Beschluss (EU) 2020/348 der Kommission vom 24. Oktober 2019 über die Staatliche Beihilfe SA.35980-2019/C Vereinigtes Königreich — Strommarktreform: Kapazitätsmechanismus (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2019) 7610) (Text von Bedeutung für den EWR)

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ihrer Komponenten zertifiziert sind). (289) Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass die Mindestbeteiligungsschwelle von 2 MW, einschließlich der damit verbundenen Bietungsgarantie, in der Praxis bisher kein Hindernis für den Eintritt neuer Laststeuerungsbetreiber in den Kapazitätsmarkt darstellt. Wie das Vereinigte Königreich erklärte (siehe Erwägungsgrund 193), ändert sich die Marktrealität und es könnte in Zukunft einige Betreiber von Laststeuerung mit einer Kapazität weniger als 2 MW geben, die es vorziehen würden, ohne Aggregation an den Kapazitätsmarktauktionen teilzunehmen. Daher begrüßt die Kommission die Zusage des Vereinigten Königreichs, wie in Erwägungsgrund 193 beschrieben, die in den Erwägungsgründen 30 und 31 beschriebene Mindestbeteiligung am Kapazitätsmarkt für alle Auktionen, für die das Präqualifikationsverfahren ab Januar 2020 beginnt, auf 1 MW zu reduzieren, sowie die Zusage des Vereinigten Königreichs, wie in Erwägungsgrund 193 beschrieben, diesen Schwellenwert im Oktober 2021 erneut zu prüfen, um zu untersuchen, ob eine weitere Senkung möglich ist. 6.2.3.5. Offenheit der Maßnahme für erneuerbare Energiequellen und neue Technologien (290) In Randnummer (226) der Leitlinien heißt es, dass eine Maßnahme Betreibern, die substituierbare Technologien nutzen, offenstehen sollte. Erneuerbare Energiequellen können dazu beitragen, das Problem der Angemessenheit der Stromerzeugung anzugehen. Daher lehnt die Kommission den von einem Beteiligten geäußerten Vorschlag ab, diese Technologien nicht in den Kapazitätsmarkt aufzunehmen (siehe Erwägungsgrund 147). Wie in Abschnitt 2.3 erläutert, werden De-Rating-Faktoren verwendet, um das Risiko zu mindern, dass bei einer hohen Systembelastung ein Teil oder die gesamte Kapazität nicht als Reserve zur Verfügung steht. Die Methodik zur Bestimmung der De-Rating-Faktoren für Wind- und Sonnenenergie wurde von einem Gremium technischer Sachverständiger (69) gebilligt und führt zu Faktoren, die denen anderer Kapazitätsmärkte in der EU entsprechen (70). Daher ist die Kommission anders als einige Beteiligte (siehe Erwägungsgrund 146) der Auffassung, dass die De-Rating-Faktoren geeignet sind. (291) Obwohl die Kommission diese Frage im Einleitungsbeschluss nicht ausdrücklich angesprochen hat, bringen einige Beteiligte vor, dass der Ausschluss nicht subventionierter Technologien von der Teilnahme am Kapazitätsmarkt nicht mit den Leitlinien vereinbar gewesen sei. Wie in Erwägungsgrund 146 erwähnt, erklärte ein Beteiligter, dass sein nicht subventionierter Windpark 2017 nicht zur T-4-Auktion zugelassen worden sei, während für die abgesagte T-4-Auktion 2018 (für das Lieferjahr 2022/2023) keine Möglichkeit zur Präqualifikation bestanden habe. (292) Die Kommission ist der Ansicht, dass die in den Erwägungsgründen 32 und 33 beschriebenen Regeln geeignet sind, die Kumulierung staatlicher Beihilfen zu vermeiden. Dennoch sollten sie nicht zum Ausschluss von Kapazitätsanbietern führen, die keine solchen Beihilfen erhalten. Die Kommission nimmt die in Erwägungsgrund 195 genannten Argumente des Vereinigten Königreichs zur Kenntnis und erkennt an, dass