preis liefern, wird von den Bietern erwartet, dass sie die Möglichkeit berücksichtigen, Einnahmen auf dem Energiemarkt zu erzielen. Die erwarteten Einnahmen aus dem Energiemarkt variieren je nach Anbieter in Abhängigkeit von den erwarteten Lastfaktoren, den Großhandelspreisen sowie den Brennstoff- und CO2-Kosten.

(68) Im Jahr 2014 wurde Laststeuerung durch Abschalten, Erzeugungslaststeuerung und dezentrale (an ein Verteilernetz angeschlossene) Erzeugung (bis zu 50 MW) vom Vereinigten Königreich als neu entstehende Sektoren betrachtet, die zusätzliche Unterstützung benötigten, um sich auf den Wettbewerb in den Hauptauktionen im Kapazitätsmarkt vorzubereiten. Infolgedessen wurden 2016 und 2017 zwei Übergangsauktionen zu ihrer Unterstützung veranstaltet. Während die erste Übergangsauktion allen drei vorstehend beschriebenen Kapazitätskategorien offen stand, ließ der Erfolg der dezentralen (an ein Verteilernetz angeschlossene) Erzeugung und der Erzeugungslaststeuerung in der ersten Übergangsauktion und in den T-4-Auktionen 2014 und 2015 das Vereinigte Königreich zur Ansicht kommen, dass diese Teilnehmer reif genug waren, um in den Hauptauktionen des Kapazitätsmarktes ohne weitere schützende Unterstützung erfolgreich mit anderen Kapazitätsarten konkurrieren zu können. Das Vereinigte Königreich schloss daher diese Kapazitätsressourcen aus der zweiten (und letzten) Übergangsauktion aus, sodass sich nur „Abschaltlaststeuerungen“ beteiligen konnten. Darüber hinaus gab das Vereinigte Königreich für die zweite Übergangsauktion an, dass es sich entschieden habe, zu prüfen, ob eine niedrigere Teilnahmeschwelle (d. h. 500 kW anstelle von 2 MW) eine positive Änderung der dauerhaften Kapazitätsmarktregelung für alle Teilnehmer darstellen könnte. Tabelle 4 zeigt die Ergebnisse der Übergangsauktion. Tabelle 4 Kapazitätssicherungsvereinbarungen (herabgestuft, MW) im Rahmen der Übergangsauktionen 1. Übergangsauktion 2. Übergangsauktion Verteilungsnetzgebundene Erzeugung 328 k. A. Laststeuerung insgesamt, davon: 475 312 — Erzeugungslaststeuerung: 322 k. A. — Abschaltlaststeuerung: — Einschließlich Kapazitäten< 2 MW 153 — k. A. 312 — 8,5 (8 Kapazitätsmarkteinheiten) Gesamt 803 312

(69) Tabelle 5 zeigt für jede seit 2014 durchgeführte Auktion das von National Grid empfohlenen Beschaffungsvolumen, das vom Minister genehmigte Zielvolumen und das Volumen, das schließlich bei den T-4- und T-1-Auktionen erworben wurde. Tabelle 5 Kapazitätsanforderungen (GW) Von National Grid im Electricity Capacity Report empfohlenes Kapazitätsvolumen Angepasste Empfehlung von National Grid bezüglich des Kapazitätsvolumens für Auktionen im Anschluss an Präqualifikationen Zu beschaffendes Volumen Vom Minister genehmigtes Zielvolumen Bei der Auktion erworbenes Volumen 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 (bedingte Auktion) 4,6 4,3 (November 2018) 2,3 (Mai 2019) 2,7 3,6

2.4.3. Preisnehmer

(70) Um die Marktmacht in der Auktion zu mindern, werden potenzielle Kapazitätsanbieter, die sich erfolgreich präqualifiziert haben, entweder als „Preisnehmer“ (derjenige, der nicht über einen relativ niedrigen Schwellenwert bieten kann) oder als „Preissetzer“ (derjenige der es kann) eingestuft. Bestandskapazitätsanbieter sind generell Preisnehmer. Neue Marktteilnehmer und Laststeuerungsanbieter sind als Preissetzer definiert und können frei bis zur Gesamtpreisobergrenze der Auktion bieten. Nach Ansicht des Vereinigten Königreichs verstärkt diese Unterscheidung die Anreize für die Teilnehmer, zum tatsächlichen Wert ihrer Kapazität zu bieten, und mildert das Risiko, dass Bestandsanlagen mit niedrigeren Kosten versuchen könnten, in Jahren, in denen kein Neueintritt erforderlich ist, einen hohen Preis festzusetzen. Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass der Preisnehmerschwellenwert auf einem Niveau festgesetzt werden sollte, das die Mehrheit der Bestandsanlagen erfasst, gleichzeitig ab niedrig genug ist, das Spekulationsrisiko zu mindern. Der Preisnehmerschwellenwert ist auf 25 GBP/kW (50 % net-CONE) festgelegt. Das ist hoch genug, um die Mehrheit der Bestandsanlagen zu erfassen. 2014 wurde im Modell des Vereinigten Königreichs vorgeschlagen, auf diese Weise etwa 80 % der Bestandsanlagen zu erfassen. Aus Tabelle 6 geht hervor, dass in der Realität etwa 60 % der bestehenden Anlagen durch den Preisnehmerschwellenwert erfasst wurden. Der Betrag von 25 GBP/kW liegt ebenfalls deutlich unter den erwarteten Kosten eines Markteintritts. Daraus ergibt sich, dass ein Preisnehmerschwellenwert von 25 GBP/kW auch das Spekulationsrisiko mindert. Tabelle 6 Bestandsanlagen, die seit 2014 von der Preisnehmerschwelle erfasst werden Auktion Bestandsanlage, die durch die Preisnehmerschwelle erfasst wird Kapazität (MW) % Clearingpreis (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 (bedingt) 1 758 (24) 49 0,77

(71) Bestehende Anlagen mit besonders hohen Kosten können als Preissetzer teilnehmen (und über der Preisnehmerschwelle bieten), müssen aber eine Begründung für die Notwendigkeit einer höheren Vergütung vorlegen (z. B. ein Gutachten des Vorstands und einen Geschäftsplan, der dem Vorstand des Versorgers vorgelegt wurde). Diese Begründung ist Ofgem vorzulegen und kann im Rahmen von Untersuchungen zum Missbrauch von Marktmacht verwendet werden.

(72) Alle bestehenden Anbieter, die zu einem Preis über der Preisnehmerschwelle bieten und in der Auktion keinen Zuschlag für eine Kapazitätsvereinbarung erhalten, aber im Lieferjahr weiter tätig sind, werden voraussichtlich von Ofgem untersucht, das die Informationen nutzen kann, die mit dem preisfestsetzenden Gebot abgegeben wurden.

(73) Neue Marktteilnehmer können einen Preis festsetzen, ohne ihr Gebot rechtfertigen zu müssen, auch wenn dieses, sollte man davon ausgehen müssen, dass sie ihre Marktmacht ausüben wollen, Gegenstand einer Untersuchung durch Ofgem im Rahmen ihrer normalen Durchsetzungsfunktion sein kann. Die Höhe des Angebots ist in jedem Fall durch die Preisobergrenze begrenzt, die in der im Vorfeld der Auktion zur Verfügung gestellten Nachfragekurve festgelegt ist.

2.4.4. Laufzeit der Kapazitätsvereinbarung

(74) Kapazitätsanbieter erhalten, sollten sie in der Auktion einen Zuschlag erhalten haben, eine Kapazitätsvereinbarung in der Höhe des Clearingpreises Die Laufzeit der verfügbaren Kapazitätsvereinbarungen ist unterschiedlich, um gleiche Wettbewerbsbedingungen zwischen den Kapazitätsanbietern zu gewährleisten.

