BESLUIT (EU) 2020/348 VAN DE COMMISSIE

van 24 oktober 2019

betreffende steunmaatregel SA.35980 — 2019/C Verenigd Koninkrijk — Hervorming elektriciteitsmarkt: capaciteitsmechanisme

(Kennisgeving geschied onder nummer C(2019) 7610)

(Slechts de tekst in de Engelse taal is authentiek)

(Voor de EER relevante tekst)

DE EUROPESE COMMISSIE,

Gezien het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie, en met name artikel 108, lid 2, eerste alinea,

Gezien de Overeenkomst betreffende de Europese Economische Ruimte, en met name artikel 62, lid 1, onder a),

Na de belanghebbenden in overeenstemming met die artikelen te hebben aangemaand hun opmerkingen te maken (1), en rekening houdend met hun opmerkingen,

Overwegende hetgeen volgt:

1. PROCEDURE

(1) Na contacten voorafgaand aan de aanmelding is de Commissie op 23 juni 2014 door de autoriteiten van het Verenigd Koninkrijk (hierna ook “VK” genoemd) overeenkomstig artikel 108, lid 3, van het Verdrag op de hoogte gebracht van een voorgestelde maatregel om capaciteitsaanbieders op de elektriciteitsmarkt in Groot-Brittannië (hierna ook “GB” genoemd) te steunen (2). In het voorliggende besluit wordt naar die maatregel verwezen als “de maatregel”.

(2) Op 23 juli 2014 besloot de Commissie geen bezwaar te maken tegen de steunregeling tot vaststelling van de maatregel, op grond van het argument dat de regeling krachtens artikel 107, lid 3, onder c), van het Verdrag verenigbaar is met de interne markt (3) (hierna “het besluit van 2014” genoemd).

(3) De eerste veiling op de capaciteitsmarkt waarop de maatregel betrekking heeft (hierna “de capaciteitsmarkt” genoemd), vond plaats van 16-18 december 2014. De veiling was voor de levering van capaciteit vier jaar later, d.w.z. in 2018.

(4) Op 15 november 2018 is het besluit van 2014 door het Gerecht van de Europese Unie nietig verklaard in het arrest in de zaak T-793/14 — Tempus Energy en Tempus Energy Technology/Commissie (hierna “het arrest van het Gerecht” genoemd). Samengevat luidde het oordeel van het Gerecht dat, gelet op de duur en de omstandigheden van de fase van voorafgaande aanmelding en het gebrek aan passend onderzoek door de Commissie tijdens de inleidende fase van het onderzoek met betrekking tot sommige aspecten van de capaciteitsmarkt, meer specifiek met betrekking tot de rol en de behandeling van vraagrespons in het aangemelde capaciteitsmechanisme, de Commissie twijfels had moeten hebben over de verenigbaarheid van de maatregel met de interne markt. Die twijfels hadden voor haar aanleiding moeten zijn om de formele onderzoeksprocedure overeenkomstig artikel 108, lid 2, van het Verdrag in te leiden en de belanghebbenden in de gelegenheid te stellen hun opmerkingen bij haar in te dienen en de desbetreffende informatie aan haar ter beschikking te stellen, zodat zij beter had kunnen oordelen over de verenigbaarheid van de capaciteitsmarkt met de interne markt.

(5) Op 20 december 2018 is door het VK aanvullende informatie verstrekt.

(6) Op 25 januari 2019 is de Commissie in beroep gegaan tegen het arrest van het Gerecht (zaak C-57/19). Aangezien het beroep geen opschortende werking heeft, heeft de Commissie ter uitvoering van het arrest van het Gerecht de capaciteitsmarkt opnieuw beoordeeld.

(7) Bij brief van 21 februari 2019 heeft de Commissie het VK in kennis gesteld van haar besluit de procedure van artikel 108, lid 2, van het Verdrag in te leiden ten aanzien van deze steunmaatregel.

(8) Het besluit van de Commissie tot inleiding van de procedure (hierna “het inleidingsbesluit” genoemd) is in het Publicatieblad van de Europese Unie bekendgemaakt (4). De Commissie heeft de belanghebbenden uitgenodigd hun opmerkingen over de steunmaatregel in te dienen.

(9) Bij brief van 12 april 2019 heeft het VK de Commissie zijn standpunt over het inleidingsbesluit meegedeeld. De Commissie heeft van 35 belanghebbenden opmerkingen ontvangen. Zij heeft die doorgestuurd naar het VK en het VK de gelegenheid geboden te reageren. De Commissie heeft de opmerkingen van het VK ontvangen bij brieven van 7 juni 2019, 19 juli 2019 en 12 september 2019.

(10) Op 29 maart 2017 gaf het VK kennis van zijn voornemen zich terug te trekken uit de Unie overeenkomstig artikel 50 van het Verdrag betreffende de Europese Unie (hierna “VEU” genoemd). Overeenkomstig artikel 50, lid 3, VEU zijn de Verdragen niet meer van toepassing op de betrokken lidstaat met ingang van de datum van inwerkingtreding van een terugtrekkingsakkoord of, bij gebreke daarvan, na verloop van twee jaar na de kennisgeving, tenzij de Europese Raad met instemming van de betrokken lidstaat met eenparigheid van stemmen tot verlenging van deze termijn besluit. De termijn is tweemaal verlengd, de laatste keer tot en met 31 oktober 2019 bij Besluit (EU) 2019/584 van de Europese Raad (5).

(11) Op 11 januari 2019 heeft de Raad bij Besluit (EU) 2019/274 (6) machtiging verleend voor ondertekening van het terugtrekkingsakkoord dat op 14 november 2018 was overeengekomen op het niveau van de onderhandelaars. Op 17 oktober 2019 heeft de Europese Raad zijn goedkeuring gehecht aan het herziene terugtrekkingsakkoord dat was overeengekomen op het niveau van de onderhandelaars. Op 21 oktober 2019 heeft de Raad, op voorstel van de Commissie (7), Besluit (EU) 2019/274 gewijzigd om machtiging te verlenen voor ondertekening van het herziene akkoord. De Unie heeft opnieuw bevestigd dat zij klaar is om de ondertekening en de sluiting van het terugtrekkingsakkoord voortvarend ter hand te nemen in het geval dat het parlement van het Verenigd Koninkrijk dit akkoord goedkeurt. Deel vier van het terugtrekkingsakkoord voorziet in een overgangsperiode die begint op de datum van inwerkingtreding van het akkoord, tijdens welke het recht van de Unie van toepassing moet blijven op en in het VK, zoals in dat akkoord bepaald.

(12) In ieder geval is dit besluit slechts van toepassing zolang het Unierecht van toepassing is op en in het Verenigd Koninkrijk.

2. GEDETAILLEERDE BESCHRIJVING VAN DE MAATREGEL

2.1. Samenvatting van de maatregel

(13) In 2014 berekende het VK dat de toereikendheid van de opwekking op de elektriciteitsmarkt in GB rond 2017/2018 kritieke niveaus zou bereiken. Daarom heeft het VK de maatregel opgezet als een capaciteitsmarkt waarvoor de systeembeheerder centraal georganiseerde veilingen organiseert om de capaciteit in te kopen die nodig is om een toereikende opwekking te waarborgen.

(14) Aanvankelijk konden alleen bestaande en nieuwe elektriciteitsproducenten, vraagresponsoperatoren en beheerders van opslaginstallaties deelnemen aan de uit hoofde van de maatregel georganiseerde veilingen. Vanaf de tweede veiling in 2015 staat deelname open voor interconnectoren.

(15) Met de succesvolle bieders wordt een capaciteitsovereenkomst gesloten op grond waarvan zij gedurende de looptijd van hun overeenkomst een vaste vergoeding ontvangen in ruil voor de verplichting tijdens systeemstress van het net elektriciteit te leveren, als de systeembeheerder hun daarom verzoekt. Capaciteitsaanbieders die verzuimen de krachtens hun capaciteitsovereenkomst verplichte hoeveelheid elektriciteit te leveren, zijn onderworpen aan financiële sancties. De maatregel wordt gefinancierd middels een aan elektriciteitsleveranciers opgelegde heffing.

(16) De eerste veiling vond in 2014 plaats voor de levering van capaciteit in 2018. Daarna volgden nog drie veilingen voor vier jaar later (hierna ook “T-4” genoemd), namelijk in 2015, 2016 en 2017, één veiling voor één jaar later (hierna ook “T-1” genoemd), namelijk in 2017, en twee transitionele veilingen (hierna ook “TV” genoemd), namelijk in 2016 en 2017.

(17) Op 15 november 2018 heeft het VK de maatregel opgeschort na het in overweging 4 genoemde arrest van het Gerecht, waartegen beroep is aangetekend. Het VK heeft bevestigd dat er geen verdere steun zal worden verleend via veilingen op de capaciteitsmarkt en dat betalingen voor de op eerdere veilingen toegekende steun zijn stopgezet in afwachting van een besluit van de Commissie tot goedkeuring van de maatregel.

(18) Na het arrest van het Gerecht heeft het VK echter wel de volgende maatregelen genomen: a) in juni 2019 heeft ter vervanging een aanvullende T-1-veiling voor het leveringsjaar 2019/2020 plaatsgevonden, op grond waarvan capaciteitsovereenkomsten zijn gesloten op voorwaarde dat goedkeuring van de staatssteun zou worden verkregen en dat de benodigde procedurele stappen zouden worden genomen overeenkomstig de wetgeving tot instelling van de capaciteitsmarkt; b) capaciteitsovereenkomsten op grond van eerdere veilingen worden nog uitgevoerd, zodat het bij goedkeuring van de staatssteun mogelijk is uitgestelde betalingen te verrichten aan capaciteitsaanbieders die tijdens de opschortingsperiode aan hun verplichtingen hebben voldaan; c) tijdens de opschortingsperiode blijven de leveranciers de heffing doorberekenen aan de verbruikers, zodat zij bij goedkeuring van de staatssteun hun uitstaande heffingen volledig en op tijd kunnen blijven betalen met betrekking tot de opschortingsperiode, en d) op 22 juli 2019 zijn prekwalificatieprocedures gestart voor een T-1-veiling (leveringsjaar 2020/2021), een T-3-veiling (leveringsjaar 2022/2023) en een T-4-veiling (leveringsjaar 2023/2024), die elk op de agenda staan voor het eerste kwartaal van 2020.

2.2. Rechtsgrondslag en overheidsregelingen

(19) De rechtsgrondslag voor de maatregel is de Britse Energy Act 2013. De uitvoering van de maatregel wordt beheerst door daarvan afgeleide wetgeving: de Electricity Capacity Regulations 2014 (besluit van 2014 inzake elektriciteitscapaciteit), de Electricity Capacity (Supplier Payments etc.) Regulations 2014 (besluit van 2014 inzake elektriciteitscapaciteit (leveranciersbetalingen enz.)) en de Capacity Market Rules (capaciteitsmarktregels).

(20) Het VK past het capaciteitsmarktmechanisme geregeld aan in het licht van de bij elke veiling ontvangen feedback. Verder heeft het enkele openbare raadplegingen gehouden om bepaalde specifieke onderdelen van de regeling verder te verbeteren. De energietoezichthouder (Ofgem) vraagt belanghebbenden jaarlijks om hun mening over veranderingen in de operationele en administratieve onderdelen van de regeling en past de regels aan. Daarnaast vindt er elke vijf jaar een formelere, uitgebreidere beoordeling door de overheid en de toezichthouder plaats om na te gaan in hoeverre de capaciteitsmarkt voldoet aan de verwachtingen en of de capaciteitsmarkt nog steeds de doeltreffendste manier is om de gestelde doelen te bereiken. Een van de doelstellingen is het vaststellen van onderliggend marktfalen. De evaluatie bestaat in wezen uit de volgende twee stappen: a) iedere vijf jaar evalueert Ofgem die onderdelen van de opzet van de capaciteitsmarkt die vallen onder de capaciteitsmarktregels, waarbij de toezichthouder nagaat hoe doeltreffend het stelsel is en of de bestaande regels voldoen aan de verwachtingen, en b) de regering beoordeelt de capaciteitsmarkt en bijbehorende doelstellingen vanaf een hoger niveau en gaat in op de vraag of de capaciteitsmarkt in de toekomst nog nodig is dan wel moet worden afgebouwd, en in hoeverre het mogelijk is de doelen van de capaciteitsmarkt te bereiken met minder regelgeving. Die beoordeling is gebaseerd op de jaarlijkse interne beslissing van de regering om de veiling voor de capaciteitsmarkt al dan niet te houden, en op de uitkomsten van de evaluatie door Ofgem in de eerste fase. In het kader van dit beoordelingsproces houdt de regering openbare raadplegingen.

(21) De Britse regering is de beoordeling van de eerste vijf jaar in augustus 2018 gestart middels publicatie van een oproep tot het indienen van feitelijke gegevens, waarmee zij heeft gevraagd naar standpunten en bewijzen op hoog niveau over zulke kwesties als de vraag of er nog behoefte is aan de capaciteitsmarkt, en of er prioritaire onderdelen zijn die aanpassing behoeven. In september 2018 publiceerde Ofgem een open uitnodiging tot indiening van standpunten en bewijzen om vast te stellen of de regeling nog aan de verwachtingen voldoet. Het eindverslag over de vijfjaarlijkse beoordeling door de Britse regering is op 22 juli 2019 gepubliceerd (8), terwijl dat van Ofgem op 31 juli 2019 is verschenen (9). Daarnaast is door de Commissie wetenschap en technologie van het Lagerhuis op 22 augustus 2019 een verslag gepubliceerd waarin onder andere de Britse capaciteitsmarkt ter sprake komt (10).