das Vereinigte Königreich rasch tätig geworden ist. Die Kommission begrüßt das Inkrafttreten der neuen Kapazitätsmarktregeln im Juni 2019, die, wie in Erwägungsgrund 196 beschriebenen, die Beteiligung von Wind- und Fotovoltaiktechnologien am Kapazitätsmarkt ermöglichen. Diese Regeln gelten ab den für Januar 2020 geplanten T-1-, T-3- und T-4-Auktionen. Sie ermöglichen somit dem in Erwägungsgrund 291 genannten Betreiber des Windparks die Teilnahme an der bevorstehenden T-3-Auktion (Lieferjahr 2022/2023). Gleichzeitig stellt die Kommission fest, dass es nur einen Fall gibt, in dem ein Anbieter an keiner der Auktionen teilnehmen konnte, nämlich ein Windpark, der an der 2017 veranstalteten T-4-Auktion teilnehmen wollte, was aber nur einen vernachlässigbaren Einfluss auf den gesamten Kapazitätsmarkt hatte. (293) Die Investitionskosten für bestimmte Technologien sind in den letzten Jahren drastisch gesunken, sodass sie möglicherweise keine Unterstützung durch die in Erwägungsgrund 32 beschriebenen Maßnahmen mehr benötigen. Um daher künftig den Ausschluss von Kapazitätsanbietern zu vermeiden, die keine solche Beihilfe erhalten, wie in der in Erwägungsgrund 291 beschriebenen Situation, begrüßt die Kommission die in Erwägungsgrund 197 beschriebene Zusage des Vereinigten Königreichs, alle erforderlichen Regeln (z. B., aber nicht nur, De-Rating-Faktoren) zu entwickeln, um die wirksame Beteiligung aller neuen Kapazitätsarten, die wirksam zur Lösung des Problems einer angemessenen Stromerzeugung beitragen können, sicherzustellen, sobald diese Kapazitäten das Potenzial haben, zur Lösung des Problems der angemessenen Stromerzeugung beizutragen. 6.2.3.6. Beteiligung von Verbindungskapazität (294) In Randnummer (226) der Leitlinien heißt es, dass bei einer Maßnahme auch berücksichtigt werden sollte, in welchem Umfang Verbindungskapazitäten genutzt werden könnten, um ein etwaiges Kapazitätsproblem zu beheben. (295) Im Einleitungsbeschluss erklärte die Kommission, dass das Vereinigte Königreich 2014 den Nachweis erbracht hat, dass es zu diesem Zeitpunkt nicht möglich war, ausländische Kapazitäten in den Kapazitätsmarkt aufzunehmen, ohne zusätzliche grenzüberschreitende Vereinbarungen zu verabschieden. Die Kommission ist sich bewusst, wie komplex es zu diesem Zeitpunkt war, die grenzüberschreitende Teilnahme am Kapazitätsmarkt wirksam zuzulassen. Stattdessen ermöglichte das Vereinigte Königreich Betreibern von Verbindungsleitungen ab der zweiten Auktion im Jahr 2015 direkt am Kapazitätsmarkt teilzunehmen. Die Kommission hatte jedoch Zweifel, ob die grenzüberschreitende Beteiligung am Kapazitätsmarkt in Zukunft auf Verbindungsleitungen beschränkt bleiben sollte. (296) Nach Artikel 26 der Verordnung (EU) 2019/943, die ab dem 1. Januar 2020 in Kraft tritt, müssen Kapazitätsmechanismen für eine direkte grenzüberschreitende Beteiligung von Kapazitätsanbietern mit Sitz in einem anderen Mitgliedstaat offen sein. In diesem Zusammenhang begrüßt die Kommission die in Erwägungsgrund 200 beschriebene Zusage des Vereinigten Königreichs: a) sich darum zu bemühen, die direkte Teilnahme ausländischer Kapazitäten an Auktionen, für die das Präqualifikationsverfahren ab Januar 2020 beginnt, umzusetzen, unter der Voraussetzung, dass Kooperationsvereinbarungen mit den Übertragungsnetzbetreibern in den Nachbarländern geschlossen werden, in denen sich die beteiligten Kapazitäten befindenund b) auf jeden Fall die direkte Teilnahme ausländischer Kapazitäten