(75) Die meisten bestehenden Kapazitätsanbieter haben Zugang zu Vereinbarungslaufzeiten von einem Jahr; Erzeugungskapazitätsanbieter, die Kapitalausgaben tätigen, die über einem ursprünglichen Schwellenwert von 125 GBP/kW liegen (modernisierte Anlagen), kommen für Kapazitätsvereinbarungen mit einer Laufzeit von bis zu 3 Jahren infrage; Erzeugungskapazitätsanbieter, die Kapitalausgaben tätigen, die über einem ursprünglichen Schwellenwert von 250 GBP/kW liegen (Neuanlagen), kommen für Kapazitätsvereinbarungen mit einer Laufzeit von bis zu 15 Jahren infrage. Die Schwellenwerte werden jedes Jahr überprüft und wurden im Laufe der Zeit leicht angehoben, im Dezember 2018 beliefen sie sich auf 135 GBP/kW bzw. 270 GBP/kW. Vereinbarungen mit einer Laufzeit von mehr als 1 Jahr stehen nur den Teilnehmern an den T-4-Auktionen zur Verfügung.

(76) Um Rechtssicherheit zu gewährleisten und das Vertrauen der Investoren in die Mechanismen zu fördern, genießen die Schlüsselbestimmungen der Kapazitätsvereinbarungen Bestandsschutz (25) (vorbehaltlich späterer gegenteiliger Regelungen, obwohl bisher keine derartigen Änderungen vorgenommen wurden). Diese Schlüsselbestimmungen sind: a) Laufzeit der Vereinbarung, b) Kapazitätspreis und Zahlungsanspruch, c) Kapazitätsverpflichtung und De-Rating-Faktor; d) Meilensteine für den Projektfortschritt und anwendbare Kündigungsgebühren; e) maximale Haftung für Strafzahlungen.

(77) Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass der Grund für längerfristige Verträge für neue Marktteilnehmer darin bestehe, einen Beitrag zur Förderung eines wettbewerbsfähigen Markteintritts zu leisten. Die Möglichkeit für neue Marktteilnehmer, einen langfristigen Vertrag zu erhalten, ermöglicht es neuen Marktteilnehmern, sich eine günstigere Finanzierung für ihre Investitionen zu sichern. Das Vereinigte Königreich ist der Ansicht, dass dies dazu beitragen kann, die Hindernisse für den Markteintritt unabhängiger Unternehmen zu mindern, die keine Investitionen in neue Kapazitäten mit den Erlösen aus anderen Anlagen in ihrem Portfolio finanzieren können. Durch die Förderung des Wettbewerbs auf dem Markt können längerfristige Vereinbarungen daher dazu beitragen, die Kosten für die Verbraucher sowohl auf dem Energie- als auch auf dem Kapazitätsmarkt zu senken. Längerfristige Verträge sollten nach Angaben der Behörden des Vereinigten Königreichs auch das Risiko verringern, dass Teilnehmer mit hohen Investitions- oder Modernisierungskosten alle diese Kosten in den Vereinbarungen eines einzigen Jahres kumulieren.

2.5. Sekundärmarkt (Handel)

(78) Zwischen der Auktion und der Lieferung sowie im/in den Lieferjahr/en können die Teilnehmer ihre Position durch Handel anpassen, z. B. durch die Übernahme einer mehr oder weniger großen Verpflichtung oder die Suche nach alternativen Kapazitäten zur Behebung vorübergehender Engpässe. Der Sekundärmarkt ist ein wichtiges Instrument, mit dem die Beteiligten ihr Risiko hinsichtlich der Strafzahlungen im Kapazitätsmarkt steuern können. Im Rahmen des Kapazitätsmarktes sind verschiedene Formen des Sekundärhandels zulässig: Finanzhandel, Volumenumverteilung und Obligationenhandel.

2.6. Lieferung

(79) Der Kapazitätsmarkt folgt dem Modell der „gelieferten Energie“: Kapazitätsanbieter sind verpflichtet, Energie zu liefern, wann immer dies erforderlich ist, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, d. h. in Situationen, in denen die Systembelastung tatsächlich hoch ist. Sollten sie dies nicht tun, haben sie Strafzahlungen zu entrichten. Das Modell umfasst auch zusätzliche physische Kapazitätsprüfungen. Der nicht erfolgte Nachweis der angefragten Kapazitäten bei einer bestimmten Anzahl von Gelegenheiten führt dazu, dass die Kapazitätszahlungen eingestellt werden, bis der Nachweis erfolgreich erbracht wurde.

2.6.1. Verpflichtungen der Kapazitätsvereinbarung

(80) Nach den Bestimmungen der Kapazitätsvereinbarung gilt als hohe Systembelastung jede halbstündige Abrechnungsperiode, in der an einem beliebigen Punkt des Systems für 15 Minuten oder länger eine Spannungsregelung oder der kontrollierte Lastabwurf beobachtet wird. Die Anbieter sind zu solchen Zeiten verpflichtet, ihre Reaktion festzulegen und einen Verstoß gegen bestehende Rechts- oder Lizenzbestimmungen zu vermeiden. Bisher hat der Netzbetreiber nur zwei Mal, am 31. Oktober 2016 und am 7. November 2016, eine Kapazitätsmarktmitteilung herausgegeben. Der Winter 2018/2019 war das erste Jahr, in dem die Maßnahme vollständig durchgeführt wurde.

(81) Um sicherzustellen, dass die Teilnehmer in der Lage sind, das Risiko von Strafzahlungen, z. B. das Risiko, dass mehrere Anlagen gleichzeitig ausfallen, angemessen zu mindern, hat der Netzbetreiber eine Mitteilung über die Systembelastung mittels einer „Kapazitätsmarktwarnung“ ausgegeben, die auf der in den Capacity Market Rules (8.4.6) festgelegten Methodik basiert (26). Wird eine solche Warnung nicht ausgegeben, führt ein Knappheitsereignis nicht zu Strafzahlungen auf dem Kapazitätsmarkt, aber auch nicht zu Mehrlieferungszahlungen.

(82) Kapazitätsvereinbarungen verpflichten die Teilnehmer, eine bestimmte Menge an Elektrizität zu liefern. Die Verpflichtung eines Versorgers während der hohen Systembelastung ergibt sich aus den Verpflichtungen, die sie mit den T-4- und T-1-Auktionen eingegangen sind, sowie aus allen sekundär gehandelten Verpflichtungen, die er für die spezifischen Abrechnungsperioden, in denen eine hohe Systembelastung auftritt, eingegangen ist.

(83) Bei hoher Systembelastung mit vorausgegangener Kapazitätsmarktwarnung von einer Vorlaufzeit von wenigstens vier Stunden gilt für die Versorger die Lastfolgeregelung. Das bedeutet, dass sie nur dann Strom bis zum Gesamtniveau ihrer Verpflichtungen erzeugen oder die Nachfrage entsprechend reduzieren müssen, wenn alle Kapazitäten, für die Kapazitätsvereinbarungen im Markt getroffen wurden, zur Deckung der Nachfrage erforderlich sind. Bei hoher Systembelastung, bei der nur 70 % dieser Gesamtkapazität zur Deckung der Nachfrage erforderlich sind, sind die einzelnen Anbieter nur verpflichtet, Strom bis zu 70 % ihrer Kapazitätsverpflichtung bereitzustellen oder ihre Nachfrage entsprechend zu reduzieren.

