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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ffung des Kapazitätsmarktes wird der Minister verpflichtet, eine Abwicklungsstelle einzurichten (Regulation 80 der Electricity Capacity Regulations 2014). Im Rahmen seiner Befugnis setzte der Minister die Elecricity Settlement Company (ESC) ein. (12) Siehe Artikel 40 Absatz 1 der Electricity Capacity Regulations 2014: „Ein Kapazitätsanbieter („C“) ist berechtigt, von der Abwicklungsstelle im Einklang mit dieser Verordnung eine Kapazitätszahlung für jeden Monat eines Lieferjahres („Monat M“) für die kapazitätsgebundenen Kapazitätsmarkteinheiten zu erhalten, für die C der Kapazitätsanbieter im Monat M war.“ (13) Die Electricity Settlement Company (ESC) wurde im März 2014 als Kapitalgesellschaft gegründet und befindet sich zu 100 % im Besitz des Ministers, der in seiner Eigenschaft als alleiniger Anteilseigner handelt. Die Gründungsbescheinigung der ESC und ihre statuarischen Dokumente einschließlich ihrer Satzung sind unter folgendem Link öffentlich zugänglich: https://beta.companieshouse.gov.uk/company/08961281/filing-history?page=2 (14) Als alleiniger Anteilseigner des ESC übt der Minister eine Reihe von Kontrollbefugnissen durch Handlungen aus, die den Gesellschaftern vorbehalten sind, z. B. die qualifizierte Beschlussfassung. Darüber hinaus kann der Minister erforderlichenfalls die Art und Weise, in der die Abwicklungsstelle ihre Funktionen in Bezug auf den Kapazitätsmarkt wahrnimmt, ändern, indem er von seinen im Energiegesetz von 2013 verankerten Befugnissen zur Änderung der Vorschriften für die Abwicklungsstelle Gebrauch macht. Die Inanspruchnahme dieser Normsetzungsbefugnisse unterliegt der Zustimmung des Parlaments. Unter schwerwiegenden Umständen kann der Minister die Ernennung des Vorsitzenden des Verwaltungsrats des ESC einseitig aufheben, und Regulation 80 der Electricity Capacity Regulations 2014 sieht vor, dass der Minister die Einsetzung der Abwicklungsstelle beenden kann. (15) Die T-1- und T-4-Auktionen wurden aufgrund des Urteils des Gerichts in der Rechtssache T-793/14 ausgesetzt. Die als „bei der Auktion angebotene“ ausgewiesene Kapazität ist das Kapazitätsvolumen, das ursprünglich für diese künftigen Auktionen präqualifiziert war (ein Teil der Kapazitäten können schon vor der Auktion ausfallen), siehe Verweis auf „ausgesetzt“ im Text. (16) Die herabgestufte Kapazität wird bestimmt durch einen De-Rating-Faktor, der auf die im Rahmen einer Kapazitätsauktion angebotenen Kapazität einer Kapazitätsmarkteinheit angewandt wird. Alle Kapazitäten, die auf dem Kapazitätsmarkt angeboten werden, müssen „herabgestuft“ werden, um das Risiko zu mindern, dass einige oder alle von ihnen nicht bereit sind, auf eine hohe Systembelastung zu reagieren. Auch bei Verbindungsleitungen werden die De-Rating-Faktoren individuell für jede Verbindungsleitung vom Minister festgelegt, und zwar auf der Grundlage einer Bewertung der technischen Zuverlässigkeit und einer Analyse der zu erwartenden Länderströme bei hoher Systembelastung. (17) Eine Verpflichtung zur Bereitstellung von Kapazitäten (d. h. das Risiko einer Strafzahlung) im Rahmen des Kapazitätsmarktes kann für ein ausländisches Kraftwerk selbst unter seinen Grenzkosten einen Anreiz bieten, Strom im Vereinigten Königreich und nicht auf seinem nationalen Markt zu verkaufen. Dies steht im Widerspruch zur Merit-Order, in der die Marktteilnehmer ihren Strom ausschließlich auf der Grundlage der Grenzkosten verkaufen. (18) Zertifizierte Laststeuerer unterscheiden sich von nicht zertifizierten dadurch, dass ihre Kapazität durch ein Laststeuerungs-Prüfzertifikat nachgewiesen wurde, das vom Netzbetreiber (National Grid) für die Laststeuerungseinheit