an allen Auktionen zu gestatten, für die das Präqualifikationsverfahren beginnt, nachdem die in Artikel 26 Absatz 11 der Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt genannten Methoden, gemeinsamen Regeln und Bestimmungen durch die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) genehmigt und gemäß Artikel 27 der oben genannten Verordnung auf der Website der Behörde veröffentlicht wurden und anwendbar geworden sind. (297) In Bezug auf die Stellungnahmen einiger Beteiligten zum Vergütungssystem mit Ober- und Untergrenze für Verbindungsleitungen (siehe Erwägungsgrund 149) vertritt die Kommission die Auffassung, dass diese Situation sich von den in den Erwägungsgründen 32 und 33 beschriebenen Situationen hinsichtlich der Kumulierung von Beihilfen unterscheidet. Wie vom Vereinigten Königreich in Erwägungsgrund 201 dargelegt, werden etwaige Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt berücksichtigt, bevor die Einnahmen der Verbindungsleitungen in Bezug auf die Ober- und Untergrenze bewertet werden. Ein Betreiber von Verbindungsleitungen würde daher eine Zahlung auf der Basis der Untergrenze nur erhalten, wenn der Gesamteinnahmen (einschließlich der Kapazitätsmarkteinnahmen) unter der Untergrenze liegen, während der Netzbetreiber bei Einnahmen über der Obergrenze an den Verbraucher zurückzahlen müsse. Daher unterscheidet sich das Vergütungssystem mit Ober- und Untergrenze von einer Stützungsmaßnahme, die eine Kumulierung von Beihilfen implizieren würde. Die Kommission ist daher nicht der Ansicht, dass Verbindungsleitungen auf dieser Grundlage von der Teilnahme am Kapazitätsmarkt hätten ausgeschlossen werden müssen. (298) Was die Stellungnahme des Beteiligten zum Ausschluss von Verbindungsleitungen aus der Anfang 2018 für das Lieferjahr 2018/2019 abgehaltenen T-1-Auktion betrifft (siehe Erwägungsgrund 150), nimmt die Kommission die Argumente des Vereinigten Königreichs in Erwägungsgrund 202 zur Kenntnis. Wie in den Erwägungsgründen 143 und 144 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, erkennt die Kommission insbesondere an, dass das Vereinigte Königreich seine Schätzung des Beitrags der Verbindungleitungen bei hoher Systembelastung aufgrund der Empfehlung des Gremiums technischer Sachverständiger nach oben korrigiert hat und Erwägungsgrund 124 des Beschlusses von 2014 respektiert. Ihr Nettobeitrag stieg von 0 GW auf 2,1 GW für das Lieferjahr 2018/2019 (siehe Erwägungsgrund 36). Daher hat das Vereinigte Königreich die Höhe der in dieser T-1-Auktion zu versteigernden Kapazität nach unten korrigiert. Um Betreibern von Verbindungsleitungen die Teilnahme an dieser T-1-Auktion zu ermöglichen, wäre jedoch eine Erhöhung des zu versteigernden Kapazitätsvolumens über die Markterwartungen aufgrund der Voraussetzungen der T-4-Auktion von 2014 hinaus erforderlich gewesen. (299) Was die auf Verbindungsleitungen angewendeten De-Rating-Faktoren betrifft, so ist die Kommission der Ansicht, dass die auf einzelnen Netzbetreibern basierende Methodik nicht diskriminierend ist. Wie das Vereinigte Königreich in Erwägungsgrund 202 erläutert, ist dieser besondere Ansatz für Verbindungsleitungen gerechtfertigt, um dem erheblichen Grad an Vielfalt der Verbindungsleitungen und der verbundenen Märkte Rechnung zu tragen. Diese Vielfalt erfordert, dass National Grid für jedes Verbundland eine modellierte Spanne von De-Rating-Faktoren verwendet (unter Verwendung einer europaweiten stochastischen Modellierungsmethode). Darüber hinaus prüft das Gremium technischer Sachverständiger unabhängig, ob die De-Rating-Faktoren geeignet sind. 6.2.4. Schlussfolgerung zur Geeignetheit der Maßnahme (300) Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass der Kapazitätsmarkt die in Abschnitt 3.9.3 der Leitlinien dargelegten Bestimmungen erfüllt. 