(84) Nach Ansicht der britischen Behörden sind die Verpflichtungen aus der Lastfolgeregelung geeignet sicherzustellen, dass die Erzeuger Anreize für ein effizientes Funktionieren des Marktes haben, und stehen in einem angemessenen Verhältnis zu dem Schaden, der den Verbrauchern durch verlorene Last entstünde. Wenn jedem Teilnehmer jedes Mal bei hoher Systembelastung Sanktionen für die gesamte Kapazitätsverpflichtung drohten, würde der Kapazitätsmarkt Signale aussenden, die Kraftwerke anlaufen zu lassen, selbst wenn es wirtschaftlich nicht angemessen wäre — auf diese Weise würden Emissionen zunehmen und die Verbraucherkosten steigen.

2.6.2. Sanktionen

(85) Die Sanktionsregelung soll den Kapazitätsanbietern Anreize bieten, bei Bedarf Energie zu liefern. Einheiten, die unter dem erwarteten Leistungsniveau liegen, werden bestraft, während diejenigen, die die erwartete Leistung übererfüllen, Zahlungen für Mehrlieferungen erhalten, sodass am Ende des Jahres die Kapazitätszahlungen der einzelnen Einheiten im Großen und Ganzen ihrer Leistung entsprechen. Die Sanktionsregelung besteht aus drei wesentlichen Elementen: a) einer monatlichen Haftungsobergrenze von 200 % der monatlichen Kapazitätserlöse eines Versorgers, die angesichts der Gewichtung der monatlichen Zahlungen nach Systemnachfrage dazu führen kann, dass der Versorger in jedem beliebigen Monat einer Strafzahlungsverpflichtung von bis zu 20 % ihres Jahresumsatzes ausgesetzt ist, b) einer übergeordneten Jahresobergrenze von 100 % der jährlichen Einnahmen, c) einem Sanktionssatz, der auf 1/24 der jährlichen Kapazitätszahlungen des Versorgers festgesetzt wurde.

2.6.3. Testregelung

(86) Die Sanktionsregelung wird durch ein rigoroses System von Leistungsüberprüfungen ergänzt, um sicherzustellen, dass die Kapazitätsanbieter bei Bedarf Energie liefern können und nur zuverlässige Anbieter Kapazitätszahlungen erhalten. Dies ist besonders in den Lieferjahren ohne hohe Systembelastung von Bedeutung, in denen die Überprüfung der Versorgerleistung sicherstellt, dass die Versorger physisch in der Lage sind, gemäß ihren Kapazitätsverpflichtungen zu liefern.

2.7. Haushaltsmittel, Finanzierung der Maßnahme und Zahlungsflüsse

(87) Tabelle 7 enthält eine Zusammenfassung der Ergebnisse der seit 2014 durchgeführten Kapazitätsmarktauktionen, einschließlich der Übergangsauktionen (TA). Tabelle 7 Zusammenfassung der Ergebnisse der Kapazitätsmarktauktionen Auktion Erworbene Kapazität Clearingpreis Gesamtbetrag der im Rahmen der Auktion zugesagten Kapazitäten (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 (bedingt) 3,6 0,77 3 TA 2016 0,8 27,50 22 TA 2017 0,3 45,00 14

(88) Nach Artikel 6 Absatz 1 der Electricity Capacity (Supplier Payment usw.) Regulations 2014 müssen alle lizenzierten Versorger nach folgendem Verfahren eine Abgabe für den Kapazitätsmarkt (d. h. die Kosten der Kapazitätszahlungen an die Anbieter) entrichten: a) Die Zahlungen sind entsprechen dem Systembedarf gestaltet, sodass Kapazitätsanbieter in den Monaten hoher Nachfrage (d. h. im Winter) einen höheren und in Zeiten niedriger Nachfrage einen geringeren Anteil ihrer Zahlungen erhalten. b) Drei Monate vor Beginn des Lieferjahres prognostizieren die Versorger ihre Nachfrage während des Zeitraums von 16.00 bis 19.00 Uhr für alle Wochentage von Anfang November bis Ende Februar und übermitteln diese Schätzungen der Abwicklungsstelle. c) Versorgergebühren werden auf der Grundlage ihrer voraussichtlichen Marktanteile festgelegt und monatliche Gebühren werden von den lizenzierten Versorgern erhoben, um das Zahlungsprofil an die Kapazitätsanbieter anzupassen. Versorgergebühren werden auf der Grundlage der Nachfrage von 16.00 bis 19.00 Uhr an Winterwerktagen berechnet, um den Versorgern einen Anreiz zu bieten, die Stromnachfrage ihrer Kunden zu den Zeiten zu reduzieren, in denen der Bedarf normalerweise am höchsten ist. Dadurch dürfte sich die benötigte Kapazität verringern und die Kosten des Kapazitätsmarktes sinken. d) Versorgergebühren werden aktualisiert, um den aktuellen Daten zu den Marktanteilen Rechnung zu tragen, sobald sie mit dem bestehenden im „Balancing and Settlement Code“ (BSC) festgelegten Abgleichprozess verfügbar werden. Dieser Abgleichprozess dauert 14 Monate, solange korrigierte Nachfragedaten bezogen werden.

(89) Alle Zahlungsflüsse im Zusammenhang mit dem Kapazitätsmarkt werden für alle Teilnehmer von der Abwicklungsstelle berechnet und verwaltet, die dabei von einem Abrechnungsdienstleister (Elexon) unterstützt wird. Die Rolle und die Zuständigkeiten der Abwicklungsstelle und der Elexon sind in Abschnitt 2.2 dargelegt.

(90) Die Kapazitätszahlungen werden anhand der Beträge in der Kapazitätsvereinbarung der einzelnen Anbieter entsprechend dem Ergebnis der jeweiligen Auktion für die verschiedenen Lieferjahre festgelegt: Kapazitätszahlungen entsprechen dem Kapazitätsvolumen, die erfolgreiche Kapazitätsanbieter in der Kapazitätsauktion angeboten haben, multipliziert mit dem Clearingpreis.

(91) Von der Abwicklungsstelle erhaltene Mittel werden einem zinslosen Konto des „Government Banking Service“ gutgeschrieben. Die Abwicklungsstelle ist auch für die Eintreibung, Bereithaltung und (falls erforderlich) Rückerstattung von Sicherheiten verantwortlich, die von Betreibern neuer Erzeugungsanlagen oder Laststeuerungsanbietern im Rahmen der Präqualifikation vor den einzelnen Kapazitätsauktionen überwiesen wurden.