(22) De maatregel wordt uitgevoerd door de Britse regering, Ofgem, de netbeheerder (National Grid), de instantie voor financiële transacties (de “Settlement Body”, een nieuwe, krachtens de Energy Act 2013 opgezette instelling onder regie en toezicht van de overheid) en de instantie voor saldering en vereffening (Elexon). Hieronder volgt een korte algemene beschrijving van de taken en verantwoordelijkheden van deze instanties.

(23) De Britse regering is verantwoordelijk voor het strategisch toezicht op de capaciteitsmarkt en voor veranderingen in de besluiten die van toepassing zijn op de regeling, en zij moet waarborgen dat belangrijke onderdelen van de capaciteitsmarktopzet steeds worden verantwoord. De besluiten betreffen onder andere de algemene voorwaarden voor deelname aan de veilingen, functies van de systeembeheerder voor de totstandbrenging van de capaciteitsmarkt, en de afwikkeling van betalingen.

(24) De Britse regering heeft de capaciteitsmarktregels opgesteld maar Ofgem is belast met de uitvoering ervan (de regels kunnen worden gewijzigd door zowel de Britse regering als Ofgem). De capaciteitsmarktregels bestaan uit technische voorschriften en procedures in verband met prekwalificatie en capaciteitsveilingen, de inhoud van capaciteitsovereenkomsten en de verplichtingen van partijen bij capaciteitsovereenkomsten. Bij voorgenomen wijziging van de regels is Ofgem gebonden aan een reeks in de besluiten en de regels opgenomen doelstellingen, zodat transparantie van, en vertrouwen in het beheer van de capaciteitsmarkt zijn gewaarborgd. Verder is Ofgem verantwoordelijk voor de beslechting van door aanvragers ingeleide geschillen over de uitkomst van de prekwalificatie.

(25) De systeembeheerder is National Grid. De beheerder heeft als leveringsverantwoordelijke voor de capaciteitsmarkt als taken: advisering van de ministers over de verwachte voorzieningszekerheid en de omvang van de te veilen capaciteit om te kunnen voldoen aan de betrouwbaarheidsnorm; prekwalificatie van veilingdeelnemers, beheer van de capaciteitsveilingen en sluiting van de contracten (zogenaamde “capaciteitsovereenkomsten”) met de geselecteerde bieders; ontwikkeling en beheer van nieuwe ondersteunende procedures zoals het afgeven van “Capacity Market Warnings/Notices” (kennisgevingen van verwachte systeemstress aan alle deelnemers).

(26) De Britse regering zet de distributiefuncties van de systeembeheerder uiteen in afgeleide wetgeving; dit zijn door Ofgem afdwingbare “relevant requirements”. Op die manier heeft de regering zekerheid over wat er wordt geleverd en beschikt Ofgem over een duidelijke grondslag om de prestatie van National Grid als verantwoordelijke voor de distributie te beheren. De door National Grid aanbevolen hoeveelheid te veilen capaciteit wordt gecontroleerd door een onafhankelijk panel van technische deskundigen (hierna “PTE” genoemd).

(27) De Britse regering heeft de instantie voor financiële transacties op de capaciteitsmarkt (de Electricity Settlement Company of ESC) opgezet (11) met het oog op de eindverantwoording, governance en controle van het afwikkelingsproces en de betalingen uit hoofde van capaciteitsovereenkomsten (12). De instantie voor financiële transacties is een besloten vennootschap met beperkte aansprakelijkheid waarvan de regering enig aandeelhouder is (13). De instantie stelt haar interne governance zelf op om aan haar verplichtingen te kunnen voldoen, maar de regering heeft algemene zeggenschap behouden (14).

(28) In februari 2013 heeft de Britse regering in het Publicatieblad van de Europese Unie haar besluit bekendgemaakt taken uit te besteden aan Elexon Ltd Elexon treedt op als de instantie voor saldering en vereffening en is belast met de berekening en vaststelling van capaciteitsvergoedingen. Als instantie voor saldering en vereffening vervult Elexon een rol die lijkt op, maar beperkter is dan haar huidige rol uit hoofde van de Balancing and Settlement Code. In een overeenkomst tussen de instantie voor financiële transacties en Elexon is een nadere omschrijving opgenomen van de te leveren dienst, de kosten van deze dienst en prestatietoezichtregelingen.

2.3. Begunstigden

2.3.1. Criteria voor deelname

(29) Capaciteitsaanbieders nemen deel aan de capaciteitsmarkt op basis van “capaciteitsmarkteenheden” (Capacity Market Units — hierna “CMU’s” genoemd). Op CMU-niveau worden aanvragen voor prekwalificatie ingediend, capaciteitsovereenkomsten gesloten, de bij systeemstress toepasselijke verplichtingen omschreven en sancties/meerleveringsvergoedingen berekend. Deelname is mogelijk voor producenten (bestaande en nieuwe), interconnectoren, aanbieders van opslag en vraagresponsoperatoren.

(30) Productie-eenheden (gedefinieerd aan de hand van levering van elektriciteit, onafhankelijke controle, door een of meer halfuurmeter(s) bepaald afgenomen nettovermogen, aansluitingscapaciteit van meer dan 2 MW) kunnen op de volgende voorwaarden deelnemen als afzonderlijke CMU of geaggregeerd met andere kandidaat-productie-eenheden: a) de eenheden maken alle deel uit van dezelfde commerciële eenheid (d.w.z. een elektriciteitscentrale), of b) alle eenheden zijn op het systeem aangesloten op hetzelfde grenspunt, dat wil zeggen, op dezelfde locatie, maar het concept van commerciële eenheid is niet van toepassing, of c) de totale capaciteit van alle eenheden ligt tussen de minimumdrempel (2 MW) en 50 MW (daadwerkelijk ingebedde productie verspreid over meerdere locaties).

(31) Vraagrespons-CMU’s worden gedefinieerd op basis van een toezegging om de vraag terug te dringen. Een vraagresponsoperator is gedefinieerd als een entiteit die i) zelf elektriciteit afneemt; ii) eigenaar van de elektriciteitsafnemer is, of iii) als vraagresponsoperator contractuele zeggenschap heeft over de elektriciteitsafnemer. De toezegging moet ertoe leiden dat de elektriciteitsafnemer zijn (door halfuurmeters bepaalde) elektriciteitsafname vermindert of elektriciteit teruglevert die ter plaatse wordt opgewekt met productie-eenheden die eigendom zijn van de elektriciteitsafnemer. Vraagresponsoperatoren kunnen afzonderlijk als enkele CMU of geaggregeerd met andere eenheden deelnemen. Daarnaast moet ieder onderdeel op een halfuurmeter zijn aangesloten en moet de totale vraagresponscapaciteit van de aanbieder liggen tussen 2 MW en 50 MW. Tabel 1 geeft de vraagresponsprestatie op de veilingen van vóór juli 2019 weer. Tabel 1 Vraagresponsprestatie op de capaciteitsveilingen van vóór juli 2019 Deelgenomen (MW) Opdrachten gekregen (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) (opgeschort) 2 618 n.v.t. 2017 T-1 1 283 443 2018 T-1 (opgeschort) 2 124 n.v.t. 2019 T-1 (voorwaardelijk) 1 333 203 2015 TA 619 475 2016 TA 373 312

(32) Capaciteitsaanbieders die al steun krijgen in het kader van andere maatregelen, zijn uitgesloten van de capaciteitsmarkt. In de volgende gevallen is deelname aan de capaciteitsmarkt uitgesloten: a) installaties voor koolstofarme productie waarvoor steun wordt ontvangen via de Contracts For Difference (CFD) of het kleinschalige teruglevertarief; b) producenten van hernieuwbare energie die steun ontvangen via de regeling voor verplicht gebruik van duurzame energiebronnen (Renewables Obligation — RO), tenzij zij afzien van die steun (zij mogen deelnemen na afloop van hun overeenkomsten over die verplichting); c) installaties waarvoor steun wordt ontvangen via de stimuleringsregeling voor hernieuwbare warmte (Renewable Heat Incentive — RHI) omdat de RHI is bedoeld als aanvulling op de RO en de CFD voor duurzame energiebronnen; d) installaties waarvoor financiering wordt ontvangen in het kader van het concours voor commercialisering van CO2-afvang en -opslag (Carbon Capture & Storage — CCS) in het VK — omdat de CFD voor CCS zijn bedoeld als extra steun die nodig is voor commerciële haalbaarheid; e) technologieën gefinancierd uit de EU-nieuwkomersreserve 300, die is bedoeld ter ondersteuning van opkomende koolstofarme technologieën zoals CCS en getijdenenergie, aangezien die al in aanmerking komen voor CFD-steun; f) producenten met wie National Grid direct vóór de eerste beleidsvoorstellen voor hervorming van de elektriciteitsmarkt in 2010 in het kader van de kortetermijnexploitatiereserve (Short-Term Operating Reserve — STOR) overeenkomsten van 15 jaar is aangegaan (hierna “langlopende STOR” genoemd), en die ervoor hebben gekozen die in stand te houden.

(33) Ondernemingen die hebben deelgenomen aan de regelingen Enterprise Investment Scheme (EIS) en Venture Capital Trust (VCT), zijn niet uitgesloten van deelname aan de capaciteitsmarkt, maar worden onderworpen aan een test om uit te sluiten dat zij dubbele subsidie ontvangen (om cumulering van staatssteun te voorkomen).

(34) Hoewel rechtstreekse deelname van buitenlandse capaciteit niet is toegestaan, kunnen interconnectoren sinds de tweede veiling in 2015 aan de capaciteitsmarkt deelnemen als CMU’s en gelden voor hen dezelfde voorwaarden en in wezen dezelfde beloningen en sancties als voor in het VK gevestigde producenten en vraagresponsoperatoren, onder toepassing van verlagingsfactoren om hun bijdrage aan de voorzieningszekerheid weer te geven (16). Tabel 2 geeft een overzicht van de deelname van interconnectie-CMU’s (“IC CMU’s”) aan de tot nu toe gehouden veilingen. Tabel 2 Deelname van interconnectie-CMU’s aan CM-veilingen tot nu toe Type veiling T-4 T-1 Jaar veiling 2015 2016 2017 2018 (opgeschort) 2018 (opgeschort) 2019 (voorwaardelijk) Jaar levering 19/20 20/21 21/22 22/23 19/20 19/20 Aantal geprekwalificeerde IC-CMU’s 3 5 6 8 3 3 Aantal succesvolle IC-CMU’s 2 4 6 n.v.t. n.v.t. 3 Waarvan nieuwbouw 0 0 3 n.v.t. n.v.t. 1 Waarvan bestaand 2 4 3 n.v.t. n.v.t. 2 Capaciteit van succesvolle IC-CMU’s (GW) 1,86 2,34 4,56 n.v.t. n.v.t. 1,025

(35) In het besluit van 2014 werd toestemming verleend om interconnectiecapaciteit niet op te nemen voor de eerste veiling (december 2014) vanwege de volgende beperkingen: a) in te kopen capaciteit: er was een nieuwe methodiek nodig om de bijdrage van interconnectoren te verlagen. Het beoordelen van de toereikendheid van de opwekking vergde nauwere samenwerking met andere lidstaten om de kans op meeliftgedrag uit te sluiten als landen niet dezelfde betrouwbaarheidsnormen hanteren; b) prekwalificatie: op dat moment was het voor de netbeheerder niet mogelijk de prekwalificatiefase zelfstandig af te ronden voor een buitenlandse capaciteitsaanbieder. Daarvoor zou samenwerking met buitenlandse transportbeheerders nodig zijn geweest op het gebied van meting en verificatie, dispatching voor testdoeleinden en platforms voor gegevensuitwisseling; c) veiling: de veiling zou bij deelname door buitenlandse capaciteitsaanbieders hebben opengestaan voor prijsopdrijving. Er zou een nieuwe methodiek nodig zou zijn geweest om de hoeveelheid buitenlandse capaciteit te beperken tot de verlaagde capaciteit van de interconnector. Bovendien zou de drempel van prijsnemers op een andere markt waarschijnlijk anders zijn, zodat de kans bestond dat de in GB bepaalde clearingprijs niet geschikt zou zijn voor de capaciteit op een andere markt en er een lokale veiling nodig zou zijn; d) levering: overeenkomstig de leveringsverplichting moeten producenten elektriciteit opwekken bij een Capacity Market Warning van vier uur. Op een andere markt zou dat geleid kunnen hebben tot dispatching die niet conform de rangorde is, en bijgevolg tot verstoring van de markt (17). Dat zou het VK geen extra voordeel voor de voorzieningszekerheid hebben opgeleverd in een wereld waarin marktkoppeling volledig is doorgevoerd en elektriciteitsstromen al reageren op prijsbepaling op basis van schaarste.

(36) Alleen voor 2014 is de verwachte bijdrage van interconnectie tijdens systeemstress in het VK, in afwezigheid van rechtstreekse deelname door aanbieders van interconnectiecapaciteit, terug te zien in de hoeveelheid geveilde capaciteit. Bij een verwachte beschikbaarheid van bv. 1 GW aan invoer tijdens systeemstress in het VK zou de hoeveelheid geveilde capaciteit op de capaciteitsmarkt worden verlaagd met 1 GW. National Grid stelde de bijdrage van andere dan CM-interconnectie eerst op nul in zijn aanbeveling van het T-4-doel voor het leveringsjaar 2018/2019, maar wijzigde die vervolgens in een nettobijdrage van 2,1 GW voor de T-1-veiling.