6.3. Anreizeffekt (301) Die Kommission hat geprüft, ob die Maßnahme einen Anreizeffekt hat, wie in Abschnitt 3.9.4 der Leitlinien gefordert, in dem auf die in Abschnitt 3.2.4 der Leitlinien festgelegten Bedingungen verwiesen wird. Ein Anreizeffekt liegt vor, wenn die Beihilfe den Begünstigten dazu veranlasst, sein Verhalten zu ändern, um das Funktionieren eines sicheren, erschwinglichen und nachhaltigen Energiemarkts zu verbessern, und die Verhaltensänderung nicht ohne die Beihilfe erfolgen würde. (302) In seiner Anmeldung von 2014 reichte das Vereinigte Königreich Schätzungen ein, aus denen hervorgeht, dass die Angemessenheit der Stromerzeugung, wie in Erwägungsgrund 100 und Abbildung 4 dargestellt, in einem kontrafaktischen Szenario ohne die Maßnahme bis 2018/2019 ein kritisches Niveau erreicht hätte. Mit anderen Worten, ohne die Maßnahme hätten die Kapazitätsanbieter nicht die erforderliche Kapazität bereitgestellt, um den vom Vereinigten Königreich festgelegten Zuverlässigkeitsstandard zu erfüllen und die bei hoher Systembelastung nötige Energie zu liefern. Wie in Erwägungsgrund 126 Buchstabe c dargelegt, bekräftigten einige Beteiligte die Bedeutung des Kapazitätsmarktes für die Förderung von Investitionen in neue Kapazitäten und die Aufrechterhaltung bestehender Kapazitäten. (303) Ohne den Kapazitätsmarkt würde die erwartete Spanne der Lastunterdeckungserwartung in allen Jahren bis 2030 gegen den 3-Stunden-Zuverlässigkeitsstandard verstoßen. Daher bliebe das Problem einer angemessenen Stromerzeugung ohne den Kapazitätsmarkt bestehen. (304) Das Ziel der Maßnahme besteht in diesem Fall darin, die Versorgungssicherheit durch die Bereitstellung ausreichender Kapazitäten zu gewährleisten. Wie in Erwägungsgründen 302 und 303 dargelegt, gäbe es ohne den Kapazitätsmarkt keine ausreichende Kapazität zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit, da ein erheblicher Teil der Stromerzeugungsanlagen voraussichtlich nicht genügend Einnahmen aus dem Energy-Only-Markt erzielen würde, um ihre Kosten zu decken. (305) Die Maßnahme hat daher einen Anreiz für die bestehenden Kapazitäten, auf dem Markt zu bleiben und in Zeiten knapper Ressourcen verfügbar zu sein, sowie für neue Kapazitäten, in den Markt einzutreten. Die Maßnahme schafft Anreize für neue und bestehende Marktteilnehmer, auf diese Weise einen Beitrag zum Ziel der Versorgungssicherheit zu leisten. (306) Schließlich wird die Beihilfe gemäß Randnummer (52) der Leitlinien auf der Grundlage einer Ausschreibung gewährt. Das in Abschnitt 2.4 beschriebene Auktionsverfahren ist nicht diskriminierend, steht allen Arten von Kapazitätsanbietern offen und die Beihilfe wird auf der Grundlage des Clearingpreises gewährt. Darüber hinaus reicht die Zahl der Unternehmen aus und das Volumen ist bindend, sodass nicht alle Bieter Beihilfen erhalten (siehe z. B. Tabelle 1 und Tabelle 2). (307) Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass der Kapazitätsmarkt einen Anreizeffekt hat und die in Abschnitt 3.9.4 der Leitlinien dargelegten Bestimmungen erfüllt. 