(92) Die Hauptkapitalströme zur und aus der Abwicklungsstelle sind: a) Versorger sind verpflichtet, der Abwicklungsstelle ab dem Finanzjahr 2015/2016 monatlich die sogenannte „Abwicklungsstellen-Gebühr“ zu überweisen. Die „Abwicklungsstellen-Gebühr“ deckt die Verwaltungskosten für die Aufrechterhaltung der Abwicklungsaufgaben für den Kapazitätsmarkt, die der Abwicklungsstelle (und seinen Vertretern) entstehen. Die Erhebung dieser Zahlungen erfolgt nach dem britischen Haushaltsjahr April-März, d. h. zu einem anderen Zeitplan als dem für andere Kapazitätszahlungsströme, die nach dem Kapazitätsjahr von Oktober bis September erfolgen. b) Die Versorger sind verpflichtet, vor Beginn eines jeden Monats im Lieferjahr einen Kreditschutz zu hinterlegen. Dieser Schutz muss 110 % ihrer monatlichen Versorgergebühr betragen und soll sicherstellen, dass die Zahlungsflüsse an den Kapazitätsanbieter auch weiterhin erfolgen können, wenn ein Versorger seinen Verpflichtungen nicht nachkommt. c) Die Versorger sind verpflichtet, der Abwicklungsstelle spätestens 24 Arbeitstage nach Ende eines jeden Monats im Lieferjahr „monatliche Versorgergebühren“ zu entrichten. Die monatlichen Versorgergebühren sind für die Versorger verpflichtend (über eine Bestimmung in der Versorgerlizenz) und dienen dazu, den Kapazitätsmarkt zu finanzieren. d) Im Falle einer Mindererfüllung ihrer Kapazitätsverpflichtungen während einer hohen Systembelastung im Lieferjahr sind die Kapazitätsanbieter verpflichtet, Strafzahlungen an die Regulierungsstelle zu leisten. Diese Zahlung ist spätestens 24 Arbeitstage nach Monatsende zu leisten. e) Die Abwicklungsstelle zahlt den Anbietern eine „Kapazitätszahlung“. Dies ist ein Betrag nach Maßgabe ihrer Kapazitätsverpflichtung (der in der Kapazitätsauktion festgelegte Betrag), zu zahlen innerhalb von 29 Tagen nach Ende eines jeden Monats innerhalb des Lieferjahres. Alle Zahlungen an Anbieter werden aus den Einnahmen der von den lizenzierten Versorgern erhobenen Gebühren finanziert. Sollte ein Kapazitätsanbieter der Strafgeldzahlung nicht nachgekommen sein, werden die Zahlungen an den Anbieter eingestellt, bis die erforderliche Strafzahlung beglichen wurde. Die tatsächlichen Zahlungen an Anbieter berücksichtigen alle Transaktionen, die zwischen der Auktion und dem Lieferzeitraum im Rahmen des Obligationenhandels eingegangen wurden. f) Im Fall einer Übererfüllung ihrer Kapazitätsverpflichtungen während einer hohen Systembelastung im Lieferjahr zahlt die Abwicklungsstelle eine Vergütung für das mehr gelieferte Volumen. Mehrlieferungszahlungen, die den einzelnen Kapazitätsanbietern zustehen, werden am Ende des Kapazitätsjahres berechnet und aus Mitteln bezahlt, die im Laufe des Jahres als Strafzahlungen erhoben wurden. Dadurch erhöht sich das Gesamtvolumen der Kapazitätszahlungen in einem bestimmten Jahr nicht, da die Zahlungen für Mehrlieferungen durch Einnahmen aus Strafzahlungen für Minderlieferungen aufgewogen werden. g) Wenn möglich erstattet die Abwicklungsstelle den Versorgern einen Restbetrag aus den Strafzahlungen. Dabei handelt es sich um Einnahmeüberschüsse nach Bezahlung von Mehrlieferungen mit den entsprechenden Zinsen, die sich im Laufe des Jahres angesammelt haben.

2.8. Die Angemessenheit der Stromerzeugung in Großbritannien

2.8.1. Der Strommarkt in Großbritannien

(93) Am 1. April 2005 führte das Vereinigte Königreich in Großbritannien ein einheitliches Regelwerk für Stromhandels- und Übertragungsvereinbarungen für den Großhandel ein, das als BETTA (British Electricity Trading and Transmission Arrangements) bekannt ist. BETTA geht vom bilateralen Handel zwischen Erzeugern, Versorgern, Kunden und Händlern sowie Self-Dispatch anstatt zentralem Dispatch aus.

(94) Im Rahmen von BETTA werden an Terminbörsen Kontrakte für Strom von mehreren Jahren bis zu 24 Stunden für eine gegebene, auf eine halbe Stunde festgelegte Lieferzeit abgeschlossen. Kurzfristige Energiebörsen und Energiemakler geben den Teilnehmern die Möglichkeit, ihre Auftragslage von 1 bis 24 Stunden vor der Lieferung abzustimmen. Alle Geschäfte sind bilateral und werden zu dem für die Strombörse eingetragenen oder bilateral vereinbarten Preis oder über einen Makler abgewickelt.

(95) Im Rahmen von BETTA belohnt der Stromgroßhandelspreis Erzeuger für ihren Strom und ihre Kapazität, und Investoren müssen sich auf der Grundlage ihrer Erwartung, die Kosten für ihre Investition durch den Verkauf von Strom auf dem Stromgroßhandelsmarkt zu decken, entscheiden, ob sie investieren wollen.

(96) In zeitlicher Nähe zum Liefertermin existiert ein Ausgleichsmechanismus, über den der Netzbetreiber Angebote und Gebote für Strom nahezu in Echtzeit annimmt. Dies ermöglicht es dem Netzbetreiber, Angebot und Nachfrage miteinander in Einklang zu bringen. Beim „Torschluss“, d. h. 1 Stunde vor dem jeweiligen halbstündig beginnenden Lieferzeitraum, sind die Erzeuger verpflichtet, den Netzbetreiber über die Energiemenge, mit deren Lieferung sie beauftragt werden, und die erwartete Leistung jeder Erzeugungsanlage zu informieren. Die Versorger (Einzelhändler) müssen das Volumen angeben, zu dessen Kauf er sich vertraglich verpflichtet hat, was dem Volumen entsprechen sollte, das er erwartet, dass es von ihren Kunden verbraucht wird. Schließlich werden Zahlungen und Einnahmen von Marktteilnehmern, deren vertraglich vereinbarte Positionen nicht mit ihrer tatsächlichen gemessenen Stromerzeugung oder -nutzung übereinstimmen, durch ein Verfahren zur Abwicklung von Ungleichgewichten vorgenommen. Das Verfahren regelt auch die sonstigen Kosten für den Bilanzausgleich. Die Teilnehmer sehen sich mit empfindlich hohen Bilanzausgleichspreisen (im Folgenden „Cash-out-Preise“) konfrontiert, wenn ihre vertraglich vereinbarten Positionen nicht mit ihrem tatsächlichen Verbrauch oder ihrer tatsächlichen Produktion übereinstimmen. Daher motiviert die Ausgleichsabwicklung oder der Cash-out-Preis die Teilnehmer, den Ausgleich des Systems in Echtzeit zu unterstützen.

(97) Ende Dezember 2017 verfügte das Vereinigte Königreich über eine Stromerzeugungskapazität von insgesamt 81,3 GW. Darüber hinaus verfügt das Vereinigte Königreich über vier Verbindungsleitungen, die den Handel mit Europa ermöglichen: England-Frankreich (2 GW), England-Niederlande (1 GW), Nordirland-Irland (0,6 GW) und Wales-Irland (0,5 GW) (28). Die Verbindungsleitung NEMO zwischen England und Belgien (1 GW) wurde am 31. Januar 2019 in Betrieb genommen.

2.8.2. Probleme bei der Angemessenheit der Stromerzeugung

(98) Der Zuverlässigkeitsstandard wird als Lastunterdeckungserwartung (LOLE) ausgedrückt. Dazu gehört die Festlegung eines Standards, der die durchschnittliche Stundenzahl pro typischem Jahr angibt, in der die Nachfrage voraussichtlich nicht gedeckt wird. Die Lastunterdeckungserwartung stellt die Zahl der Stunden pro Jahr dar, in denen langfristig statistisch zu erwarten ist, dass die Nachfrage nicht gedeckt wird. Dies ist ein probabilistischer Ansatz, d. h. die tatsächliche Zahl variiert je nach den Umständen eines bestimmten Jahres, z. B. aufgrund der Temperatur im Winter, der Frage, ob eine ungewöhnlich große Zahl von Kraftwerken bei einer bestimmten Gelegenheit nicht am Netz ist, der Stromerzeugung aus Windkraftanlagen in Spitzenlastzeiten sowie aller anderen Faktoren, die das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage beeinflussen. Bei der Interpretation dieser Zahlen ist zu beachten, dass ein gewisser Lastverlust nicht mit einer entsprechenden Zahl von Blackouts gleichzusetzen ist; in den meisten Fällen kann der Lastverlust ohne erhebliche Auswirkungen auf die Verbraucher bewältigt werden. Bei dem vom Vereinigten Königreich festgestellten kritischen Wert handelt es sich um eine Lastunterdeckungserwartung von mehr als drei Stunden.