2.3.2. Prekwalificatieproces

(37) Deelname aan de capaciteitsmarkt is niet verplicht. Het is voor alle kandidaat-capaciteitsaanbieders met een vergunning echter wel verplicht deel te nemen aan het prekwalificatieproces, ook als zij niet voornemens zijn mee te bieden. Het prekwalificatieproces is bedoeld om te waarborgen dat deelnemers aan de veiling de door hen geboden capaciteit kunnen leveren en dat de systeembeheerder de hoeveelheid te veilen capaciteit kan aanpassen op grond van de hoeveelheid capaciteit van aanbieders die afzien van de veiling.

(38) Op kandidaat-aanbieders die besluiten af te zien van deelname aan de veiling, zijn geen sancties wegens niet-levering van toepassing en evenmin komen zij in aanmerking voor meerleveringsvergoedingen. Zij kunnen bij latere veilingen besluiten weer mee te doen en zij kunnen deelnemen aan de secundaire markt. Zoals voor niet in aanmerking komende installaties het geval is, wordt de te veilen capaciteit verlaagd naargelang de hoeveelheid capaciteit van aanbieders die afzien van deelname.

(39) Om zeker te zijn van betrouwbare capaciteit in het leveringsjaar, stelt de systeembeheerder middels prekwalificatiecontroles voorafgaand aan de veiling vast of alle potentiële capaciteit in aanmerking komt voor inschrijving. Prekwalificatievereisten verschillen per soort capaciteit (bv. voor productie en vraagrespons).

(40) In het kader van de prekwalificatie moeten aanvragers voldoen aan zowel algemene als specifieke vereisten die afhankelijk zijn van de vraag of de eenheid een bestaande of toekomstige productie-eenheid of een vraagresponseenheid is. De algemene vereisten betreffen administratieve basisgegevens (contactgegevens, status vergunning, bedrijfsstructuur, locatie en diverse verklaringen van het bestuur), terwijl bestaande productie-eenheden ook hun historische prestaties moeten aantonen. Toekomstige eenheden moeten bewijs van de bouwvergunning en aansluitvergunning, een uitgewerkt bouwplan en gegevens over de verwachte kapitaaluitgaven voor de duur van de beoogde capaciteitsovereenkomst indienen. Verder moeten zij middels kredietondersteuning (d.w.z. zekerheidsstelling of inschrijvingsgarantie) laten blijken daadwerkelijk geïnteresseerd te zijn in deelname, en aan het begin van het leveringsjaar een operationele eenheid leveren.

(41) Anders dan voor gecertificeerde vraagrespons (18) is voor nieuwe productie en niet-gecertificeerde vraagrespons per MW een inschrijvingsgarantie vereist van 5 000 GBP (ongeveer 5 650 EUR) voor T-4- en T-1-veilingen, en van 500 GBP (ongeveer 565 EUR) voor TV’s. Krachtens de maatregel wordt voor vraagrespons de inschrijvingsgarantie verbeurd naar evenredigheid van de hoeveelheid capaciteit die niet daadwerkelijk door de vraagresponsoperatoren is geleverd, mits zij ten minste 90 % van de door hen toegezegde hoeveelheid leveren. Vraagresponsoperatoren hebben weliswaar de mogelijkheid van aggregatie om de drempel van 2 MW te halen, maar opgemerkt zij dat zij de inschrijvingsgarantie over de volledige 2 MW moeten voldoen, ook als die capaciteit slechts voor een klein deel uit niet-gecertificeerde vraagresponscapaciteit bestaat. Volgens het VK kan een CMU alleen als afzonderlijke eenheid worden gecertificeerd, op dezelfde dag in dezelfde verrekeningsperiode. Deze vereiste van certificering als eenheid is bedoeld om de kans op prijsopdrijving zo klein mogelijk te houden. Anders zouden aanvragers zich voor hun certificering kunnen baseren op verschillende momenten en een eenheid kunnen samenstellen die tijdens systeemstress mogelijk niet als zodanig zou kunnen fungeren, waardoor de voorzieningszekerheid in het gedrang zou komen.

(42) Na raadpleging in maart 2016 heeft de Britse regering de voorafgaand aan veilingen te verstrekken inschrijvingsgarantie voor nieuwe productiecapaciteit verhoogd tot 10 000 GBP/MW om de blootstelling aan de verhoogde opzegvergoedingsverplichting volledig te helpen dekken en om speculatieve aanvragen te ontmoedigen. Na feedback van belanghebbenden tijdens de raadpleging dat dekking door kredietverstrekkers voor vraagresponsaggregatoren in verhouding duurder is, is de voorafgaand aan de veiling te verstrekken inschrijvingsgarantie voor niet-gecertificeerde vraagrespons echter op 5 000 GBP/MW gehandhaafd.

(43) De systeembeheerder publiceert technologiespecifieke verlagingsfactoren voorafgaand aan de prekwalificatiefase. Voor de meeste technologieklassen zijn die factoren gebaseerd op de historische prestaties van het klassetype in de afgelopen zeven jaar en betreffen zij de gemiddelde verwachte bijdrage van centrales tijdens systeemstress op technologiespecifieke basis. Voor sommige klassen wordt een andere methodiek gevolgd als er geen historisch bewijs is of als dat niet goed als richtsnoer kan dienen voor toekomstige prestaties (bv. interconnectoren of innovatieve technologieën zoals batterijopslag). De desbetreffende factoren zijn van toepassing op alle op een bepaalde technologie gebaseerde centrales, ongeacht leeftijd of status. Capaciteitsaanbieders die met goed gevolg deelnemen aan de veiling, ontvangen betalingen (tegen de clearingprijs) evenredig aan hun verlagingsfactor vermenigvuldigd met hun aansluitingscapaciteit (volume dat via hun fysieke netaansluiting aan het systeem kan worden geleverd). De sanctieregeling is onder meer bedoeld om de hoogte van de betalingen op basis van dit geraamde prestatieniveau in overeenstemming te brengen met het feitelijke prestatieniveau van elke centrale.

2.4. Het veilingproces

2.4.1. Vaststelling van de te veilen capaciteit

(44) Het besluit tot het al dan niet houden van de capaciteitsveilingen wordt jaarlijks genomen op basis van een onafhankelijke beoordeling van de elektriciteitscapaciteit door de systeembeheerder. Voor de komende 15 jaar evalueert National Grid de verwachte ontwikkeling van capaciteitsmarges en de bijdrage van interconnectiecapaciteit en vraagrespons, en beveelt de capaciteit aan die nodig is om aan de betrouwbaarheidsnorm te voldoen. Op die manier kan de regering jaarlijks beoordelen of er behoefte is aan een capaciteitsveiling.

(45) Het besluit over de per veiling aan te besteden hoeveelheid capaciteit is gebaseerd op een maatstaf voor duurzame betrouwbaarheid. Een betrouwbaarheidsnorm biedt een objectieve mate van voorzieningszekerheid en vormt het uitgangspunt bij het opstellen van een vraagcurve voorafgaand aan elke capaciteitsveiling.

(46) Het VK merkt op dat geen enkel elektriciteitssysteem ooit volledig betrouwbaar kan zijn en dat er altijd een balans moet worden gevonden tussen extra reservecapaciteit en de daarmee bereikte mate van betrouwbaarheid. Met een betrouwbaarheidsnorm kan die balans worden gevonden, aangezien daarmee wordt aangegeven op welk punt de kosten van extra capaciteit zwaarder wegen dan de voordelen van extra zekerheid. De norm is bedoeld om investeerders en marktdeelnemers duidelijkheid te verschaffen over de doelstellingen van de regering voor de voorzieningszekerheid op de lange termijn en om bij te dragen tot lagere kosten voor de verbruiker. De norm is ook bedoeld om ervoor te zorgen dat de regering niet meer capaciteit kan uitbesteden dan economisch doelmatig is, waarmee wordt voorkomen dat het VK te veel capaciteit inkoopt.

(47) De Britse regering heeft voor de nationale elektriciteitsmarkt een norm voor duurzame betrouwbaarheid vastgesteld die uitgaat van een waarschijnlijkheid dat niet aan de vraag kan worden voldaan van drie uur per jaar. Dat komt neer op een mate van voorzieningszekerheid van 99,97 %. De waarschijnlijkheid dat niet aan de vraag kan worden voldaan, is het aantal uren/perioden per jaar waarvoor het statistisch gezien op de lange termijn waarschijnlijk is dat de vraag groter is dan het aanbod, en dat het economisch doelmatige capaciteitsniveau weergeeft. Hoewel de betrouwbaarheidsnorm is vastgesteld op duurzame grondslag, kan de regering haar herzien indien dat nodig mocht blijken.

(48) Elk jaar beschrijft de systeembeheerder hoeveel capaciteit nodig is om te voldoen aan de betrouwbaarheidsnorm en adviseert hij de regering in een uiterlijk op 30 mei uit te brengen verslag over de elektriciteitscapaciteit (Electricity Capacity Report — hierna “ECR” genoemd). De aanbevolen hoeveelheid capaciteit die via veilingen zou moeten worden aanbesteed om te voldoen aan de betrouwbaarheidsnorm, is gebaseerd op de beoordeling door National Grid van verschillende scenario’s voor de omvang van de elektriciteitsvraag en de hoeveelheid capaciteit geleverd door centrales die niet in aanmerking komen voor capaciteitsbetalingen, bv. installaties voor koolstofarme productie, en betreft derhalve de aanbeveling van National Grid ten aanzien van de vraag of er voor het leveringsjaar in kwestie capaciteit moet worden ingekocht via de capaciteitsmarkt, en zo ja, hoeveel. Het verslag van National Grid wordt gecontroleerd door het PTE, dat de regering advies uitbrengt over de degelijkheid van de analyse en aanbevelingen.

(49) De systeembeheerder houdt via diverse vraagscenario’s en variabelen rekening met onzekerheden ten aanzien van het weer, de beschikbaarheid van de installaties, interconnectieverkeer en de mate van ingebedde productie. Vervolgens verrekent hij de capaciteit van aanbieders die niet aan de veiling kunnen deelnemen (bv. installaties voor koolstofarme productie waarvoor andere steun wordt ontvangen) en de capaciteit waarvoor doorlopende overeenkomsten bestaan (bv. als een aanbieder een meerjarige overeenkomst heeft die het betrokken leveringsjaar bestrijkt).

(50) Daarna zorgt de systeembeheerder er met een methodiek voor “robuuste optimalisering” voor dat de kans op de slechtst denkbare uitkomst van alle scenario’s en variabelen ten aanzien van capaciteitskosten en vraag zonder levering zo klein mogelijk blijft. Deze aanpak leidt tot een reeks opties voor één enkele hoeveelheid in te kopen capaciteit en een aanbeveling.

(51) In de aanmelding van 2014 is door het VK de in figuur 1 weergegeven voorspelling gedaan voor diverse hoeveelheden in te kopen capaciteit die mogelijk nodig zouden zijn in de periode 2018 tot en met 2030. Figuur 2 toont een bijgewerkte voorspelling vanaf december 2018. Figuur 1 Ramingen van 2014 van de volgens diverse scenario’s in te kopen capaciteit (GW) Figuur 2 Ramingen van 2018 van de volgens diverse scenario’s in te kopen capaciteit (GW)

(52) De regering neemt het definitieve besluit over de op elke veiling in te kopen hoeveelheid capaciteit op basis van een vraagcurve die is gemaakt met behulp van de in onderstaande overwegingen beschreven methodiek.

(53) De vraagcurve laat de regering enige flexibiliteit om afhankelijk van de kosten te bepalen hoeveel capaciteit er van jaar tot jaar moet worden aanbesteed. De hellende vraagcurve maakt het mogelijk betrouwbaarheid en kosten tegen elkaar af te wegen, zodat er in een bepaald jaar minder capaciteit wordt ingekocht als de prijs erg hoog is. Verder is er minder kans op prijsopdrijving omdat de methodiek voorziet in een prijsplafond op de veilingen en in de flexibiliteit om bij een hoge prijs minder in te kopen — allebei kenmerken waardoor deelnemers minder gelegenheid hebben hun marktmacht uit te oefenen om de prijzen op te drijven.

(54) De regering publiceert de vraagcurve steeds voorafgaand aan de capaciteitsveiling. De vraagcurve geeft het verband weer tussen de prijs van de capaciteit en de hoeveelheid van de capaciteit op de veiling die door de systeembeheerder nodig wordt geacht. Elke vraagcurve gaat uit van de beoogde hoeveelheid capaciteit die nodig is om te voldoen aan de door de systeembeheerder opgegeven betrouwbaarheidsnorm en een raming van de redelijke kosten van nieuwe capaciteit (de nettokosten van nieuwe deelname — net COST Of New Entry, hierna “net-CONE” genoemd). Het snijpunt van de beoogde capaciteit en de net-CONE bepaalt één punt van de vraagcurve. Figuur 3 hieronder is een voorbeeld van de capaciteitsvraagcurve. Figuur 3 Voorbeeld van capaciteitsvraagcurve Bron: Overheid VK.

(55) Net-CONE wordt bepaald op basis van de verwachte clearingprijs van de capaciteit op de veiling en wordt indien nodig per veiling herzien, bv. op grond van nieuwe ramingen van de technische kosten voor nieuwbouw en op grond van informatie uit eerdere veilingen. De kosten van nieuwe deelname zijn gebaseerd op ramingen van de kapitaalkosten van nieuwbouwcapaciteit uit een in opdracht van de Britse overheid uitgebracht verslag (19) waarin is uitgegaan van een minimaal rendement van 7,5 % (hurdle rate) en een terugverdientijd van 25 jaar.