6.4. Verhältnismäßigkeit der Maßnahme (308) Nach Abschnitt 3.9.5 der Leitlinien gilt eine Maßnahme als verhältnismäßig, wenn sie folgende Voraussetzungen erfüllt: i) Die Vergütung sollte so berechnet werden, dass die Beihilfeempfänger eine Rendite erzielen, die als angemessen betrachtet werden kann (eine Maßnahme, die als Ausschreibungsverfahren auf der Grundlage klarer, transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien konzipiert ist, wird als Maßnahme angesehen, die unter normalen Umständen zu angemessenen Renditen führt), ii) die Maßnahme sollte Mechanismen beinhalten, mit denen sichergestellt werden kann, dass keine Zufallsgewinne anfallen, und iii) der Preis für die Verfügbarkeit von Erzeugungskapazität geht automatisch gegen null, wenn davon auszugehen ist, dass die bereitgestellte Kapazität den Kapazitätsbedarf decken kann. (309) In den Abschnitten 6.4.1 und 6.4.2 des vorliegenden Beschlusses wird geprüft, ob der Kapazitätsmarktes die erste Anforderung in Bezug auf die angemessene Rendite erfüllt. (310) Hinsichtlich der zweiten Anforderung spiegelt ein marktweites Kapazitätsmarkt-Design das Ergebnis eines effizienten Energiemarkts wider. Die Auktion folgt dem „Pay-as-clear“-Modell, bei dem erfolgreiche Bieter den Clearingpreis erhalten. Die Zahlung des Clearingpreises ist eines der in der Definition des Begriffs „Ausschreibung“ in Randnummer (43) der Leitlinien ausdrücklich genannten Verfahren und es wird davon ausgegangen, dass sie daher Mechanismen beinhaltet, die nach Randnummer (229) der Leitlinien zu einer angemessenen Rendite führen. Darüber hinaus tragen die folgenden Merkmale im Einklang mit Randnummer (230) der Leitlinien zur Minimierung des Risikos von Zufallsgewinnen bei: eine Gesamtpreisobergrenze von 75 GBP/kW, ein Gebotslimit für Preisnehmer von 25 GBP/kW und eine kurze Vertragslaufzeit für die meisten Kategorien von Kapazitätsanbietern. Das von einer interessierten Partei erwähnte niedrigere Niveau der Kapazitätszahlungen für bestehende Kapazitäten (siehe Randnummer 151) spiegelt nur die Unterschiede im Wert der Angemessenheit für die verschiedenen Jahre wider und stellt keine Zufallsgewinne dar. Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass der britische Kapazitätsmarkt die Voraussetzung für die Vermeidung von Zufallsgewinnen erfüllt. (311) Was die dritte Anforderung betrifft, den in Abschnitt 2.4 des vorliegenden Beschlusses beschriebenen wettbewerbsorientierten Charakter der Auktion, so wird erwartet, dass die Preise gegen null gehen, wenn gemäß Randnummer (231) der Leitlinien ein ausreichendes Angebot zur Deckung des Bedarfs besteht. In der Tat wurde festgestellt, dass das Clearing bei einigen Auktionen zu wesentlich niedrigeren Preisen als erwartet erfolgte, und insbesondere Preise bei der der 2019 veranstalteten T-1-Auktion, als der Clearingpreis 0,77 GBP/kW betrug, sogar gegen null ging (siehe Tabelle 7). 6.4.1. Unterschiede bei den anwendbaren Laufzeiten von Verträgen (312) Ungeachtet der in der Vergangenheit in Abschnitt 6.2.3.2. dargelegten Anscheinszweifel ist die Kommission der Ansicht, dass die Unterschiede bei den anwendbaren Vertragslaufzeiten in der Praxis nicht zu einer Diskriminierung der Laststeuerungsbetreiber geführt haben. Insbesondere ist die Kommission der Ansicht, dass der Ausschluss von Kapazitäten, die keinen Strom erzeugen, vom Zugang zu längerfristigen Verträgen nicht diskriminierend war, da bestehende Erzeugungsanlagen und Laststeuerungsanbieter angesichts ihres geringeren Kapitalkostenbedarfs (der auf einen geringeren