(99) In der Anmeldung stellte die Regierung fest, dass unabhängig vom gewählten Modellansatz die Zukunftsaussichten für die Versorgungssicherheit aufgrund der Sensibilität von Schlüsselvermutungen zu Stromnachfrage, Stilllegungsentscheidungen, neuen Erzeugungsanlagen, dem Beitrag von Verbindungsleitungen und den Verfügbarkeitsfaktoren verschiedener Technologien nur schwer mit vollem Vertrauen zu prognostizieren sind.

(100) Zum Zeitpunkt der Anmeldung der Maßnahme im Jahr 2014 erklärte das Vereinigte Königreich, dass gemäß der Stromkapazitätsbewertung von Ofgem von 2013 die Lastunterdeckungserwartung auf bis zu 9 Stunden im Jahr 2015/16 ansteigen werde (auch wenn es anmerkte, dass es im Fall der hohen Verfügbarkeit konventioneller Erzeugung (Conventional Generation High Availability) nur wenig Auswirkungen gebe), sich dann erholen werde, bevor sie im Jahr 2018/2019 wieder ansteige. Damals vertrat das Vereinigte Königreich die Auffassung, dass das Spektrum der Szenarien die Unsicherheit zeigte, wobei das obere Ende des Spektrums 2018/2019 auf über 3 Stunden anstieg, was nach Ansicht des Vereinigten Königreichs ein starkes Argument für eine Intervention sei. In dem Referenzszenario ging Ofgem von 0,75 GW der Nettoeinspeisungen im Winter aus. Abbildung 4 Lastunterdeckungserwartung und Zuverlässigkeitsstandard nach Angaben des Vereinigten Königreichs in der Anmeldung von 2014 Quelle: Ofgem, Analyse des Ministeriums für Energie und Klimawandel.

(101) Das Vereinigte Königreich erklärte auch, dass das britische Ministerium für Energie und Klimawandel (DECC) auch Simulationen von Investitionen in die Stromerzeugung bis in das Jahr 2030 durchgeführt habe. Das Basisszenario des DECC ohne Kapazitätsmarkt stellte bis 2016/2017 eine ähnliche Entwicklung wie die Ofgem-Analyse dar. Für die Zeit nach 2016/2017 prognostizierte das Basisfallszenario des DECC eine rückläufige Entwicklung der Kapazitätsmargen bis Anfang der 2020er-Jahre. Im Modell des DECC wurden bis 2030 zusätzliche Verbindungskapazitäten von 2,9 GW angenommen und es wurde davon ausgegangen, dass Verbindungsleitungen zu Spitzenzeiten auf Nettobasis (d. h. unter Berücksichtigung aller Verbindungskapazitäten zusammen) weder Strom einführen noch ausführen. Abbildung 5 Langfristige Schätzungen der herabgestuften Kapazitätsmargen, wie vom Vereinigten Königreich in seiner Anmeldung von 2014 mitgeteilt Quelle: Ofgem 2013, Analyse des DECC 2013.

(102) Das Vereinigte Königreich geht davon aus, dass die von der britischen Regierung durchgeführte Analyse sowie eine separate Analyse durch National Grid den anhaltenden Bedarf für einen Kapazitätsmarkt belegen, um sicherzustellen, dass der Zuverlässigkeitsstandard von 3 Stunden Lastunterdeckungserwartung gewährleistet wird. Wird der Kapazitätsmarkt aus dem Berechnungsmodell ausgeschlossen, kann der Zuverlässigkeitsstandard wahrscheinlich in allen in das Modell einbezogenen Jahren nicht erreicht werden.

(103) Um die in Kapazitätsmarktauktionen zu sichernde Kapazität zu prüfen erstellt National Grid ein 5-Jahres-EMR-Basisfallbeispiel als Teil der Zukunftsszenarien für Energie (Future Energy Scenarios) (29). Im Dezember 2018 legte National Grid eine überarbeitete Reihe von Annahmen zur Bewertung der potenziellen Auswirkungen auf den Basisfall vor, gäbe es im Vereinigten Königreich keinen Kapazitätsmarkt. Das Ergebnis der Bewertung von National Grid ist, dass sich die Lastunterdeckungserwartung ohne den Kapazitätsmarkt im Zeitraum von 2019/2020 bis 2023/2024 auf 3 bis 7 Stunden belaufen würde.

(104) Das britische Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie (Department of Business, Energy, and Industrial Strategy — BEIS) führte eine vom National Grid unabhängige Analyse durch, bei der die neuesten „Energy-Capacity-Report“-Empfehlungen (ECR 2018) des National Grid zusammen mit den kommerziellen Erkenntnissen des BEIS und der Bewertung der Anlagenökonomie des BEIS herangezogen wurden. Diese Analyse kommt zu dem Schluss, dass die Spanne der Lastunterdeckungserwartung in allen Jahren bis 2030 nicht mit dem Zuverlässigkeitsstandard von 3 Stunden Lastunterdeckungserwartung im Einklang steht (von 2019/2020 bis 2029/2030 zwischen 3 und 345 Stunden Lastunterdeckungserwartung).

2.8.3. Die Ursachen für das Problem der angemessenen Stromerzeugung

(105) Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass das im vorherigen Abschnitt beschriebene Problem hinsichtlich der angemessenen Stromerzeugung auf zwei wesentliche Marktversagen zurückzuführen sei.

(106) Das erste Marktversagen liege darin, dass die Versorgungssicherheit ein öffentliches Gut sei. Die Kunden hätten nicht die Möglichkeit den von ihnen gewünschten Zuverlässigkeitsgrad zu wählen, da der Systembetreiber sie nicht selektiv vom Netz trennen könne, und die Verbraucher reagierten nicht auf Echtzeitänderungen des Großhandelspreises. Es sei daher zu erwarten, dass die Kapazitätsanbieter, wenn kein staatlicher Eingriff erfolge, nicht den für die Gesellschaft optimalen Zuverlässigkeitsgrad böten. Dies könne auch zu hohen Kosten für die Gesellschaft infolge einer unzuverlässigen Stromversorgung führen. Dabei handele es sich um externe Kosten, wenn sie den Erzeugern nicht in Rechnung gestellt würden.