ausgestellt wird. (19) Electricity Generation Model — 2013 Update of Non-renewable Technologies. April 2013. Erstellt von Parsons Brinckkerhoff für das Ministerium für Energie und Klimawandel. PIMS Nr.: 3512649A (20) Siehe Erwägungsgründe 70 und 71. (21) Darüber hinaus führte das Vereinigte Königreich im Januar 2017 eine zusätzliche Kapazitätsauktion ein, um Kapazitäten für eine Einspeisung vom 1. Oktober 2017 bis 30. September 2018 zu erwerben. Diese zusätzliche Auktion wurde mit dem Beschluss C(2016) 7757 final der Kommission über die Staatliche Beihilfe SA.44475 (2016/N) genehmigt. (22) Nach Vertragsbeendigungen belief sich die Kapazität im Februar 2018 auf 47,53 GW. (23) Der hohe Anteil der bestehenden Kapazitäten, die als Preismacher an der T-1-Auktion teilnehmen, ist wahrscheinlich darauf zurückzuführen, dass ein Großteil dieser bestehenden Kapazität aus der ältesten, am Rande ihrer Existenz produzierenden Anlage stammt, die sich bei den T-4-Auktionen nicht verpflichten konnte, den Betrieb auch noch in dem weit entfernten Lieferjahr aufrechterhalten zu können. (24) Kapazitätsvereinbarungen für bestehende Erzeugungskapazitäten. Nach der Präqualifikation wurden die Erzeuger von 6 803 MW (72 %) als Preisnehmer bezeichnet. (25) Eine Besitzstandsklausel ist eine Bestimmung, in der eine alte Regelung weiterhin für einige bestehende Situationen gilt, auch wenn für alle künftigen Fälle eine neue Vorschrift gilt. (26) https://www.ofgem.gov.uk/electricity/wholesale-market/market-efficiency-review-and-reform/electricity-market-reform/capacity-market-cm-rules (27) Die Kapazitätsmarktregister werden regelmäßig aktualisiert, um den Kapazitäten Rechnung zu tragen, die keiner Vereinbarung mehr unterliegen. Die hier dargestellte Summe entspricht dem in der Auktion gebundenen Betrag. Sie wurde nicht an die Kapazitäten angepasst, deren Produktion seit der Auktion eingestellt wurde und die nicht mehr für Kapazitätszahlungen infrage kommen. Die Werte sind nicht inflationsbereinigt. (28) Diese Zahlen entstammen dem Digest of United Kingdom Energy Statistics 2018 https://www.gov.uk/government/statistics/digest-of-uk-energy-statistics-dukes-2018-main-report. (29) http://fes.nationalgrid.com/ (30) Cramton und Stoft (2006): „The Convergence of Market Designs for Adequate Generating Capacity“; Joskow (2006): „Competitive Energy Markets and Investment in New Generating Capacity“; Cramton, Ockenfels und Stoft (2013): „Capacity Market Fundamentals“ (31) London Economics, The Value of Lost Load (VoLL) for Electricity in Great Britain (2013). (32) Die Anzahl der von den großen Energieversorgungsunternehmen betriebenen intelligenten Stromzähler für Privatkunden stieg vom 2. Quartal 2014 bis zum 3. Quartal 2018 um den Faktor 26. Die Zahl der von den großen Energieversorgern betriebenen fortschrittlichen und intelligenten Stromzähler an kleineren gewerblichen Standorten ist zwischen dem 2. Quartal 2014 und dem 3. Quartal 2018 um 12 % gestiegen. Im 3. Quartal 2018 machten jedoch intelligente Zähler und im Smart-Mode betriebene Zähler weniger als 30 % der von den großen Energieversorgern betriebenen privaten Stromzähler aus. Quelle: https://www.gov.uk/government/statistics/statistical-release-and-data-smart-meters-great-britain-quarter-3-2018 (33) Im Dezember 2018 existierte nur ein Tarif für dynamische Nutzungszeiten, der im Februar 2018 von Octopus Energy eingeführt wurde; er ermöglicht den Verbrauchern eine halbstündliche Preisaktualisierung, die die tatsächlichen Kosten auf der Großhandelsebene widerspiegelt. (34) https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/633442/upgrading-our-energy-system-july-2017.pdf (35) https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/electricity-balancing-scr-launch-statement (36) https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/electricity-balancing-significant-code-review-final-policy-decision (37) Unter Verwendung der Unterbrechungswahrscheinlichkeit (Loss of Load Probability (LOLP)) und des Wertes der Verlorenen Last (VoLL). (38) https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/review-first-phase-electricity-balancing-significant-code-review (39) Zu beachten ist jedoch, dass die Cash-out-Reform die kurzfristigen Preissignale für die Versorgung deutlich verbessert und daher auch verbesserte Signale für Investitionen in flexible Kapazitäten liefern wird. (40) Im Rahmen der derzeitigen Ausgleichsmechanismen, bei der Zahlungen aufgrund des Angebots erfolgen, können die Beteiligten nur dann Knappheitsrenten erzielen, wenn sie erfolgreich Energie zu diesem Preis vor dem Marktschluss anbieten (in diesem Fall riskieren sie, nicht zum Zuge zu kommen, wenn keine hohe Systembelastung eintritt) oder wenn ihre Bilanz nicht ausgeglichen ist (in diesem Fall riskieren sie, dass der Preis unter ihren kurzfristigen Grenzkosten liegt, wenn keine hohe Systembelastung eintritt). Es wäre notwendig, dass der Ausgleichsmechanismus zu einem clearingpreisgebundenen Markt wird, in dem alle Erzeuger den Referenzpreis erhalten, damit sich ein liquider Markt für Optionen, die gegen den Ausgleichsmarktpreis gehandelt werden, entwickelt. (41) Bei diesen Zahlen wird davon ausgegangen, dass die Stromerzeugungskapazität des Vereinigten Königreichs konstant bei 81,3 GW liegt. (42) https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/integrated-transmission-planning-and-regulation-itpr-project-final-conclusions (43) Siehe Artikel 21 Absatz 8 der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54). (44) Als Datum der Umsetzung gilt mit der ersten Auktion im Rahmen des Kapazitätsmarktes der 16. Dezember 2014. (45) Siehe Urteil des Gerichtshofs vom 12. Februar 2008, CELF/SIDE, C-199/06, ECLI:EU:C:2008:79‚ Rn. 61 und 64. (46) Bekanntmachung der Kommission über die zur Beurteilung unrechtmäßiger staatlicher Beihilfen anzuwendenden Regeln (ABl. C 119 vom 22.5.2002, S. 22). (47) ABl. C 200 vom 28.6.2014, S. 1. (48) Urteil des Gerichtshofs vom 3. Juli 1986, Rat/Parlament, 34/86, ECLI:EU:C:1986:291, Rn. 47, Urteil des Gerichtshofs vom 12. November 1998, Spanien/Kommission, C-415/96, ECLI:EU:C1998:553, Rn. 31 und Urteil des Gerichtshofs vom 3. Oktober 2000, Industrie des poudres sphériques/Rat, C-458/98 P, ECLI:EU:C:2000:531, Rn. 82. (49) Die in den Stellungnahmen enthaltenen Schätzungen der CAPEX für Laststeuerungsanbieter sind sehr niedrig („nahe null“, „mehrere Tausend GBP oder weniger als 5 GBP/kW“, „durchschnittliche Kosten von 0,15/kW“ bei den Übergangsauktionen). (50) Verordnung (EU) 2015/1589 des Rates vom 13. Juli 2015 über besondere Vorschriften für die Anwendung von Artikel 108 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (ABl. L 248 vom 24.9.2015, S. 9). (51) Ofgem stellt in seinem Bericht zum Zustand des Energiemarkts 2018 (State of the Energy Market 2018) Folgendes fest: „Die Prognosen von National Grid zum Übertragungsbedarf lagen seit 2011 um durchschnittlich rund 1,5 GW über dem tatsächlichen Bedarf. Obwohl es für den Netzbetreiber vernünftig erscheinen kann, bei der Nachfrageprognose einem konservativen Ansatz zu folgen, muss dies gegen die Kosten für die Beschaffung zusätzlicher Kapazitäten abgewogen werden. Im vergangenen Jahr hat National Grid eine Reihe von Änderungen an seinem Nachfrageschätzungsverfahren vorgenommen, die insgesamt zu einem Rückgang der seiner Auffassung nach zugrunde liegenden Nachfrage führten.