Bedarf an Finanzierungssicherung hindeutet) möglicherweise nicht wesentlich von längeren Verträgen profitieren. Die Kommission ist daher der Ansicht, dass mit kürzeren Verträgen keine Wettbewerbsnachteile für bestehende Stromerzeuger und Laststeuerungsanbieter gegenüber neuen Stromerzeugern verbunden waren. Abgesehen davon zeigen die eingegangenen Stellungnahmen, wie in Erwägungsgrund 275 erläutert, mehrere wichtige Elemente, die diese Analyse bestätigen. Daher erfüllt die Maßnahme die in Randnummer (229) der Leitlinien enthaltene Bedingung in Bezug auf Ausschreibungsverfahren, nach der solche Verfahren auf transparenten und nichtdiskriminierenden Kriterien beruhen müssen. Die Kommission stellt fest, dass die Verwendung von CAPEX-Schwellen ausreicht, um sicherzustellen, dass längerfristige Verträge nur für Kapazitäten zugänglich sind, deren Finanzierung möglicherweise schwierig ist. Daher begrüßt die Kommission die Zusage des Vereinigten Königreichs, alle Arten von Kapazitäten (mit Ausnahme von Verbindungsleitungen) für die Präqualifikation zur Abgabe von Geboten für Vereinbarungen mit den verschiedenen verfügbaren Laufzeiten zuzulassen, wenn sie nachweisen können, dass sie Investitionsschwellen erreichen, und diese CAPEX-Schwellen zu überprüfen, um sicherzustellen, dass sie geeignet bleiben (siehe Erwägungsgrund 182). 6.4.2. Ausschluss langfristiger STOR (313) Im Einleitungsbeschluss vertrat die Kommission die Auffassung, dass der Ausschluss langfristiger Anbieter von STOR nicht diskriminierend war. Dieser Punkt wurde trotzdem von den Beteiligten (siehe Erwägungsgründe 153 und 154) und vom Vereinigten Königreich (siehe Erwägungsgründe 204 bis 210) während des förmlichen Prüfverfahrens angesprochen. (314) Was den Ausschluss selbst anbelangt, ist die Kommission der Ansicht, dass das Vereinigte Königreich in der Vergangenheit zu Recht das Risiko von Zufallsgewinnen aus der Beteiligung an langfristigen STOR in Betracht gezogen hat. Auf der Grundlage der zu diesem Zeitpunkt verfügbaren Informationen schien dieses Risiko, wie auch von einem anderen Beteiligten erläutert, bedenkenswert (siehe Erwägungsgrund 153). Darüber hinaus ist die Kommission, wie im Einleitungsbeschluss und wiederum von einem Beteiligten (siehe Erwägungsgrund 153) und dem Vereinigten Königreich (siehe Erwägungsgrund 207) erläutert, der Ansicht, dass die betreffenden Kraftwerke tatsächlich am Kapazitätsmarkt teilnehmen können, sofern sie ihren langfristigen Vertrag mit dem Systembetreiber aufgeben, wenn einen Zuschlag bei der Auktion erhalten. Darüber hinaus nimmt die Kommission die Entscheidung des Vereinigten Königreichs zur Kenntnis, die langfristige STOR-Regelung und das System des Kapazitätsmarkts ohne eine „Rückforderungsklausel“ getrennt zu halten, eine Entscheidung, die derjenigen ähnlich ist, die die von Förderregelungen für erneuerbare Energien profitierenden Kapazitäten vom Kapazitätsmarkt ausschließt. Schließlich nimmt die Kommission zur Kenntnis, dass das Vereinigte Königreich beabsichtigt, den Ausschluss langfristiger Betreiber von STOR unter Berücksichtigung der verfügbaren neuen Marktinformationen erneut zu bewerten (siehe Erwägungsgrund 210): Bei dieser Neubewertung wird weiterhin das Risiko von Zufallsgewinnen berücksichtigt. (315) Was den Ausschluss von vor 2014 in Betrieb genommenen Kraftwerken an der Möglichkeit zum Zugang zu längerfristigen Verträgen angeht, stimmt die Kommission den Argumenten des Vereinigten Königreichs in Erwägungsgrund 206 zu. Insbesondere gab es für Anlagen, die vor der ersten Kapazitätsmarktauktion in Betrieb genommen wurden, keine besonderen Hürden für die Teilhabe am Kapazitätsmarkt (z. B. durch Baufinanzierung) und es bestand daher kein Grund, sie für längerfristige Verträge zuzulassen. 