(107) Das zweite Marktversagen sei das „Missing-Money-Problem“, das in der Fachliteratur auf Energy-Only-Märkten ermittelt und für diese beschrieben wurde (30). Theoretisch könnte auf die Tatsache, dass die Verbraucher nicht in der Lage sind, ihren gewünschten Zuverlässigkeitsgrad zu wählen, auf einem Energy-Only-Markt dadurch reagiert werden, dass die Preise auf ein Niveau steigen könnten, das dem durchschnittlichen „value of lost load“ entspricht, d. h. dem Preis, zu dem die Verbraucher nicht mehr bereit wären, für Energie zu zahlen, und der den Erzeugern Knappheitsrenten zugestehen würden. In der Praxis kann es jedoch vorkommen, dass ein Energy-Only-Markt nicht die richtigen Marktsignale aussendet, um eine optimale Versorgungssicherheit zu gewährleisten und Investoren die Möglichkeit zu geben, Projektfinanzierungen für den Aufbau neuer Kapazitäten zu erhalten. Die bedeutet, dass die Einnahmen aus dem Energiemarkt allein aufgrund des Missing-Money-Problems nicht ausreichen, genügend Investitionen in Kapazitäten zu schaffen. Es gibt zwei Gründe, warum dies möglich ist: a) Unfähigkeit der Preise, eine Knappheitslage widerzuspiegeln: Aktuelle Großhandelspreise für Energie steigen nicht hoch genug, um den Wert der zusätzlichen Kapazitäten in Zeiten der Knappheit widerzuspiegeln. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Gebühren für Stromerzeuger, die unausgeglichen produzieren, im Ausgleichsmechanismus (im Folgenden „Cash-out“) nicht die vollen Kosten der durch den Netzbetreiber ergriffenen Maßnahmen (z. B. Spannungsreduktion) widerspiegeln. b) Mangelnde Gewissheit, dass Preise steigen, auch wenn dies möglich wäre: In Zeiten, in denen die Großhandelspreise auf dem Energiemarkt ein hohes Niveau erreichen sollten, befürchten die Anleger, dass die Regierungs-/Marktregulierungsbehörden auf einen vermeintlichen Missbrauch von Marktmacht reagieren, beispielsweise durch die Einführung einer Preisobergrenze. Sie befürchten auch, dass die Preise nicht steigen werden — zum Beispiel, wenn sich die Windkraftkapazität besser als erwartet entwickelt und sich die Möglichkeiten für die Nutzung teurer regelbarer Kapazitäten verschlechtern.

(108) Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass das Missing-Money-Problem kein theoretisches Problem ist. In der Vergangenheit hätten die Cash-out-Preise in Großbritannien nicht mehr als 938 GBP/MWh betragen. Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass sich auch aus den jüngsten Knappheitssituationen auf dem britischen Markt ergebe, dass die Preise nicht auf das erwartete Niveau gestiegen seien. Laut einer von der britischen Regierung und Ofgem in Auftrag gegebenen unabhängigen Studie zur Schätzung des Value of Lost Load (im Folgenden „VoLL“) liege der Durchschnittswert, den die Verbraucher für die Verhinderung von Versorgungsunterbrechungen bei hoher Netzbelastung zu zahlen bereit wären, bei rund 17 000 GBP/MWh (31).

(109) Das Vereinigte Königreich ist der Ansicht, dass die möglichen Marktversagen kurz- und mittelfristig durch die sehr kurzfristigen Stilllegungspläne der bestehenden Kapazitäten noch verschärft werden: Nach dem zentralen Szenario von National Grid könnten bis zu 8 GW aus den 2018/2019 verfügbaren Kohle- und Gaskraftwerken 2019/2020 aufgrund der Stilllegungen nicht mehr zur Verfügung stehen, wenn die Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt nicht mehr verfügbar wären.

2.8.4. Zusätzliche Maßnahmen zur Gewährleistung einer angemessenen Stromerzeugung

(110) Zusätzlich zu der angemeldeten Maßnahme hat das Vereinigte Königreich eine Reihe von noch heute fortgeführten Maßnahmen auf dem britischen Strommarkt ergriffen, die dazu beitragen können, das im vorhergehenden Abschnitt aufgeführte Marktversagen zu beheben. Die drei wichtigsten Initiativen aus der Anmeldung des Vereinigten Königreichs sind nachstehend aufgeführt.

(111) Die erste vom Vereinigten Königreich genannte Maßnahme zielte darauf ab, den Gesamtstrombedarf zu senken und die Reaktion der Nachfrage zu steigern. Das Vereinigte Königreich erklärte, dass es Maßnahmen zur Senkung des Gesamtstrombedarfs ergreife, z. B. durch den „Green Deal“ und die „Energy Company Obligation“. Das Vereinigte Königreich verfolgt auch Möglichkeiten, sowohl nachhaltige Nachfragereduktionen (von der Regierung als „Electricity Demand Reduction“ oder „EDR“ bezeichnet) als auch kurzfristige Nachfragereduktionen wie Spitzenausgleich/Lastwechsel (von der Regierung als „Demand Side Response“ (Laststeuerung) oder „DSR“ bezeichnet) zu fördern. Insbesondere hat sich das Vereinigte Königreich zum Ziel gesetzt, jedem Privatkunden und jedem KMU im Land bis Ende 2020 einen intelligenten Stromzähler anzubieten (32). Intelligente Zähler ermöglichen Tarife für dynamische Nutzungszeiten, die zu Schwachlastzeiten niedrigere Energiepreise bieten. Der erste statische Tarif für dynamische Nutzungszeiten wurde Anfang 2017 im Vereinigten Königreich von Green Energy eingeführt und bietet den Kunden, die intelligente Zähler nutzen, einen erheblich günstigeren Nachttarif an Arbeitstagen. Dies entspricht jedoch nicht den tatsächlichen Großhandelskosten, die es den Verbrauchern ermöglichen würden, in Echtzeit zu reagieren (33). Darüber hinaus veröffentlichten die Regierung des Vereinigten Königreichs und Ofgem im Anschluss an frühere Arbeiten und eine Konsultation im Juli 2017 gemeinsam einen „Smart Systems & Flexibility Plan“ (34). In diesem Plan werden die Grundprinzipien des Ansatzes des Vereinigten Königreichs dargelegt, mit dem der Übergang zu einem intelligenten und flexiblen System ermöglicht werden soll, gefolgt von 29 Maßnahmen für die Regierung, Ofgem und/oder die Industrie.

(112) Die zweite Maßnahme ist die Reform von Cash-out-Vereinbarungen. Bilanzabweichungs- oder Cash-out-Preise bieten den Marktteilnehmern Anreize, zu gewährleisten, dass das von ihnen erzeugte oder verbrauchte Elektrizitätsvolumen mit dem Volumen in ihrem Erzeuger- oder Verbrauchervertrag übereinstimmt. Das Vereinigte Königreich bringt vor, dass eine Reform der Funktionsweise des Marktes dazu beitrage, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.

(113) Ofgem hat 2012 die „Electricity Balance Significant Code Review“ (EBSSCR) ins Leben gerufen (35)‚ um mehrere seit Langem bestehende Bedenken bezüglich der Faktoren auszuräumen, die Cash-out-Preise gedämpft haben. Im Mai 2014 verabschiedete und veröffentlichte Ofgem ihre endgültige strategische Entscheidung (36). Die Punkte der durchgeführten Cash-out-Reformen sind folgende: a) Cash-out-Preise wurden „marginalisiert“, in dem sie unter Verwendung der teuersten Maßnahme des Netzbetreibers zum Ausgleich des Systems berechnet wurden. Dies erfolgte stufenweise, der erste Schritt bestand darin, dass die Preise unter Verwendung eines Durchschnitts der teuersten 50 MWh-Maßnahmen des Netzbetreibers vom November 2015 (anstelle von 500 MWh) berechnet wurden. Seit November 2018 werden die Preise nun unter Verwendung der teuersten 1 MWh-Maßnahmen berechnet. b) Ein Posten für Abschaltungen und Spannungsreduktionen wurde in die Berechnung des Cash-out-Preises auf der Grundlage des Wertes der Verlorenen Last (VoLL) für die Verbraucher einbezogen. Diese Kosten wurden stufenweise eingeführt und betrugen nach November 2015 3 000 GBP/MWh und seit November 2018 6 000 GBP/MWh. c) Die Art und Weise, wie die Reservekosten berechnet werden, wurde verbessert, indem der Wert, den Reserven für die Verbraucher zu Zeiten hoher Systembelastung bieten, einen Niederschlag fand. Um dies zu erreichen, wurde eine Funktion zur Reserveknappheitspreisberechnung eingeführt, die den Preis von Reserven berechnet, wenn sie aufgrund der herrschenden Knappheit im System genutzt werden (37). d) Es wurde ein einheitlicher Cash-out-Preis für jede Abrechnungsperiode eingeführt, um die Vereinbarungen zu vereinfachen und die Kosten für Bilanzabweichungen, insbesondere für kleinere Beteiligte, zu senken.