(56) Naast het beoogde capaciteitsniveau en de net-CONE zijn er nog andere belangrijke parameters van de vraagcurve, namelijk: het prijsplafond op de veiling (de maximumprijs waarvoor de regering bereid is capaciteit in te kopen), de drempel van prijsnemers (de maximumprijs waarvoor bestaande centrales capaciteit kunnen aanbieden op de veiling (20)) en het aanbodniveau dat minimaal nodig is om de veiling te houden (een minimummededingingseis). Voor elke capaciteitsveiling bevestigt de regering de definitieve veilingparameters direct voor aanvang van de desbetreffende prekwalificatie.

(57) Het prijsplafond op de veiling bepaalt het maximum van de vraagcurve — d.w.z. de prijs waarboven er geen capaciteit meer wordt ingekocht. Het doel van een prijsplafond is Britse verbruikers te beschermen tegen onvoorziene problemen met de veiling, zoals een gebrek aan mededinging of misbruik van marktmacht door deelnemers. Volgens de Britse autoriteiten kan een te laag prijsplafond er echter toe leiden dat bieders wegblijven en de mededinging beperkt blijft, zodat het belangrijk is een prijsplafond te kiezen dat bevorderlijk is voor mededinging op de capaciteitsveiling en het de markt mogelijk maakt een doelmatige prijs voor nieuwe capaciteit te stellen op basis van een door de deelnemers te maken inschatting van de risico’s en potentiële rendementen op de elektriciteitsmarkt en de capaciteitsmarkt. Een juiste keuze van het prijsplafond hangt af van een evaluatie van de mate van onzekerheid rond de centrale schatting van net-CONE.

(58) In 2014 heeft de Britse regering het prijsplafond gesteld op 75 GBP/kW. Het VK heeft toegelicht dat dit plafond hoger is dan de gemodelleerde clearingprijs op de veiling in diverse realistische scenario’s, maar niet zo hoog dat er bij beperkte nieuwbouwdeelname sprake kan zijn van significante uitoefening van marktmacht. Het plafond voorkomt ook dat aanbieders van nieuwbouwcapaciteit proberen in hun bieding al hun vaste kosten te verhalen — zij moeten minstens enige rekening houden met hun inkomsten op de energiemarkt en betalingen op de capaciteitsmarkt na afloop van de eerste overeenkomst, wil het project levensvatbaar zijn.

(59) Voorts kan de regering voorafgaand aan de veiling vaststellen of er naar haar oordeel voldoende mededinging is op de veiling. Voor deelname geprekwalificeerde partijen besluiten twee weken voor aanvang van de veiling of zij zich verplichten tot aanbieding van capaciteit op de veiling. Daarop kan de regering de lijst deelnemende capaciteitseenheden beoordelen — bv. op de omvang van de aangeboden levering, de combinatie van technologieën en de eigendom van de eenheden — en de veiling annuleren als er volgens haar onvoldoende mededinging zou zijn om de verbruiker waarde te kunnen bieden.

2.4.2. Frequentie en vorm van de veilingen

(60) De veiling wordt ieder jaar gehouden voor de levering van capaciteit over vier jaar (T-4): zo was de veiling van 2014 voor levering in 2018/2019, waarbij het leveringsjaar liep van 1 oktober 2018 tot en met 30 september 2019. Sinds de maatregel in 2014 is ingevoerd, zijn er vier T-4-veilingen gehouden: in 2014, 2015, 2016 en 2017. De in 2018 te houden T-4-veiling voor levering in 2022 is door het VK stopgezet na nietigverklaring van het besluit van de Commissie van 2014 bij het arrest van het Gerecht. Om de levering in 2022 zeker te stellen, heeft het VK in december 2018 gemeld dat het in het kader van de aangemelde maatregel bij wijze van uitzondering in 2019 een veiling voor levering drie jaar later zou organiseren (zie overweging 18, onder d), hierboven).

(61) In het jaar direct voorafgaand aan het leveringsjaar van de hoofdveiling wordt nog een veiling gehouden voor levering een jaar later (T-1). De vraagcurve voor deze veiling wordt op dezelfde manier bepaald als die voor de hoofdveiling (levering vier jaar later) — waarbij de regering het definitieve besluit neemt op grond van een analyse door de systeembeheerder. De T-1-veiling waarborgt dat de juiste hoeveelheid capaciteit wordt ingekocht wanneer er nauwkeuriger vraagprognosen zijn, en is belangrijk om aanbieders van vraagresponscapaciteit (voor wie deelname aan een T-4-veiling lastig is) actief deel te laten nemen aan het mechanisme. Sinds de maatregel is ingevoerd in 2014, is er begin 2018 één T-1-veiling gehouden voor het leveringsjaar 2018/2019 (21). Zoals hiervoor is opgemerkt in overweging 18, onder a), heeft er in juni 2019 ter vervanging een aanvullende en voorwaardelijke T-1-veiling voor het leveringsjaar 2019/2020 plaatsgevonden.

(62) De capaciteit van de T-4-veiling wordt deels achtergehouden als “reserve” voor de T-1-veiling. In 2014 en 2015 was de hoeveelheid gereserveerde capaciteit gebaseerd op een raming van de rendabele vraagrespons die aan die veiling zou kunnen deelnemen, en werd openbaar gemaakt bij publicatie van de vraagcurve voor de T-4-veiling (2,5 GW). In maart 2016 is de methodiek voor het bepalen van de T-1-reservering herzien door de Britse regering. Na de herziening is een nieuwe methodiek overeengekomen die sinds 2016 in gebruik is, waarbij een betrouwbaarheidsinterval van 95 % wordt gehanteerd voor de in het ECR beschreven jaarlijkse aanbeveling van National Grid voor T-4-capaciteit. National Grid leidt het betrouwbaarheidsinterval in zijn aanbevolen capaciteit af uit een LWR-analyse (Least Worst Regrets), waarbij na modellering van een aantal slechtst mogelijke uitkomsten van verschillende strategische keuzen de minst slechte uitkomst wordt vastgesteld. Tabel 3 hieronder biedt een overzicht van de voor T-1-veilingen achtergehouden capaciteit. Tabel 3 T-1-reserve en de op T-1 in te kopen capaciteit (in GW) Jaar levering Beoogde inkoop op T-4 Capaciteit gereserveerd voor T-1 Beoogde inkoop op T-1 Ingekochte hoeveelheid op T-1 2018/2019 48,6 2,5 4,9 5,79 2019/2020 (voorwaardelijke veiling) 44,7 2,5 2,7 3,68 2020/2021 51,7 0,6 n.v.t. n.v.t. 2021/2022 49,2 0,4 n.v.t. n.v.t.

(63) Bij een dalende vraag tussen de T-4-veiling en de T-1-veiling wordt de op de T-1-veiling in te kopen capaciteit verminderd. Omdat T-1-veilingen vraagrespons meer kans bieden om tot de markt toe te treden, heeft het VK echter in 2014 toegezegd op T-1-veilingen ten minste 50 % van de vier jaar eerder gereserveerde capaciteit te zullen inkopen. Op de T-1-veiling voor leveringsjaar 2018/2019 is ruim tweemaal de vier jaar eerder gereserveerde capaciteit ingekocht (4,9 GW tegen de oorspronkelijk geplande 2,5 GW) en op de voorwaardelijke T-1-veiling voor leveringsjaar 2019/2020 was de beoogde in te kopen hoeveelheid ook hoger dan de oorspronkelijk gereserveerde capaciteit (2,7 GW tegen 2,5 GW).

(64) De Britse regering gaat ervan uit ieder jaar T-4- en T-1-capaciteitsveilingen te houden, maar kan pas na afronding van de prekwalificatiefase definitief besluiten of de veiling doorgaat.

(65) Tot het begin van de eerste ronde van de veiling heeft de Britse regering discretionaire bevoegdheid om de veiling op ieder moment te annuleren of uit te stellen. Als de regering niet besluit de veiling te annuleren, gaat de veiling automatisch door. Na aanvang van de veiling kan de regering de uitkomst ervan alleen afwijzen als er redelijkerwijs kan worden aangenomen dat National Grid als netbeheerder de veiling niet in overeenstemming met de Regulations en de Rules heeft uitgevoerd. Als de regering niet besluit de veiling te annuleren, wordt de veiling automatisch gevalideerd. Na aanvang van een veiling heeft de regering geen discretionaire bevoegdheid om invloed uit te oefenen op de uitkomst ervan.

(66) Elke capaciteitsmarktveiling is een pay-as-clear-veiling met een teruglopende klok, waarbij aan alle geselecteerde deelnemers het laatst geaccepteerde bod wordt betaald. De veiling wordt gehouden volgens vooraf bepaalde regels. Bij aanvang van de veiling kondigt de veilingmeester een hoge prijs aan en vervolgens doen kandidaat-deelnemers een bod om kenbaar te maken hoeveel capaciteit zij voor die prijs bereid zijn te leveren. Dat proces wordt meerdere malen herhaald volgens een vooraf bepaalde planning totdat de laagste prijs wordt gevonden waarbij de vraag overeenstemt met het aanbod. Aan alle succesvolle deelnemers wordt dezelfde clearingprijs betaald (pay-as-clear-model). Daarnaast zijn er enkele maatregelen om de kans op prijsopdrijving zo veel mogelijk te beperken en een doelmatige uitkomst te waarborgen.

(67) In hun besluitvorming over hoeveel capaciteit zij leveren voor een bepaalde prijs, moeten de deelnemers rekening houden met de mogelijkheid dat zij inkomsten genereren op de energiemarkt. De verwachte inkomsten op de energiemarkt verschillen per aanbieder en zijn afhankelijk van verbruiksfactoren, groothandelsprijzen en brandstof- en koolstofkosten.

(68) In 2014 beschouwde het VK turn-down vraagrespons (ter beperking van de vraag in piekperioden of verschuiving van de vraag naar andere dan piekperioden), op productie gebaseerde vraagrespons en ingebedde (of op distributie aangesloten) productie (tot 50 MW) als ontluikende sectoren met behoefte aan extra steun bij de voorbereiding op mededinging op de hoofdveilingen voor de capaciteitsmarkt. Bijgevolg werden er twee TV’s gehouden voor 2016 en 2017 om die sectoren steun te bieden. De eerste TV stond weliswaar voor alle drie voornoemde capaciteitscategorieën open maar het VK concludeerde uit de mate van succes van ingebedde (of op distributie aangesloten) productie en de op productie gebaseerde vraagrespons op de eerste TV en op de T-4-veilingen in 2014 en 2015 dat deze deelnemers ver genoeg waren ontwikkeld om zonder aparte steun op de hoofdveilingen de strijd aan te kunnen met andere soorten capaciteit. Om die reden sloot het VK die categorieën uit van de tweede (en laatste) TV, die derhalve alleen voor turn-down vraagrespons openstond. Verder liet het VK voor de tweede TV weten besloten te hebben te zullen uitproberen of wijziging van de reguliere regeling in de vorm van een lagere drempel voor deelname (500 kW in plaats van 2 MW) een gunstige uitwerking zou hebben voor alle deelnemers. In tabel 4 staat een overzicht van de resultaten van de TV. Tabel 4 Overeenkomsten voor zekerstelling van capaciteit (verlaagd, MW) via transitionele veilingen (TV’s) 1e TV 2e TV Op distributie aangesloten productie 328 n.v.t. Totale vraagrespons, waarvan: 475 312 — Vraagrespons op basis van productie 322 n.v.t. — Turn-down vraagrespons — inclusief capaciteit < 2 MW 153 — n.v.t. 312 — 8,5 (staat voor 8 CMU’s) Totaal 803 312

(69) In tabel 5 staat voor elke sinds 2014 gehouden veiling de door National Grid aanbevolen hoeveelheid in te kopen capaciteit, het door de minister goedgekeurde beoogde volume en de hoeveelheid die uiteindelijk is ingekocht op de T-4- en de T-1-veilingen. Tabel 5 Capaciteitsbehoeften (in GW) In te kopen hoeveelheid volgens aanbeveling National Grid in ECR Op veiling in te kopen hoeveelheid volgens aangepaste aanbeveling National Grid na prekwalificatie In te kopen hoeveelheid Door minister goedgekeurd beoogd volume Op veiling ingekochte hoeveelheid 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 (voorwaardelijke veiling) 4,6 4,3 (november 2018) 2,3 (mei 2019) 2,7 3,6

2.4.3. Prijsnemers

(70) Om marktmacht op de veiling te beperken, worden geprekwalificeerde capaciteitsaanbieders aangeduid als “prijsnemers” (kunnen niet boven een betrekkelijk lage drempel bieden) of als “prijszetters” (kunnen dat wel). Bestaande capaciteitsaanbieders worden standaard beschouwd als prijsnemers. Nieuwkomers en vraagresponsoperatoren worden aangemerkt als prijszetters en het staat hun vrij te bieden tot het algemene prijsplafond op de veiling. Het VK is van mening dat deelnemers zo extra worden gestimuleerd om volgens de werkelijke waarde van hun capaciteit te bieden en het risico wordt verkleind dat bestaande producenten met lagere kosten een hoge prijs vaststellen in jaren waarin er geen nieuwkomers nodig zijn. Het VK stelt dat de drempel voor prijsnemers moet worden bepaald op een niveau dat enerzijds representatief is voor de meeste bestaande aanbieders en anderzijds laag genoeg is om de kans op prijsopdrijving te beperken. De prijsnemerdrempel is gesteld op 25 GBP/kW (50 % net-CONE). Dat niveau is hoog genoeg om de meeste bestaande centrales eronder te laten vallen. In 2014 zou volgens door het VK uitgevoerde modellering hiermee ongeveer 80 % van de bestaande centrales gedekt zijn. Uit tabel 6 blijkt dat in werkelijkheid rond 60 % van de bestaande centrales onder deze prijsnemerdrempel valt. 25 GBP/kW is ook aanmerkelijk lager dan de verwachte kosten van nieuwkomers. Een prijsnemerdrempel van 25 GBP/kW verkleint daarom de kans op prijsopdrijving. Tabel 6 Bestaande centrales onder prijsnemerdrempel sinds 2014 Veiling Bestaande centrales onder prijsnemerdrempel Capaciteit (MW) % Clearingprijs (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 (voorwaardelijk) 1 758 (24) 49 0,77

(71) Bestaande aanbieders met bijzonder hoge kosten kunnen in beginsel deelnemen als prijszetter (en boven de prijsnemerdrempel bieden), maar zij moeten motiveren waarom zij een hoger betalingsniveau nodig hebben (bv. een verklaring van het bestuur en een aan het bestuur van de aanbieder gepresenteerd bedrijfsplan). Die motivering moet worden ingediend bij Ofgem en kan worden gebruikt in het kader van een eventueel onderzoek naar misbruik van marktmacht.