6.4.3. Methode zur Kostendeckung (316) Wie in Erwägungsgrund 187 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, muss die Kommission Randnummer (25) der Leitlinien berücksichtigen, wonach die Vereinbarkeit der Maßnahme ausschließlich auf der Grundlage der in Abschnitt 3.9.5 der Leitlinien festgelegten Kriterien bewertet werden darf. Insbesondere enthält dieser Abschnitt keinen Hinweis auf die Finanzierung von Maßnahmen für eine angemessene Stromerzeugung. Einige Beteiligte (siehe Erwägungsgrund 159) und das Vereinigte Königreich (siehe Erwägungsgrund 211) unterstützen diese Auffassung. Die Kommission kommt zu dem Schluss, dass die Verhältnismäßigkeit des britischen Kapazitätsmarktes, wie in den Erwägungsgründen 308 bis 315 erfolgt, nur aufgrund der Randnummern (228) bis (231) der Leitlinien bewertet werden muss. (317) Auch wenn die Randnummer (27) Buchstabe e und Randnummer (69) der Leitlinien auf die vorliegende Maßnahme anwendbar wären, hält die Kommission die Kostendeckungsmethode für verhältnismäßig. (318) Erstens vereint die Kostendeckungsmethodik, wie von einigen Beteiligten (siehe Erwägungsgrund 156) und vom Vereinigten Königreich (siehe Erwägungsgrund 214) erläutert, das Interesse an der Aufrechterhaltung eines Anreizes zur Nachfragereduzierung mit der Notwendigkeit, die Unsicherheit der Versorger über ihren voraussichtlichen Kostenanteil zu verringern. Eine solche Unsicherheit würde zu einer Risikoprämie führen, die die Versorger an die Verbraucher weitergeben und damit die Stromkosten erhöhen würden. (319) Zweitens kommt die Methodik der Kostendeckung ausschließlich den Laststeuerungsanbietern zugute, nicht den Stromerzeugern (da die Kosten auf der Seite des Verkaufs angesetzt werden). In jedem Fall stellt sie die Spitzennachfrage zusätzlich zu den bereits auf dem britischen Strommarkt bestehenden Anreizen zur Nachfragereduzierung in Rechnung, wenn man sie mit alternativen Methoden wie Pauschalgebühren oder allgemeiner Besteuerung vergleicht (siehe Randnummer 212). Wie vom Vereinigten Königreich erläutert (siehe Erwägungsgrund 215), basiert das Argument, dass die derzeitige Methodik als Laststeuerung nur die verbraucherseitige Erzeugung fördere, auf der Annahme, dass der Zeitraum von 16.00 bis 19.00 Uhr zu lang sei, um Kunden zu überzeugen, in dieser Zeit die Nachfrage regelmäßig zu reduzieren, und so von niedrigeren Kapazitätsmarktgebühren zu profitieren. Es ist jedoch nicht notwendig, die Nachfrage während des gesamten Leistungszeitraums zu reduzieren. Dies würde lediglich bedeuten, dass die Anbieter von Laststeuerung durch Abschalten nicht den vollen Nutzen daraus ziehen würden. (320) Drittens würde, wie von den Beteiligten (siehe Erwägungsgrund 157) und dem Vereinigten Königreich (siehe Erwägung 214) erläutert, die von anderen Beteiligten bevorzugte alternative Triadenmethode (siehe Erwägung 158) nicht unbedingt mit den Zeiten hoher Systembelastung in Einklang stehen und möglicherweise zu ineffizienten Dispatch-Entscheidungen führen. Es besteht daher kein Grund zu der Annahme, dass das vom Vereinigten Königreich angewandte Verfahren zur Kostendeckung weniger verhältnismäßig ist als andere mögliche Fina