(114) Ofgem hat einen Bericht der ersten Phase der EBSCRS veröffentlicht (38). Seit der Umsetzung der ersten Phase ist der durchschnittliche Cash-out-Preis gesunken. Die meisten Bilanzabweichungen liegen nun in der Spanne von 20 bis 30 GBP/MWh und nicht wie zuvor bei 30 bis 40 GBP/MWh. Der Preis für Bilanzabweichungen schwankt nun jedoch stärker. Der Höchstpreis in den beiden Jahren vor der Reform betrug 429,10 GBP/MWh, nach der Reform betrug er 1 528,72 GBP/MWh.

(115) Die britische Regierung ist der Ansicht, dass der Kapazitätsmarkt und die Cash-out-Reform eine jeweils eigenständige, aber sich ergänzende Rolle bei der Gewährleistung der Versorgungssicherheit spielen. Es sei besser, sowohl den Kapazitätsmarkt zu verfolgen als auch die Reform der Cash-out-Vereinbarungen zu voranzutreiben, als sich einfach auf die Cash-Out-Reform zu verlassen, und zwar aus folgenden Gründen: a) Die Cash-out-Reform sollte zwar langfristig die Investitionsanreize für den Energiemarkt stärken, dürfte aber kurz- und mittelfristig nur begrenzte Auswirkungen auf das Gesamtvolumen der Investitionen haben (39). Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Stromerzeuger fast ihre gesamte Energie auf Terminmärkten verkaufen. Im Laufe der Zeit wird die Cash-out-Reform jedoch dazu führen, dass die Preise auf den Terminmärkten steigen, da die Stromerzeuger Arbitragemöglichkeiten zwischen den Terminmärkten und dem Preis im Ausgleichsmechanismus nutzen. b) Durch die Cash-out-Reform kann das erhöhte Risiko bei Investitionen in thermische Kapazitäten nicht angegangen werden, da der Stromsektor dekarbonisiert wird: Thermische Kapazitäten werden zunehmend als Sicherheitssysteme laufen und müssen bei den wenigen Gelegenheiten von Knappheit und Preisspitzen ihre Fixkosten durch hohe Preise decken. c) In der Praxis können Investitionen von einem liquiden Markt für „Zuverlässigkeitsoptionen“ abhängig sein, die etwa zu Echtzeitpreisen gehandelt werden — wobei die Versorger den Erzeugern, im Gegenzug für die Option, Energie zu einem Basispreis zu kaufen, einen festen Preis zahlen. Dies ist im Rahmen der Ofgem-Reform der Cash-out-Vereinbarungen unwahrscheinlich, da der Markt auch nach den derzeitigen Cash-out-Reformen ein Quasi-Markt bleibt, dessen Cash-out durch komplexe Verwaltungsverfahren bestimmt wird, der sich aber entwickeln kann, wenn ein Ausgleichsstrommarkt eingeführt wird, der als robuster Referenzmarkt für den Optionshandel dienen kann (40). d) Es ist nicht klar, ob Investoren darauf vertrauen werden, dass alle neuen Regelungen beibehalten werden. Dies liegt daran, dass es für die Regulierungsbehörde, sollte zugelassen werden, dass Preise auf ein hohes Niveau steigen, immer schwieriger wird, zu beurteilen, ob es sich bei sehr hohen Preisen um ein effizientes Marktverhalten oder Profitgier handelt. Dies bedeutet, dass die Erzeuger es ablehnen könnten, Energie zu einem hohen Preis anzubieten (aus Angst vor einer Untersuchung wegen Marktmissbrauchs), oder dass sie von der öffentlichen Hand erwarten könnten, durch Interventionen in Zukunft häufigere Preissteigerungen abzumildern. e) Für den Fall, dass Cash-out-Reformen durchgeführt werden und in der Lage sind, Marktversagen zu beheben, haben höhere Cash-Out-Preise das Potenzial, die Kosten für die Beschaffung von Kapazitäten über den Kapazitätsmarkt zu senken, sodass der für die Kapazität gezahlte Preis in der Auktion auf null sinken sollte. f) Obwohl die Cash-out-Reform nach Abschluss zu höheren Preisen in Zeiten von Knappheit führen könnte, macht die von Natur aus hohe Unsicherheit über Knappheitsereignisse das Vertrauen in hohe Knappheitsrenten allein zu einer riskanten Strategie für Investoren von großen Neubauprojekten. Der Kapazitätsmarkt sieht eine stabile, regelmäßige Zahlung für Neuanlagen für bis zu 15 Jahre vor, was die Risiken für Investoren reduziert und Investitionen in neue und bestehende Kapazitäten fördert.

(116) Die dritte vom Vereinigten Königreich zitierte Maßnahme ist die Vollendung des Energiebinnenmarktes und die Unterstützung eines höheren Verbundgrades. Das Vereinigte Königreich hat das Dritte Energiepaket in nationales Recht umgesetzt und erklärt, dass es zur Entwicklung von Netzkodizes beiträgt. Insbesondere werden die marktbezogenen EU-Netzkodizes, die die Zeitrahmen, in denen Kapazitäten zugewiesen und gehandelt werden, harmonisieren, europaweit einheitliche Marktregeln einführen und die Umsetzung eines wettbewerbsfähigen gesamteuropäischen Energiemarkts fördern. Das Vereinigte Königreich ist der Ansicht, dass diese Änderungen dazu führen könnten, die Situation für Investitionen in Verbindungsleitungen durch eine effizientere Nutzung der Ausrüstung zu verbessern. Das Vereinigte Königreich stellt ferner fest, dass der Verbundgrad in Großbritannien von 4 % im Jahr 2014 auf 6 % der gesamten installierten Kapazität im Jahr 2019 gestiegen ist — insbesondere da die NEMO-Verbindungsleitung am 31. Januar 2019 in Betrieb ging — und bis 2021 auf 9 % steigen könnte (41).

(117) Das Vereinigte Königreich erklärte außerdem, dass es alle zwei Jahre aktiv am Prozess der EU zur Ermittlung vorrangiger grenzüberschreitender Projekte gemäß der Verordnung zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur beteiligt war. Diese prioritären Projekte erhielten den Status „Projekte von gemeinsamem Interesse“ (Projects of common interest — PCI), sodass sie potenziell von beschleunigten Planungs- und Genehmigungsverfahren, von möglichen regulatorischen Anreizen und einem möglichen Zugang zu finanzieller Unterstützung aus der Fazilität „Connecting Europe“ profitieren können.

(118) Das Ofgem-Projekt „Integrated Transmission Planning and Regulation“ (ITPR) kam 2015 zu einem Abschluss (42). Im Rahmen des Projekts wurde das Verfahren zur Bewertung von Netzoptionen (Network Options Assessment — NOA) etabliert und die Veröffentlichung jährlicher NOA-Berichte festgelegt. Die Analyse des Netzbetreibers liefert den Entwicklern von Verbindungsleitungen bessere Informationen, einschließlich über die Standorte, an denen neue Verbindungskapazitäten am einfachsten stationiert werden können. Die neue Rolle umfasst auch die Berücksichtigung spezifischer Vorschläge für Verbindungsleitungen und stellt Ofgem eine Bewertung ihrer Auswirkungen zur Verfügung.