“ (52) Letzteres ist bekannt als „Dammbruch-Problem“. (53) Final Report of the Sector Inquiry on Capacity Mechanisms, SWD(2016) 385 final. (54) Trans-European Replacement Reserve Exchange (TERRE) — ein europaweiter Markt für Ausgleichsenergie, der voraussichtlich Ende 2019 in Kraft tritt (55) Urteil des Gerichtshofs vom 22. März 1977, Steinike & Weinlig/Bundesrepublik Deutschland, C-76/78, ECLI:EU:C:1977:52, Rn. 21, Urteil des Gerichtshofs vom 13. März 2001, PreussenElektra AG/Schleswag AG, C-379/98, ECLI:EU:C2001:160, Rn. 58, Urteil des Gerichtshofs vom 15. Mai 2019, Achema AB/VKEKK, C-706/17,ECLI:EU:C:2019:407, Rn. 47 ff. (56) Urteil des Gerichtshofs vom 11. Juli 1996, SFEI u. a./Kommission, C-39/94, ECLI:EU:C:1996:285, Rn. 60; Urteil des Gerichtshofs vom 29. April 1999, Spanien/Kommission, C-342/96, ECLI:EU:C:1999:210, Rn. 41. (57) Siehe insbesondere Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15), Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 55), Verordnung (EU) 2019/943 und Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 125). (58) Siehe Urteil des Gerichtshofs vom 12. Februar 2008, CELF/SIDE, C-199/06, ECLI:EU:C:2008:79‚ Rn. 61 und 64. (59) ABl. C 200 vom 28.6.2014, S. 1. (60) Bekanntmachung der Kommission über die zur Beurteilung unrechtmäßiger staatlicher Beihilfen anzuwendenden Regeln (ABl. C 119 vom 22.5.2002, S. 22). (61) Urteil des Gerichtshofs vom 3. Juli 1986, Rat/Parlament, 34/86, ECLI:EU:C:1986:291, Rn. 47, Urteil des Gerichtshofs vom 12. November 1998, Spanien/Kommission, C-415/96, ECLI:EU:C1998:553, Rn. 31 und Urteil des Gerichtshofs vom 3. Oktober 2000, Industrie des poudres sphériques/Rat, C-458/98 P, ECLI:EU:C:2000:531, Rn. 82. (62) ENTSO (Strom) (2014), „Scenario Outlook and Adequacy Forecast 2014–2030“, 2. Juni 2014 (63) https://www.entsoe.eu/outlooks/midterm/ (64) Nach Angaben des Vereinigten Königreichs erhielten Betreiber von neuen Dieselgeneratoren mit mehr als 500 MW Leistung 2015 Kapazitätsvereinbarungen (hauptsächlich kleine Anlagen für Spitzenzeiten, mit insgesamt 36 Kapazitätsmarkteinheiten). Dieses Volumen ging in der der Auktion von 2017 auf nur 5 MW (1 Kapazitätseinheit) zurück. Das Vereinigte Königreich berichtet, dass die Stromerzeugung aus bestehenden Dieselgeneratoren in der T-4-Auktion von 2019 voraussichtlich deutlich zurückgehen würde, da im Januar 2024 die Emissionskontrollen für bestehende Anlagen in Kraft treten (für Anlagen zwischen 5 und 50 MW). (65) In Ofgems „State of the Energy Market Report“ von 2019 heißt es: „Der Kapazitätsmarkt hat dazu beigetragen, höhere Tagesmargen für den Winter 2018/19 als in den Vorjahren zu erreichen, und er hat durch die Erhöhung der Systemkapazität die Preise für die Cash-Out-Preise weiterhin gesenkt und stabilisiert“. In ihrem in Erwägungsgrund 21 erwähnten Abschlussbericht schreibt Ofgem außerdem: „Im ersten vollen Betriebsjahr des Kapazitätsmarktes (2017/18) gab es höhere tägliche Winterkapazitätsmargen als im Winter 2016/17. Dies deutet darauf hin, dass der Kapazitätsmarkt bisher wirksam zur Verbesserung der Kapazitätsmargen beigetragen hat. Dies geschah durch eine Kombination aus der Reduzierung des Schlusskurses der bestehenden Kapazitäten und der Förderung von Investitionen in neue Kapazitäten.“ (66) Die CBR besteht aus der Zusätzlichen Ausgleichsreserve (Supplemental Balancing Reserve -SBR), in deren Rahmen bestehende Kraftwerke außerhalb des Marktes von National Grid mit der Erzeugung von zusätzlichen Kapazitäten beauftragt wurden und der Laststeuerungsausgleichsreserve (Demand Side Balancing Reserve — DSBR) bei der Unternehmen von National Grid mit der Reduzierung ihrer Stromverbrauchszeiten bei Spitzennachfrage beauftragt wurden. Nach Angaben von Ofgem beispielsweise „[beschaffte] sich National Grid … z. B. 2016/17 rund 3,5 GW an CBR und somit hätte die Marge ohne die Inanspruchnahme dieses zusätzlichen