(72) Bestaande aanbieders die boven de “prijszetterdrempel” bieden en die op de veiling geen capaciteitsovereenkomst krijgen maar hun activiteiten in het leveringsjaar voortzetten, worden waarschijnlijk onderzocht door Ofgem, dat gebruik kan maken van de informatie die bij inschrijving als prijszetter is verstrekt.

(73) Nieuwkomers kunnen een prijs vaststellen zonder hun inschrijving te onderbouwen, maar bij vermoeden dat zij proberen marktmacht uit te oefenen, kan Ofgem ook dan overgaan tot onderzoek in het kader van zijn normale handhavingstaken. De inschrijving is in ieder geval beperkt tot het prijsplafond in de voorafgaand aan de veiling verstrekte vraagcurve.

2.4.4. Looptijd van de capaciteitsovereenkomsten

(74) Met capaciteitsaanbieders die met succes hebben deelgenomen aan de veiling, wordt een capaciteitsovereenkomst gesloten tegen de clearingprijs. De looptijd van de beschikbare capaciteitsovereenkomsten varieert om te zorgen voor gelijke mededingingsvoorwaarden.

(75) De meeste bestaande capaciteitsaanbieders komen in aanmerking voor een overeenkomst van één jaar; aanbieders van productiecapaciteit met kapitaaluitgaven boven een aanvankelijke drempel van 125 GBP/kW (renoverende centrales) komen in aanmerking voor een overeenkomst met een looptijd van maximaal drie jaar; aanbieders van productiecapaciteit met kapitaaluitgaven boven een aanvankelijke drempel van 250 GBP/kW (nieuwe centrales) komen in aanmerking voor een overeenkomst met een looptijd van maximaal 15 jaar. Beide drempels worden elk jaar opnieuw beoordeeld en zijn in de loop der tijd licht verhoogd; sinds december 2018 bedragen zij respectievelijk 135 GBP/kW en 270 GBP/kW. Overeenkomsten voor langer dan één jaar zijn alleen beschikbaar voor deelnemers aan de T-4-veiling.

(76) Om te zorgen voor rechtszekerheid en om het investeerdersvertrouwen in de mechanismen te bevorderen, zijn de belangrijke voorwaarden van een capaciteitsovereenkomst uitfaseringsbepalingen (zogenaamde grandfather-bepalingen) (25) (behoudens toekomstige andersluidende regelgeving, waarvan tot nu toe evenwel geen sprake is geweest). Die belangrijke voorwaarden zijn: a) duur van de overeenkomst; b) capaciteitsprijs en recht op betaling; c) capaciteitsverplichting en verlagingsfactor; d) voltooiingsmijlpalen en toepasselijke opzegvergoedingen; e) maximumaansprakelijkheid voor sancties.

(77) Het VK betoogt dat aan nieuwkomers overeenkomsten met een langere looptijd worden aangeboden om de markttoetreding van nieuwe concurrerende deelnemers te bevorderen. Door nieuwkomers een overeenkomst met een lange looptijd te geven, zouden zij in staat worden gesteld hun investering tegen lagere kosten te financieren. Volgens het VK zouden hierdoor de toetredingsdrempels worden verlaagd voor onafhankelijke ondernemingen die hun investering in nieuwe capaciteit niet kunnen bekostigen met inkomsten uit andere centrales in hun portefeuille. Omdat overeenkomsten met een langere looptijd bevorderlijk zijn voor mededinging, kunnen zij bijdragen tot kostenverlaging voor verbruikers op de energiemarkt en de capaciteitsmarkt. Ook zouden overeenkomsten met een langere looptijd volgens het VK het risico moeten verkleinen dat deelnemers met hoge investerings- of renovatiekosten al hun kosten gedurende een overeenkomst van slechts een jaar proberen terug te verdienen.

2.5. Secundaire markt (handel)

(78) Tussen veiling en levering, en in het leveringsjaar (de leveringsjaren), kunnen de deelnemers hun positie aanpassen door middel van handel, bv. door een grotere of kleinere verplichting aan te gaan of door alternatieve capaciteit te zoeken om te voldoen aan tijdelijke tekorten. Secundaire handel is voor de partijen een belangrijke manier om het risico van blootstelling aan sancties op de capaciteitsmarkt te beheren. De volgende vormen van secundaire handel zijn toegestaan op de capaciteitsmarkt: financiële handel, herverdeling van volume en handel in verplichtingen.

2.6. Levering

(79) Het model van de capaciteitsmarkt is gebaseerd op “geleverde energie”: capaciteitsaanbieders zijn verplicht energie te leveren wanneer dat nodig is om de voorzieningszekerheid te waarborgen, d.w.z. in tijden van systeemstress. Bij verzuim zijn sancties van toepassing. Het model houdt ook aanvullende fysieke tests van de capaciteit in. Aanbieders die bij het verplichte aantal gelegenheden niet voldoende capaciteit kunnen aantonen, verbeuren hun capaciteitsvergoedingen tot zij wel voldoende capaciteit hebben aangetoond.

2.6.1. De verplichting uit hoofde van de capaciteitsovereenkomst

(80) Volgens de verplichting uit hoofde van de capaciteitsovereenkomst zijn systeemstressgebeurtenissen alle perioden met halfuurmeting waarin ergens in het systeem langer dan 15 minuten sprake is van spanningsregeling of beheerste afschakeling. Aanbieders worden geacht op zulke momenten hun eigen respons te bepalen en schending van bestaande wettelijke of vergunningsvoorwaarden te vermijden. Tot nu heeft de systeembeheerder slechts twee keer een Capacity Market Warning afgegeven, namelijk op 31 oktober 2016 en op 7 november 2016. In de winter van 2018/2019 was de maatregel voor het eerst volledig operationeel.

(81) Om ervoor te zorgen dat deelnemers het risico van blootstelling aan sancties naar behoren kunnen beheren, bv. het risico van gelijktijdige uitschakeling van een aantal centrales, heeft de systeembeheerder kennis gegeven van systeemstress via een Capacity Market Warning volgens de methodiek van de capaciteitsmarktregels (8.4.6) (26). Pas nadat deze waarschuwing is uitgegaan, kan een schaarstegebeurtenis leiden tot sancties of meerleveringsvergoedingen.

(82) Capaciteitsovereenkomsten verplichten deelnemers een bepaalde hoeveelheid elektriciteit te leveren. De verplichting van een aanbieder tijdens stressgebeurtenissen wordt berekend aan de hand van de op de T-4- en T-1-veilingen aangegane verplichtingen plus eventuele via secundaire handel aangegane verplichtingen voor de meetperiode waarin de stressgebeurtenis zich voordoet.

(83) In stressperioden waarvoor ten minste vier uur vooraf een Capacity Market Warning is afgegeven, zijn aanbieders verplicht het verbruik te volgen (load following). Dat betekent dat zij alleen elektriciteit produceren of de vraag beperken tot de totale omvang van hun verplichting indien alle capaciteit waarvoor op de markt overeenkomsten zijn aangegaan, nodig is om aan de vraag te voldoen. Als in een stressgebeurtenis slechts 70 % van die totale capaciteit nodig is om aan de vraag te voldoen, produceren alle aanbieders elektriciteit of beperken zij de vraag tot 70 % van hun totale capaciteitsverplichting.

(84) Volgens de Britse autoriteiten lenen verplichtingen tot het volgen van het verbruik zich goed om producenten tot efficiëntie op de markt aan te zetten, en staan zij in verhouding tot de schade die verbruikers wordt berokkend als er niet aan de vraag wordt voldaan. Als alle deelnemers bij elk geval van systeemstress een sanctie zouden riskeren voor hun volledige capaciteitsverplichting, zou de capaciteitsmarkt het signaal afgeven dat centrales zich al moeten opmaken voor levering wanneer dat nog niet economisch efficiënt is, met meer uitstoot en een hogere rekening voor de verbruiker als gevolg.

2.6.2. Sancties

(85) De sanctieregeling is bedoeld om capaciteitsaanbieders ertoe aan te zetten energie te leveren wanneer dat nodig is. Centrales die onder het verwachte prestatieniveau presteren, worden beboet, terwijl centrales die erboven presteren, meerleveringsvergoedingen ontvangen, zodat de capaciteitsbetalingen aan het eind van het jaar grofweg overeenkomen met de prestatie van elke centrale. De sanctieregeling bestaat uit drie onderdelen: a) maandelijkse aansprakelijkheid tot 200 % van de capaciteitsinkomsten per maand, zodat, gezien de weging van maandelijkse betalingen op basis van de systeemvraag, de sanctie waaraan aanbieders in een maand zijn blootgesteld, gelijk is aan maximaal 20 % van hun jaarinkomsten; b) een algemeen jaarmaximum van 100 % van de jaarinkomsten; c) een sanctiefactor van 1/24e van de jaarlijkse capaciteitsbetalingen van een aanbieder.

2.6.3. Testregeling

(86) De sanctieregeling wordt aangevuld met strenge prestatietests om er zeker van te zijn dat capaciteitsaanbieders wanneer nodig energie kunnen leveren en dat zij alleen bij betrouwbare levering betalingen ontvangen. Dat is met name van belang voor leveringsjaren zonder stressgebeurtenissen waarin via prestatietests wordt gewaarborgd dat aanbieders fysiek in staat zijn tot levering overeenkomstig hun capaciteitsverplichtingen.

2.7. Begroting, financiering van de maatregel en betalingsstromen

(87) Tabel 7 geeft een overzicht van de uitkomsten van de sinds 2014 gehouden capaciteitsmarktveilingen, inclusief de TV’s. Tabel 7 Overzicht van de uitkomsten van capaciteitsmarktveilingen Veiling Op veiling ingekochte capaciteit GW Clearingprijs GBP/kW Totale begroting voor op veiling vastgelegde capaciteit (27) Miljoen 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 (voorwaardelijk) 3,6 0,77 3 TV 2016 0,8 27,50 22 TV 2017 0,3 45,00 14

(88) Krachtens artikel 6, lid 1, van de Electricity Capacity (Supplier Payment etc.) Regulations 2014 betalen alle vergunninghoudende leveranciers een heffing ter financiering van de kosten van de capaciteitsmarkt (d.w.z. de kosten om de capaciteitsbetalingen aan aanbieders te financieren), als volgt: a) betalingen worden geprofileerd volgens de systeemvraag, zodat aanbieders in de maanden met meer vraag (d.w.z. in de winter) een groter deel van hun betalingen ontvangen, en in perioden met minder vraag een kleiner deel; b) drie maanden voor aanvang van het leveringsjaar maken de leveranciers een raming van hun vraag tussen 16.00 en 19.00 uur op alle doordeweekse dagen van begin november tot eind februari en geven die door aan de instantie voor financiële transacties; c) de leveranciersheffingen worden bepaald op grond van hun verwachte marktaandeel en vergunninghoudende leveranciers betalen maandelijkse heffingen die overeenstemmen met het betalingsprofiel aan capaciteitsaanbieders. De heffingen worden berekend aan de hand van de vraag tussen 16.00 en 19.00 uur op doordeweekse dagen in de winter om de leveranciers ertoe aan te zetten de elektriciteitsvraag van hun afnemers op momenten waarop de vraag in de regel het hoogst is, te beperken. Op die manier wordt de hoeveelheid benodigde capaciteit beperkt en vallen de kosten van de capaciteitsmarkt bijgevolg lager uit; d) De leveranciersheffingen worden aangepast aan de feitelijke gegevens over het marktaandeel zodra zij beschikbaar zijn, zoals gebeurt bij het bestaande afstemmingsproces in het kader van de Balancing and Settlement Code. De afstemming met de herziene vraaggegevens vindt gedurende 14 maanden plaats wanneer deze gegevens worden ontvangen.

(89) Voor alle deelnemers worden alle betalingsstromen in verband met de capaciteitsmarkt berekend en beheerd door de instantie voor financiële transacties, die wordt bijgestaan door een instantie voor saldering en vereffening (Elexon). De rol en verantwoordelijkheden van beide instanties worden beschreven in punt 2.2.