2.9. Laufzeit

(119) Das Energiegesetz von 2013 enthält kein Enddatum für den Kapazitätsmarkt. Die Genehmigung für staatliche Beihilfen gilt jedoch für einen Zeitraum von 10 Jahren (43) ab dem Datum der ersten Durchführung der Maßnahme im Jahr 2014 (44).

2.10. Gründe für die Einleitung des Verfahrens

(120) Auch wenn der Kapazitätsmarkt vor seiner Durchführung von den britischen Behörden angemeldet wurde, wurde der Beschluss von 2014 zur Genehmigung der Regelung mit dem Urteil des Gerichts für nichtig erklärt. In Anbetracht des Urteils, mit dem der Beschluss von 2014 für nichtig erklärt wurde, ist die Durchführung der fraglichen Beihilfe bis zu Verkündung des Urteils des Gerichts als rechtswidrig anzusehen (45).

(121) Gemäß der Bekanntmachung über die zur Beurteilung unrechtmäßiger staatlicher Beihilfen anzuwendenden Regel (46) hat die Kommission die Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Binnenmarkt für die Zeit von Dezember 2014 bis November 2018 und für die Zukunft auf der Grundlage der in Abschnitt 3.9 der Leitlinien der Kommission für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen (im Folgenden „Leitlinien“) (47) festgelegten Vorschriften, in denen spezifische Voraussetzungen für Beihilfen zur Förderung einer angemessenen Stromerzeugung festgelegt sind und die seit dem 1. Juli 2014 anwendbar waren, geprüft.

(122) Das Verfahren zur Annahme eines neuen Beschlusses kann zu dem Zeitpunkt wieder aufgenommen werden, zu dem die Rechtswidrigkeit eingetreten ist (48).

(123) In Anbetracht der Schlussfolgerungen des Urteils des Gerichts, wonach die Kommission Zweifel an der Vereinbarkeit bestimmter Aspekte der Maßnahme mit dem Binnenmarkt hätte haben müssen, beschloss die Kommission, das förmliche Prüfverfahren einzuleiten.

(124) Auf der Grundlage aller verfügbaren Informationen und der im Einleitungsbeschluss beschriebenen Elemente bat die Kommission um Klarstellung und forderte insbesondere zu folgenden Fragen Stellungnahmen an: a) Geeignetheit der Maßnahme: 1. Stand die Maßnahme allen relevanten Kapazitätsanbietern, insbesondere den Laststeuerungsanbietern, wegen unterschiedlicher Vertragslaufzeiten, begrenzter Garantie für das Volumen in der T-1-Auktion und der Mindestbeteiligung, ausreichend offen? 2. Sollte die Beteiligung von Verbindungskapazitäten auch weiterhin durch den Einsatz eines verbindungsleitungsbasierten Modells begrenzt werden? b) Verhältnismäßigkeit der Maßnahme: 1. Steht die Maßnahme hinsichtlich der Vertragslaufzeit in einem angemessenen Verhältnis zu potenziell diskriminierenden Unterschieden bei der Behandlung von Laststeuerungsanbietern im Vergleich zu Stromerzeugern? 2. Hat die Methode der Kostendeckung den Verbrauchern möglicherweise keine Anreize geboten, ihren Verbrauch während der Nachfragespitzen ausreichend zu senken, und somit den Gesamtbetrag der Beihilfen nicht minimiert? c) Vermeidung negativer Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel: 1. Hat die Maßnahme solche Auswirkungen vermieden, denn langfristige Verträge waren für Kraftwerke reserviert, was die Offenheit der Maßnahme einschränkte, und die direkte Beteiligung ausländischer Kapazitäten am britischen Kapazitätsmechanismus war derzeit nicht zulässig?

3. STELLUNGNAHMEN DER BETEILIGTEN

(125) In diesem Abschnitt werden die Stellungnahmen zusammengefasst, die die Kommission während des Konsultationszeitraums von 35 Beteiligten, insbesondere von Interessengruppen des Energiesektors (wie Unternehmen, die in der konventionellen Stromerzeugung tätig sind, Betreibern von Verbindungsleitungen, Erzeugern erneuerbarer Energien und Laststeuerungsanbietern sowie Wirtschaftsverbänden und Nichtregierungsorganisationen), Ofgem und National Grid erhalten hat.

3.1. Ziel gemeinsamen Interesses und Notwendigkeit der Maßnahme

(126) Obwohl die Kommission im Einleitungsbeschluss die Frage des gemeinsamen Ziels oder der Notwendigkeit der Maßnahme nicht ausdrücklich angesprochen hat, äußerten sich einige Beteiligte zu diesen Fragen. Die meisten unterstützten das Ziel und die Notwendigkeit der Maßnahme. Einige stimmten lediglich der vorläufigen Schlussfolgerung der Kommission im Einleitungsbeschluss zu, andere: a) zitierten Analysen des Europäischen Netzes der Übertragungsnetzbetreiber (Strom) (European Network of Transmission System Operators for Electricity — ENTSO (Strom)), der Regierung des Vereinigten Königreichs, des National Grid und Beteiligter, die belegen, dass ohne den Kapazitätsmarkt der Zuverlässigkeitsstandard des Vereinigten Königreichs verletzt würde, b) erklärten, dass der Kapazitätsmarkt auch angesichts der jüngsten Entwicklungen auf dem Energiemarkt (z. B. der Einführung intelligenter Zähler) weiterhin erforderlich sei, oder c) erläuterten, dass der Kapazitätsmarkt ein wichtiges Signal für Investitionen in neue Kapazitäten und die Aufrechterhaltung bestehender Kapazitäten sei.

(127) Hinsichtlich der Rolle und des Potenzials von Laststeuerung wiesen einige Beteiligte darauf hin, dass das zunehmende Volumen von Laststeuerung, das auf den Auktionen angeboten würde, ein Beweis dafür sei, dass das Kapazitätsmarktdesign geeignet sei und dass es keine Hindernisse für Laststeuerungsanbieter gebe. Mehrere Beteiligte betonten auch die positive Rolle der Übergangsauktionen bei der Förderung des Wachstums von Laststeuerung, zumal sie zu höheren Preisen abgewickelt worden seien und nicht andere Kapazitätsanbietern nicht offen gestanden hätten.

(128) Andere Beteiligte stellten die Notwendigkeit des Kapazitätsmarktes infrage und brachten vor: a) Der britische Markt sei überversorgt. Die Stellungnahmen vermerkten den konservativen Ansatz von National Grid bei der Prognose von Nachfrage und Angebot, die hohen Kapazitätsmargen für den Winter 2018/2019, das niedrige Niveau der Lastunterdeckungserwartung, die vom Vereinigten Königreich in Bezug auf die Versorgungssicherheit im Winter gegebene Rückversicherung, die niedrigen Clearingpreise und das erhebliche Wachstum bei den Verbindungskapazitäten. b) Der Energy-Only-Markt würde eine angemessene Stromerzeugung besser sichern, insbesondere nach der Umsetzung von Reformen wie der Einführung des intelligenten Zählers, der Cash-out-Reform und der halbstündlichen Abrechnungsperioden im Vereinigten Königreich. Ein Beteiligter zitierte den australischen Energy-Only-Markt als ein Beispiel, auf dem Schwankungen der Großhandelspreise klare Signale für Investitionen in die Laststeuerung setzten. c) Der Kapazitätsmarkt würde das Missing-Money-Problem verewigen, indem er Knappheitspreise dämpfe, die aber als Anreiz für Investitionen in die Laststeuerung und Energiespeicher vonnöten seien. Mehrere Stellungnahmen beriefen sich auf Strompreisschwankungen infolge des Urteils des Gerichts als Beweismittel für diesen Dämpfungseffekt. d) Die Kommission solle das Potenzial der Laststeuerung über einen Zeitraum von 10 Jahren un