(90) Capaciteitsbetalingen worden bepaald door de hoeveelheden die in de overeenkomst van elke aanbieder zijn opgenomen na de uitkomst van de desbetreffende veiling voor elk leveringsjaar: de betalingen zijn gelijk aan de hoeveelheid capaciteit waarvoor succesvolle aanbieders hebben ingeschreven op de veiling, vermenigvuldigd met de clearingprijs.

(91) Door de instantie voor financiële transacties ontvangen gelden worden aangehouden op een niet-rentedragende bankrekening van de Government Banking Service. De instantie voor financiële transacties is ook belast met het innen, aanhouden en (indien nodig) restitueren van zekerheden die zijn gesteld door producenten van nieuwe capaciteit of vraagresponsoperatoren in het kader van de prekwalificatie voorafgaand aan elke capaciteitsveiling.

(92) De voornaamste financiële stromen naar en van de instantie voor financiële transacties zijn als volgt: a) leveranciers zijn sinds het begrotingsjaar 2015/2016 verplicht de instantie voor financiële transacties elke maand de zogenaamde settlement body charges te betalen. Deze heffing dekt de administratieve kosten die door de instantie voor financiële transacties (en de instantie voor saldering en vereffening) worden gemaakt om de functie van afwikkeling op de capaciteitsmarkt in stand te houden. De inning van deze betalingen vindt plaats volgens het begrotingsjaar van het VK, van april tot en met maart, dus volgens een ander tijdschema dan voor andere capaciteitsmarktbetalingsstromen dat loopt van oktober tot en met september; b) leveranciers zijn verplicht voor aanvang van elke maand in het leveringsjaar kredietdekking te verstrekken. Die dekking is gelijk aan 110 % van hun maandelijkse leveranciersheffing en dient om te waarborgen dat de betalingsstromen naar de capaciteitsaanbieder kunnen doorgaan mocht een leverancier in gebreke blijven; c) leveranciers zijn verplicht uiterlijk 24 werkdagen na het eind van elke maand in het leveringsjaar de instantie voor financiële transacties een supplier monthly charge te betalen. Deze maandelijkse leveranciersheffing is als voorwaarde opgenomen in de leveringsvergunning en dient ter financiering van de capaciteitsmarkt; d) aanbieders zijn verplicht de instantie voor financiële transacties een penalty charge te betalen indien de prestatie tijdens een stressgebeurtenis in het leveringsjaar achterblijft bij hun capaciteitsverplichtingen. Deze boeteheffing moet uiterlijk 24 werkdagen na het eind van de maand worden betaald; e) de instantie voor financiële transacties betaalt aanbieders een capacity payment. De hoogte van deze capaciteitsbetaling wordt binnen 29 dagen na het eind van elke maand in het leveringsjaar bepaald op grond van hun capaciteitsverplichting (de op de capaciteitsveiling bepaalde hoeveelheid). Alle betalingen aan aanbieders worden gefinancierd met de inkomsten uit de aan vergunninghoudende leveranciers opgelegde heffingen. Betalingen aan een capaciteitsaanbieder die de boeteheffing niet heeft voldaan, worden ingehouden tot de verschuldigde boeteheffing is geïncasseerd. In de feitelijke betalingen aan aanbieders wordt rekening gehouden met eventuele handel in verplichtingen tussen de veiling en de leveringsperiode; f) indien capaciteitsaanbieders tijdens een stressgebeurtenis in het leveringsjaar meer leveren dan krachtens hun verplichtingen van hen wordt verwacht, betaalt de instantie voor financiële transacties een meerleveringsvergoeding. De aan elke capaciteitsaanbieder verschuldigde meerleveringsvergoedingen worden aan het eind van het capaciteitsjaar berekend en betaald uit de boeten die in de loop van het jaar zijn geïnd. Dat leidt niet hogere algemene capaciteitsbetalingen in een bepaald jaar, omdat de meerleveringsvergoedingen de wegens niet-levering geïnde boeten compenseren; g) indien van toepassing betaalt de instantie voor financiële transacties een penalty residual supplier amount terug aan de leveranciers. Dat is het bedrag aan inkomsten dat resteert nadat de in de loop van het jaar opgelopen meerleveringsvergoedingen volgens het vereiste percentage zijn betaald.

2.8. Toereikendheid van de opwekking in Groot-Brittannië

2.8.1. De elektriciteitsmarkt in Groot-Brittannië

(93) Op 1 april 2005 heeft het VK in GB voor de groothandel in en transmissie van elektriciteit één pakket regelingen ingevoerd: BETTA (British Electricity Trading and Transmission Arrangements). BETTA is gebaseerd op bilaterale handel tussen producenten, leveranciers, afnemers en handelaren, met zelfdispatching in plaats van centrale dispatching.

(94) Op grond van BETTA worden overeenkomsten voor elektriciteit gesloten op forward- en futures-markten van enkele jaren tot 24 uur vóór een bepaalde halfuurleveringsperiode. Via beurzen voor kortetermijnhandel in energie en energiemakelaars kunnen deelnemers hun contractuele positie van 1 tot 24 uur vóór levering nader afstemmen. Alle transacties zijn bilateraal en worden uitgevoerd tegen de prijs die aan de energiebeurs is genoteerd of die bilateraal of via een makelaar wordt afgesproken.

(95) Op grond van BETTA worden producenten voor hun elektriciteit en capaciteit beloond via de groothandelsprijs van elektriciteit en nemen investeerders hun beslissingen op grond van het verwachte rendement op hun investering uit de verkoop van elektriciteit op de groothandelsmarkt.

(96) Korter voor levering stelt een balanceringsmechanisme de systeembeheerder in staat om bijna realtime bied- en laatprijzen voor elektriciteit te accepteren. Zo kan de systeembeheerder vraag en aanbod balanceren. Op het moment van gate closure — één uur vóór elke halfuurleveringsperiode — informeren de producenten de systeembeheerder over de uit hoofde van hun overeenkomst te leveren energie en de verwachte productie van elke centrale. Leveranciers (kleinhandelaren) geven de uit hoofde van hun overeenkomst af te nemen hoeveelheid, die gelijk zou moeten zijn aan het door hen verwachte verbruik door hun afnemers. Tot slot zorgt een onbalansvereffeningsmechanisme voor betalingen naar en van marktdeelnemers van wie de contractuele positie afwijkt van de gemeten productie- of verbruiksgegevens. Via dat mechanisme worden ook andere systeembalanceringskosten vereffend. Voor deelnemers van wie de contractuele positie afwijkt van de feitelijke verbruiks- of productiegegevens, geldt een betrekkelijk ongunstige cash-outprijs. Deelnemers worden door de onbalansvereffening of de cash-outprijs dan ook geprikkeld bij te dragen tot realtimesysteembalancering.

(97) Eind december 2017 bedroeg de elektriciteitsproductiecapaciteit in het VK in totaal 81,3 GW. Daarnaast telt het VK vier interconnectoren die handel met Europa mogelijk maken: Engeland-Frankrijk (2 GW), Engeland-Nederland (1 GW), Noord-Ierland-Ierland (0,6 GW) en Wales-Ierland (0,5 GW) (28). De NEMO-interconnector tussen Engeland en België (1 GW) is op 31 januari 2019 in gebruik genomen.

2.8.2. Problemen inzake de toereikendheid van de opwekking

(98) De betrouwbaarheidsnorm wordt uitgedrukt als de verwachting dat niet aan de vraag kan worden voldaan (Loss of Load Expectation — hierna “LOLE” genoemd). Daartoe wordt de norm bepaald op basis van het gemiddelde aantal uren in een doorsneejaar waarin het aanbod naar verwachting kleiner is dan de vraag. LOLE staat voor het aantal uren per jaar dat statistisch gezien op de lange termijn de vraag naar verwachting groter zal zijn dan het aanbod. Deze benadering is gebaseerd op prognoses — de feitelijke hoeveelheid hangt immers af van de omstandigheden in het betrokken jaar, bv. hoe koud de winter is, of er bij een bepaalde gelegenheid al dan niet een ongebruikelijk groot aantal energiecentrales uitvalt, de geproduceerde windenergie tijdens piekbelasting en alle overige factoren die relevant zijn voor het evenwicht tussen vraag en aanbod van elektriciteit. Bij het interpreteren van deze meetgegevens is het echter belangrijk te beseffen dat een tekort aan aanbod niet gelijkstaat aan dienovereenkomstige stroomuitval; in de meeste gevallen wordt het tekort aan aanbod opgevangen zonder merkbare gevolgen voor de afnemer. Het VK heeft het kritische LOLE-niveau vastgesteld op meer dan drie uur.

(99) In de aanmelding heeft de regering opgemerkt dat het, los van de gehanteerde modelleringsbenadering, vanwege de gevoelige aard van belangrijke aannamen zoals elektriciteitsvraag, permanente buitenbedrijfstelling, nieuwbouw, de bijdrage van interconnectie en de beschikbaarheidsfactoren van verschillende technologieën, heel lastig is een betrouwbare voorspelling te doen over hoe de toekomstige voorzieningszekerheid eruit zal zien.

(100) Bij aanmelding van de maatregel in 2014 verklaarde het VK dat LOLE volgens de capaciteitsevaluatie van elektriciteit door Ofgem van 2013 zou toenemen tot negen uur in 2015/2016 (waarbij het echter opmerkte dat het effect gering was in het geval van hoge beschikbaarheid van conventionele opwekking), om zich vervolgens te herstellen alvorens opnieuw op te lopen in 2018/2019. Destijds oordeelde het VK dat de diverse scenario’s de onzekerheid aantoonden, waarbij die aan de bovenkant van de reeks een stijging tot boven drie uur in 2018/2019 lieten zien, wat volgens het VK sterk pleitte voor maatregelen. In het referentiescenario van Ofgem werd uitgegaan van 0,75 GW netto-uitvoer in het winterseizoen. Figuur 4 LOLE en betrouwbaarheidsnorm volgens de aanmelding door het VK in 2014 Bron: Ofgem, DECC-analyse.

(101) Verder is door het VK gewezen op simulaties van investeringen in opwekking tot 2030, uitgevoerd door het Britse Ministerie van Energie en Klimaatverandering (Department of Energy and Climate Change — hierna “DECC” genoemd). De trend volgens het DECC-basisscenario zonder capaciteitsmarkt is vergelijkbaar met de analyse van Ofgem tot 2016/2017. Voor de periode na 2016/2017 laat dat scenario een neerwaartse trend zien in capaciteitsmarges die doorloopt tot de beginjaren 2020. De DECC-modellering gaat ervan uit dat er in 2030 2,9 GW extra interconnectiecapaciteit beschikbaar zal zijn en dat interconnectoren ten tijde van piekbelasting op nettobasis (d.w.z. alle interconnectiecapaciteit samengenomen) in- noch uitvoeren. Figuur 5 Langetermijnramingen van verlaagde capaciteitsmarges volgens de aanmelding door het VK in 2014 Bron: Ofgem 2013, DECC-analyse 2013.

(102) Volgens het VK blijkt uit onderzoek van de Britse regering en apart onderzoek van National Grid dat de capaciteitsmarkt voortdurend nodig is om ervoor te zorgen dat wordt voldaan aan de betrouwbaarheidsnorm van een LOLE van drie uur. Bij weglating van de capaciteitsmarkt uit de modellen wordt de betrouwbaarheidsnorm waarschijnlijk in elk van de gemodelleerde jaren geschonden.

(103) Om de op de veilingen in te kopen capaciteit te bepalen, maakt National Grid in het kader van de toekomstige energiescenario’s een gemiddeld vijfjarenscenario voor de hervorming van de elektriciteitsmarkt (29). In december 2018 heeft National Grid op basis van een herziene reeks aannamen de mogelijke gevolgen van het gemiddelde scenario geëvalueerd als er geen capaciteitsmarkt zou zijn in het VK. Volgens die evaluatie zou in afwezigheid van de capaciteitsmarkt de LOLE uiteenlopen van drie tot zeven uur tussen 2019/2020 en 2023/2024.

(104) Het Britse Ministerie voor Bedrijfsleven, Energie en Industriële Strategie (Department of Business, Energy, and Industrial Strategy — hierna “BEIS” genoemd) heeft onafhankelijk van National Grid onderzoek gedaan met behulp van de recentste ECR-aanbevelingen van National Grid (ECR2018) in samenhang met commerciële inzichten en een evaluatie van installatierentabiliteit, beide van BEIS. De conclusie van dit onderzoek luidt dat in alle jaren tot 2030 de verwachte LOLE-marge niet zal voldoen aan de LOLE-betrouwbaarheidsnorm van drie uur (LOLE tussen 3 en 345 uur tussen 2019/2020 en 2029/2030).

2.8.3. De oorzaken van de problemen inzake de toereikendheid van de opwekking

(105) Het VK stelt dat twee belangrijke vormen van marktfalen de onder het vorige punt beschreven problemen inzake de toereikendheid van de opwekking verklaren.

(106) De eerste vorm is dat betrouwbaarheid van openbaar belang is. Afnemers kunnen niet het door hen gewenste betrouwbaarheidsniveau kiezen, aangezien de systeembeheerder hen niet selectief kan afsluiten en verbruikers niet reageren op realtimeveranderingen in de groothandelsprijs. Daarom mag worden aangenomen dat capaciteitsaanbieders in afwezigheid van maatregelen niet de maatschappelijk optimale betrouwbaarheid zouden bieden. Een dergelijke onbetrouwbare elektriciteitsvoorziening zou tevens kunnen leiden tot hogere kosten voor de samenleving. Dat zouden externe kosten zijn als zij niet ten laste van de producenten worden gebracht.

(107) De tweede vorm van marktfalen is het zogenaamde probleem van het ontbrekende geld (the missing money). Dit begrip is afkomstig uit de wetenschappelijke literatuur en betreft reguliere elektriciteitsmarkten (30). Dat verbruikers niet de door hen gewenste mate van betrouwbaarheid kunnen kiezen, kan in theorie worden verholpen door de prijzen te laten stijgen tot een niveau dat de gemiddelde waarde van de niet-geleverde energie weergeeft, d.w.z. de prijs die verbruikers niet meer bereid zouden zijn te betalen voor energie en waarbij producenten op schaarste gebaseerde betalingen ontvangen. In de praktijk geeft een reguliere elektriciteitsmarkt mogelijk niet de juiste marktsignalen af om optimale voorzieningszekerheid te waarborgen en investeerders in staat te stellen projectfinanciering te verkrijgen voor het bouwen van nieuwe capaciteit. Dat betekent dat energiemarktinkomsten op zich mogelijk niet volstaan om te zorgen voor voldoende investeringen in capaciteit vanwege “ontbrekend geld”. De oorzaken waardoor dat kan gebeuren, zijn tweeërlei: a) de schaarste komt niet tot uiting in de prijzen: de actuele prijzen van de groothandelsmarkt voor energie stijgen niet voldoende om de waarde van extra capaciteit in tijden van schaarste te weerspiegelen. Dat komt doordat de lasten voor producenten met systeemonbalans in het balanceringsmechanisme (cash-out) geen afspiegeling zijn van alle kosten van door de systeembeheerder genomen balanceringsmaatregelen (bv. spanningsverlaging); b) het is onzeker of de prijzen zullen stijgen, ook al is dat wel mogelijk: op momenten dat de prijzen van de groothandelsmarkt voor energie zouden moeten pieken, maken investeerders zich zorgen dat de regering/markttoezichthouder maatregelen neemt vanwege vermeend misbruik van marktmacht, bv. door een prijsplafond in te voeren. Zij maken zich ook zorgen dat de prijzen überhaupt niet stijgen — bv. als windcapaciteit het beter doet dan verwacht, waardoor er minder kans is op het gebruik van duurdere inzetbare capaciteit.

(108) Volgens het VK is “ontbrekend geld” geen theoretisch probleem. In het verleden zijn cashout-prijzen in GB niet hoger geweest dan 938 GBP/MWh. Het VK stelt dat uit gegevens over recente schaarstesituaties op de Britse markt ook blijkt dat prijzen niet zijn gestegen tot de niveaus die in de lijn der verwachting zouden liggen. Uit in opdracht van de Britse regering en Ofgem uitgevoerd onafhankelijk onderzoek naar de waarde van niet-geleverde energie (Value of Lost Load — hierna “VoLL” genoemd) blijkt dat de gemiddelde waarde voor verbruikers van het voorkomen van afsluitingen bij piekbelasting ongeveer 17 000 GBP/MWh is (31).

(109) Het VK stelt dat het marktfalen op de korte en middellange termijn wordt verergerd door de plannen voor zeer snelle beëindiging van bestaande capaciteit: als er geen capaciteitsmarktinkomsten meer beschikbaar zouden zijn, zou volgens het centrale scenario van National Grid tot 8 GW van de in 2018/2019 beschikbare kolen- en gascentrales kunnen worden gesloten in 2019/2020.

2.8.4. Aanvullende maatregelen om de toereikendheid van de opwekking te garanderen

(110) Naast de aangemelde maatregel is en wordt door het VK een reeks maatregelen op de Britse elektriciteitsmarkt genomen met als doel de voornoemde vormen van marktfalen beter aan te pakken. De drie belangrijkste initiatieven uit de aanmelding door het VK worden hieronder genoemd.

(111) De eerste door het VK aangehaalde maatregel is bedoeld om de algemene elektriciteitsbehoefte te verminderen en de beheersing van de verbruikersvraag te vergroten. Het VK zegt actie te ondernemen om de algemene elektriciteitsbehoefte te verminderen, bv. via de Green Deal en de Energy Company Obligation. Verder benut het VK mogelijkheden voor aanmoediging van zowel blijvende vermindering van de vraag (door de regering “Electricity Demand Reduction” of “EDR” genoemd) als kortetermijnvermindering van de vraag, zoals aftopping/verplaatsing tijdens piekbelasting (door de regering “Demand Side Response of “DSR” genoemd). Er is het VK met name veel aan gelegen ervoor te zorgen dat ieder huishouden en iedere kleine onderneming in het land vóór eind 2020 een slimme meter heeft (32). Slimme meters maken tarifering op basis van het verbruikstijdstip mogelijk, waarvoor tijdens daluren lagere energieprijzen gelden. Het eerste statische tarief op basis van het verbruikstijdstip in het VK is begin 2017 ingevoerd door Green Energy, zodat afnemers met een slimme meter doordeweeks tussen 23.00 en 6.00 uur profiteren van een veel lager tarief. Dat is echter geen weerspiegeling van de feitelijke groothandelskosten om realtimerespons van verbruikers mogelijk te maken (33). Daarnaast hebben de Britse regering en Ofgem na voorbereidend werk en een oproep tot het indienen van feitelijke gegevens in juli 2017 gezamenlijk een Smart Systems & Flexibility Plan gepubliceerd (34). Dit programma beschrijft de beginselen van de aanpak van het VK om de transitie naar een slim, flexibel systeem mogelijk te maken, gevolgd door 29 actiepunten voor de regering, Ofgem en/of de industrie.

(112) De tweede maatregel betreft de hervorming van de cash-outregelingen. Onbalans- of cash-outprijzen zijn voor marktdeelnemers een prikkel om ervoor te zorgen dat de elektriciteit die zij verkopen of verbruiken, overeenstemt met de op grond van hun overeenkomst te verkopen of verbruiken elektriciteit. Volgens het VK draagt een hervorming van de wijze waarop de markt functioneert bij tot een grotere voorzieningszekerheid.

(113) In 2012 is door Ofgem de Electricity Balancing Significant Code Review (EBSCR) ingevoerd (35) als antwoord op een aantal al langer bestaande zorgen over factoren met een drukkend effect op cash-outprijzen. In mei 2014 heeft Ofgem zijn definitieve beleidsbeslissing vastgesteld en bekendgemaakt (36). De daarmee beoogde cash-outhervormingen zijn als volgt: a) cash-outprijzen zijn “marginaal” gemaakt door de prijzen te berekenen op basis van de duurste maatregel die de systeembeheerder treft om het systeem in evenwicht te brengen. Deze hervorming is stapsgewijs ingevoerd, met als eerste stap dat de prijzen per november 2015 zouden worden berekend volgens een gemiddelde van de hoogste 50 MWh (in plaats van 500 MWh) van de door de systeembeheerder getroffen maatregelen. Sinds november 2018 zijn de prijzen berekend op basis van de hoogste 1 MWh; b) er is een kostprijs voor afsluitingen en spanningsverlaging opgenomen in de berekeningen van de cash-outprijs op basis van de VoLL voor verbruikers. Die kostprijs is stapsgewijs ingevoerd, beginnend bij 3 000 GBP/MWh per november 2015 en bij 6 000 GBP/MWh per november 2018; c) de kostprijs van reserves wordt nu op een betere manier bepaald, omdat nu de waarde van de reserve voor verbruikers in tijden van systeemstress erin tot uiting komt. Daartoe is een Reserve Scarcity Pricing-functie ingevoerd voor de prijsbepaling van reserves wanneer die worden gebruikt op basis van de heersende schaarste in het systeem (37); d) om de regeling te vereenvoudigen en de onbalanskosten te verminderen, met name voor kleinere partijen, is men overgegaan op één cash-outprijs per verrekeningsperiode.

(114) Ofgem heeft een evaluatie van de eerste fase van de EBSCR gepubliceerd (38). Sinds de uitvoering van de eerste fase is de gemiddelde onbalansprijs (cash-outprijs) gedaald. De meeste onbalansprijzen liggen nu tussen 20 en 30 GBP/MWh, en niet tussen 30 en 40 GBP/MWh zoals eerder werd waargenomen. De onbalansprijs is wel volatieler geworden. Terwijl de prijs in de twee jaar voor de hervorming nooit hoger was dan 429,10 GBP/MWh, lag het maximum na de hervorming op 1 528,72 GBP/MWh.

(115) Volgens de Britse regering vervult de capaciteitsmarkt een andere functie dan de hervorming van de cash-outregeling, maar vullen beide elkaar aan in het streven naar leveringszekerheid. Het is om de volgende redenen beter de capaciteitsmarkt voort te zetten en daarnaast de hervorming van de cash-outregelingen te ondersteunen dan alleen te vertrouwen op de cash-outhervorming: a) hoewel de cash-outhervorming uiteindelijk moet leiden tot extra prikkels voor investeringen op de energiemarkt, is het effect ervan op de totale investeringen op de korte en middellange termijn waarschijnlijk kleiner (39). Dat komt doordat de producenten bijna al hun energie verkopen op forwardmarkten. Op den duur zal de cash-outhervorming ervoor zorgen dat de prijzen op forwardmarkten stijgen doordat producenten kansen op arbitrage tussen forwardmarkten en de prijs in het balanceringsmechanisme benutten; b) de cash-outhervorming kan geen oplossing bieden voor de grotere risico’s van investering in thermische capaciteit naarmate de energiesector koolstofarmer wordt: thermische capaciteit zal steeds meer als back-up dienen en de kosten ervan zullen moeten worden terugverdiend met hoge prijzen in de spaarzame situaties van schaarste waarin de prijzen pieken; c) in de praktijk zijn investeringen mogelijk afhankelijk van een liquide markt voor de handel in “betrouwbaarheidsopties” rond een realtimeprijs, waarbij leveranciers producenten een vaste prijs betalen in ruil voor een optie op de aankoop van energie tegen een uitoefenprijs. Die situatie zal zich in het kader van de hervorming van de cash-outregeling door Ofgem waarschijnlijk niet voordoen, aangezien de markt zelfs na de huidige cash-outhervormingen een quasimarkt blijft waarop de cash-out wordt bepaald middels complexe administratieve procedures, maar kan wel ontstaan bij invoering van een balanceringsmarkt voor elektriciteit die kan fungeren als robuuste referentiemarkt voor de handel in opties (40); d) het is onduidelijk of investeerders er vertrouwen in hebben dat nieuwe regelingen worden gehandhaafd. Als de prijzen sterk kunnen stijgen, is het voor de toezichthouder namelijk steeds lastiger om te beoordelen of de zeer hoge prijzen het gevolg zijn van doelmatige marktwerking of van woekerhandel. Dat kan ertoe leiden dat producenten liever geen energie aanbieden tegen een hoge prijs (uit vrees voor onderzoek naar marktmisbruik) of rekening houden met toekomstig overheidsingrijpen om frequentere prijspieken tegen te gaan; e) indien cash-outhervormingen worden doorgevoerd en goed helpen tegen marktfalen, kunnen met scherpere cash-outprijzen de kosten van het inkopen van capaciteit via de capaciteitsmarkt in beginsel worden verlaagd, zodat de voor capaciteit betaalde prijs tot nul zou moeten dalen op de veiling; f) hoewel na doorvoering van de cash-outhervorming de prijzen kunnen stijgen in tijden van schaarste, is het, gezien de inherent grote onzekerheid rond schaarstegebeurtenissen, voor investeerders in grote nieuwbouwprojecten een riskante strategie alleen af te gaan op hoge inkomsten tijdens schaarste. Omdat de capaciteitsmarkt voor nieuwbouwprojecten stabiele, regelmatige betaling gedurende een periode tot 15 jaar biedt, zijn de investeringsrisico’s kleiner en worden investeringen in nieuwe en bestaande capaciteit gestimuleerd.

(116) De derde door het VK aangehaalde maatregel is de voltooiing van de interne energiemarkt en ondersteuning van een grotere mate van interconnectie. Het VK heeft het derde energiepakket omgezet in nationale wetgeving en medegedeeld dat het meewerkt aan de ontwikkeling van netcodes. Met name wordt met de marktgerelateerde EU-netcodes, voor de harmonisatie van de tijdsbestekken waarin capaciteit wordt toegewezen en verhandeld, een standaardreeks marktvoorschriften voor heel Europa ingevoerd en de realisering van een concurrerende pan-Europese energiemarkt bevorderd. Het VK betoogt dat deze veranderingen in beginsel gunstig zijn voor investeringen in interconnectie, omdat de middelen doelmatiger worden gebruikt. Verder merkt het VK op dat de mate van interconnectie in GB is toegenomen van 4 % in 2014 tot 6 % van de totale geïnstalleerde capaciteit in 2019, vooral na de ingebruikstelling van de NEMO-interconnector op 31 januari 2019, en dat verdere toename tot 9 % in 2021 mogelijk is (41).

(117) Het VK stelt verder actief deel te nemen aan het EU-proces voor de tweejaarlijkse vaststelling van prioritaire grensoverschrijdende projecten, zoals is beschreven in de TEN-E-verordening. Omdat deze prioritaire projecten de status van project van gemeenschappelijk belang hebben verkregen, komen zij in aanmerking voor snellere plannings- en vergunningsprocedures, wettelijke stimuleringsmaatregelen en toegang tot financiële steun uit de Connecting Europe Facility.

(118) Het project Integrated Transmission Planning and Regulation (ITPR) van Ofgem is in 2015 afgerond (42). Dit project heeft geleid tot het proces van Network Options Assessment (NOA) en de publicatie van jaarlijkse NOA-verslagen. De analyse door de systeembeheerder biedt betere informatievoorziening aan interconnectorontwikkelaars, waaronder informatie over locaties waar nieuwe interconnectiecapaciteit het gemakkelijkst kan worden ondergebracht. In de nieuwe opzet houdt de systeembeheerder zich ook bezig met specifieke interconnectorvoorstellen en verstrekt aan Ofgem beoordelingen van de effecten daarvan.

2.9. Looptijd

(119) De Energy Act 2013 noemt geen einddatum voor de capaciteitsmarkt. De goedkeuring van de staatssteun is echter tien jaar geldig (43) vanaf de datum van de eerste uitvoering van de maatregel in 2014 (44).

2.10. Redenen voor de inleiding van de procedure

(120) Hoewel de capaciteitsmarkt vóór de inwerkingtreding ervan door de Britse autoriteiten werd aangemeld, heeft het Gerecht het besluit van 2014 tot goedkeuring van de regeling nietig verklaard. In het licht van het arrest van het Gerecht tot nietigverklaring van het besluit van 2014 moet de uitvoering van de desbetreffende steun tot het moment van het arrest als onrechtmatig worden beschouwd (45).

(121) Overeenkomstig haar mededeling over de vaststelling van regels voor de beoordeling van onrechtmatig verleende staatssteun (46) heeft de Commissie zich gebogen over de verenigbaarheid van de maatregel met de interne markt in de periode december 2014 tot november 2018 en voor de toekomst, op grond van de voorwaarden van onderdeel 3.9 van de sinds 1 juli 2014 van toepassing zijnde richtsnoeren inzake staatssteun voor milieubescherming en energie (hierna “richtsnoeren” genoemd) (47), waarin specifieke voorwaarden worden vastgesteld voor steun ten behoeve van toereikendheid van de elektriciteitsopwekking.

(122) De procedure voor de vaststelling van een nieuw besluit mag dus weer worden opgenomen op het precieze punt waarop de onwettigheid is ontstaan (48).

(123) In het licht van de conclusies van het Gerecht dat de Commissie had moeten twijfelen aan de verenigbaarheid van bepaalde aspecten van de betrokken maatregel met de interne markt, besloot de Commissie de formele onderzoeksprocedure in te leiden.

(124) Op grond van de beschikbare informatie en de in het inleidingsbesluit beschreven elementen heeft de Commissie om meer duidelijkheid verzocht en gevraagd om een toelichting op met name de volgende zaken: a) de geschiktheid van de maatregel: 1. of de maatregel voldoende openstaat voor alle relevante aanbieders van capaciteit, in het bijzonder voor vraagresponsoperatoren, wegens verschillen in de toepasselijke looptijden van de overeenkomsten, de beperkte garantie voor het volume op de T-1-veiling en de minimumdeelname; 2. of de deelname aan interconnectiecapaciteit beperkt moet blijven door het gebruik van een door interconnectoren geleid model; b) evenredigheid van de maatregel: 1. of de maatregel evenredig is, omdat er ten aanzien van de duur van de overeenkomst mogelijk discriminerende verschillen zijn tussen de behandeling van vraagresponsoperatoren en die van elektriciteitsproducenten; 2. of de kostendekkingsmethode verbruikers er onvoldoende toe heeft aangezet om hun verbruik te verminderen tijdens pieken in de vraag en bijgevolg niet heeft gezorgd voor een zo klein mogelijk totaalbedrag aan steun; c) vermijden van negatieve effecten op de mededinging en het handelsverkeer: 1. of met de maatregel dergelijke effecten worden vermeden, omdat langetermijnovereenkomsten voorbehouden zijn aan productie-installaties, waardoor de openheid van de maatregel wordt beperkt, en omdat rechtstreekse deelname van buitenlandse capaciteit momenteel niet is toegestaan in het capaciteitsmechanisme van het VK.

3. OPMERKINGEN VAN BELANGHEBBENDEN

(125) Dit hoofdstuk bevat een overzicht van de opmerkingen die de Commissie in de raadplegingsperiode heeft ontvangen van 35 belanghebbenden, in het bijzonder van partijen in de energiesector (zoals ondernemingen die actief zijn in conventionele opwekking, interconnectoren, producenten van hernieuwbare energie en vraagresponsoperatoren, evenals brancheverenigingen en niet-gouvernementele organisaties), Ofgem en National Grid.

3.1. Doelstelling van gemeenschappelijk belang en noodzaak van de maatregel

(126) Hoewel de Commissie in het inleidingsbesluit niet uitdrukkelijk is ingegaan op de kwestie van de gemeenschappelijke doelstelling of die van de noodzaak van de maatregel, hebben sommige belanghebbenden specifiek opmerkingen gemaakt over die kwesties. De meesten van hen zijn positief over de doelstelling en de noodzaak van de maatregel. Sommigen zijn het simpelweg eens met de voorlopige conclusie van de Commissie in het inleidingsbesluit, terwijl anderen: a) verwijzen naar onderzoek door ENTSB-E, de Britse regering, National Grid en derden waaruit blijkt dat zonder de capaciteitsmarkt de betrouwbaarheidsnorm van het VK zou worden geschonden; b) opmerken dat de capaciteitsmarkt ook in het licht van recente ontwikkelingen op de energiemarkt (bv. invoering van slimme meters) nodig blijft, of c) toelichten dat de capaciteitsmarkt een belangrijk signaal afgeeft dat gunstig is voor investeringen in nieuwe capaciteit en het onderhoud van bestaande capaciteit.

(127) Ten aanzien van de rol en mogelijkheden van vraagrespons hebben sommige belanghebbenden gewezen op het groeiend aandeel van vraagrespons op de veilingen als bewijs dat de capaciteitsmarkt goed is opgezet en er geen belemmeringen zijn voor vraagrespons. Daarnaast hebben diverse belanghebbenden de positieve rol van de TV’s in het stimuleren van de groei van vraagrespons benadrukt, temeer omdat zij hogere clearingprijzen noteerden en niet openstonden voor andere capaciteitsaanbieders.

(128) Andere belanghebbenden hebben vraagtekens gezet bij de noodzaak van de capaciteitsmarkt, omdat zij betogen dat: a) er sprake zou zijn van overaanbod op de markt van het VK. In de opmerkingen wordt gewezen op de behoudende benadering die National Grid volgt in zijn prognoses van vraag en aanbod, de grote capaciteitsmarges voor de winter van 2018/2019, de geringe LOLE, de garanties van het VK voor de voorzieningszekerheid in die winter, de lage clearingprijzen en de sterke groei van interconnectie; b) de reguliere elektriciteitsmarkt meer garantie biedt op toereikende opwekking, met name na hervormingen in het VK zoals de invoering van de slimme meter, cash-outhervormingen en halfuurmeting. Eén belanghebbende noemde de Australische reguliere elektriciteitsmarkt als voorbeeld van een markt waar de volatiliteit van de groothandelsprijs duidelijke signalen afgeeft om te investeren in vraagrespons; c) de capaciteitsmarkt het probleem van het “ontbrekende geld” in stand houdt door de op schaarste gebaseerde prijzen te drukken, wat nodig is om investeringen in vraagrespons en opslag te stimuleren. In een aantal opmerkingen worden veranderingen in de elektriciteitstarieven na het arrest van het Gerecht aangehaald als bewijs van die prijsdruk; d) de Commissie de mogelijkheden van vraagrespons gedurende een periode van tien jaar grondig moet evalueren, evenals het effect van de capaciteitsmarkt op die mogelijkheden. Onder verwijzing naar studies stellen zij dat i) het bij algemene invoering van slimme meters en andere nuttige apparatuur in principe mogelijk is op een winterse piekdag in 2025 15 GW van de binnenlandse vraag te verplaatsen; ii) industriële afnemers volgens een model van 2012 naar schatting 4 tot 5 GW vraagresponscapaciteit leveren; terwijl iii) het potentieel voor vraagrespons van alle niet-huishoudelijke en niet-industriële gebouwen voor 2012 werd geschat op 1,2 tot 4,4 GW op een winterse piekdag; iv) in 2050 vraagresponscapaciteit tot 1 GW beschikbaar zou kunnen zijn in Londen. Verder is volgens hen de deelname van vraagrespons aan de capaciteitsveilingen laag, met een aandeel van 1,37 % in de totale geveilde capaciteit. Tot slot bekritiseren sommige belanghebbenden het feit dat TV’s onvoldoende zijn om vraagrespons te bevorderen, omdat vraagresponsoperatoren met een op een reguliere veiling aangegane overeenkomst zijn uitgesloten en omdat de tweede TV beperkt was tot turn-down vraagrespons en bijgevolg niet volstond om dit soort vraagrespons op de lange termijn te bevorderen. Verder betreuren zij het dat het VK de TV’s niet met nog eens twee jaar heeft verlengd.

3.2. Geschiktheid van de maatregel

3.2.1. Keuze van instrument

(129) Eén belanghebbende stelt dat de capaciteitsmarkt in een aantal opzichten waarschijnlijk strijdig is met Verordening (EU) 2019/943, omdat i) het VK de meeste hervormingen van de energiemarkt ter vermijding van een capaciteitsmarkt al zal hebben doorgevoerd, en ii) bij aanhoudende twijfels over de restcapaciteit een strategische reserve de voorkeur heeft.

3.2.2. Vergoeding louter en alleen voor het beschikbaar hebben van capaciteit

(130) Sommige belanghebbenden menen dat de bestaande regelingen voor kennisgeving voorafgaand aan stressgebeurtenissen (d.w.z. een waarschuwing vier uur vooraf, met vaststelling achteraf van de tijd en ernst van de gebeurtenis) nadelig zijn voor decentrale activa, waaronder vraagrespons. Zij stellen voor dat het VK de invoering van een dispatchingmechanisme of meer waarschuwingen voorafgaand aan een stressgebeurtenis onderzoekt.

(131) Door enkele belanghebbenden is aangegeven dat de huidige sanctieregeling mogelijk niet sterk genoeg is om te bereiken dat capaciteitsaanbieders doeltreffend reageren tijdens systeemstressgebeurtenissen.

(132) Sommige belanghebbenden menen dat een definitie van stressgebeurtenissen volgens een op “geleverde energie” gebaseerd model in strijd is met punt 225 van de richtsnoeren, en zodanige manipulatie van verlagingsfactoren in de hand werkt dat sprake is van discriminatie van koolstofarme (wind- en zonne-) en alternatieve technologieën (zoals opslag).

3.2.3. Openheid van de maatregel voor alle relevante capaciteitsaanbieders

3.2.3.1. Mogelijke discriminatie van vraagresponsoperatoren door de afwezigheid van overeenkomsten voor dekking van capaciteitsincidenten van bepaalde duur

(133) Sommige belanghebbenden stellen dat deelname aan de capaciteitsmarkt voor vraagresponsoperatoren een lastige overweging is, omdat houders van een capaciteitsovereenkomst op ieder moment van de dag moeten kunnen reageren op een stressgebeurtenis, ongeacht de duur ervan. Om die reden zouden er volgens hen overeenkomsten voor dekking van capaciteitsincidenten van bepaalde duur moeten worden aangeboden op de capaciteitsmarkt.

3.2.3.2. Verschillen in de looptijden van de beschikbare overeenkomsten

(134) Op grond van de huidige capaciteitsmarktregels komen de meeste bestaande capaciteitsaanbieders in aanmerking voor een eenjarige overeenkomst. Alleen aanbieders van productiecapaciteit met kapitaaluitgaven boven bepaalde drempels komen in aanmerking voor capaciteitsovereenkomsten met een langere looptijd tot 15 jaar.

(135) Om uitsluiting van vraagresponsoperatoren van overeenkomsten met een langere looptijd te rechtvaardigen, is door veel belanghebbenden gewezen op i) de geringe kapitaaluitgaven van vraagresponsoperatoren (49), ii) hun voorkeur voor kortetermijnovereenkomsten met het oog op de volatiliteit van hun portefeuilles en iii) de behoefte aan langerlopende overeenkomsten voor te renoveren of nieuwe centrales ter voorkoming van hogere biedingen op de veilingen, hogere steunniveaus en uitzonderlijke winsten voor bestaande capaciteit. Verder geven enkele belanghebbenden aan dat vraagresponsoperatoren die gebruikmaken van productie achter de meter, alsnog voor een langerlopende overeenkomst in aanmerking kunnen komen, als zij voldoen aan de kapitaaluitgavendrempel en op de veiling inschrijven als producent.

(136) Sommige belanghebbenden stellen voor i) de looptijd voor alle capaciteiten te beperken tot één jaar, of ii) alleen overeenkomsten voor minder dan vijf jaar toe te staan, maar niet op grond van kapitaaluitgaven, waarin geen rekening wordt gehouden met alle financiële kosten van vraagrespons (zoals operationele kosten), of iii) vraagresponsoperatoren in aanmerking te laten komen voor overeenkomsten van drie tot vijf jaar. Andere partijen stellen voor de regeling met drempels voor de kapitaaluitgaven te behouden, maar iedere technologie die aan die drempels voldoet (d.w.z. ook die gebruikt door vraagresponsoperatoren) in aanmerking te laten komen voor langerlopende overeenkomsten, en de drempels periodiek te herzien of zelfs verschillende drempels in t