Beschaffungsinstruments tatsächlich nur wenig mehr als null betragen“. (67) Final Report of the Sector Inquiry on Capacity Mechanisms, SWD(2016) 385 final. (68) Urteil des Gerichtshofs vom 13. Juni 2013, C-287/12 P, Ryanair/Kommission, ECLI:EU:C:2013:395, Rn. 67 und 68 (69) https://www.emrdeliverybody.com/Prequalification/EMR%20DB%20Consultation%20response%20-%20De-rating%20Factor%20Methodology%20for%20Renewables%20Participation%20in%20the%20CM.pdf (70) Die für die Präqualifikation für die anstehenden T-4-, T-3- und T-1-Auktionen verwendeten De-Rating-Faktoren (siehe Erwägungsgrund 18 Buchstabe d) sind folgende: bei Onshore-Windkraftanlagen zwischen 7,42 % und 8,98 %, bei Offshore-Windkraftanlagen zwischen 10,55 % und 14,45 %, bei Fotovoltaikanlagen zwischen 2,34 % und 3,22 %. Diese De-Rating-Faktoren sind mit denen in Irland (z. B. für die T-1-Kapazitätsauktion 2019/2020, siehe http://sem-o.com/documents/general-publications/Initial-Auction-Information-Pack_IAIP1920T1.pdf) und in Italien (siehe Beschluss C(2018) 617 final) vergleichbar. (71) Urteil des Gerichtshofs vom 13. Juni 2013, C-287/12 P, Ryanair/Kommission, ECLI:EU:C:2013:395, Rn. 67 und 68 (72) https://www.emrdeliverybody.com/Prequalification/EMR%20DB%20Consultation%20response%20-%20De-rating%20Factor%20Methodology%20for%20Renewables%20Participation%20in%20the%20CM.pdf (73) Die für die Präqualifikation für die anstehenden T-4-, T-3- und T-1-Auktionen verwendeten De-Rating-Faktoren (siehe Erwägungsgrund 18 Buchstabe d) sind folgende: bei Onshore-Windkraftanlagen zwischen 7,42 % und 8,98 %, bei Offshore-Windkraftanlagen zwischen 10,55 % und 14,45 %, bei Fotovoltaikanlagen zwischen 2,34 % und 3,22 %. Diese De-Rating-Faktoren sind mit denen in Irland (z. B. für die T-1-Kapazitätsauktion 2019/2020, siehe http://sem-o.com/documents/general-publications/Initial-Auction-Information-Pack_IAIP1920T1.pdf) und in Italien (siehe Beschluss C(2018) 617 final) vergleichbar. (74) Bei diesen Zahlen wird davon ausgegangen, dass die Stromerzeugungskapazität des Vereinigten Königreichs konstant bei 81,3 GW liegt. (75) Hilfsweise macht das Vereinigte Königreich geltend, dass, wenn zwei Projekte, deren Kohlenstoffintensität sich unterscheidet, gleiche Angebote abgeben, dies nur durch unterschiedliche technische und andere wirtschaftliche Merkmale erklärt werden könne. (76) Urteil des Gerichtshofs vom 2. April 1998, Outokumpu Oy, C-213/96, ECLI:EU:C1998:155, Rn. 30. (77) Verordnung (EG) Nr. 794/2004 der Kommission vom 21. April 2004 zur Durchführung der Verordnung (EU) 2015/1589 des Rates über besondere Vorschriften für die Anwendung von Artikel 108 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (ABl. L 140 vom 30.4.2004, S. 1). (78) Siehe Erwägungsgrund 17. (79) Siehe Artikel 21 Absatz 8 der Verordnung (EU) 2019/943. ANHANG ÄNDERUNGEN AM KAPAZITÄTSMARKT 1) Erstens verpflichtet sich das Vereinigte Königreich, a) die in den Erwägungsgründen 30 und 31 des vorliegenden Beschlusses dargelegte Mindestbeteiligung am Kapazitätsmarkt für alle Auktionen, für die das Präqualifikationsverfahren ab Januar 2020 beginnt, auf 1 MW zu senken und b) bis Oktober 2021 diesen Schwellenwert erneut zu prüfen, um zu untersuchen, ob eine weitere Senkung möglich ist. 2) Zweitens verpflichtet sich das Vereinigte Königreich, 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 teilnehmenden Kapazitäten befinden, abhängig zu machen und in jedem Fall b) 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 Vorschriften und Modalitäten von ACER) genehmigt und gemäß Artikel 27 der oben genannten Verordnung auf ihrer Website veröffentlicht wurden und anwendbar geworden sind. 3) Drittens verpflichtet sich das Vereinigte Königreich, alle erforderlichen Regeln zu entwickeln (z. B., aber nicht nur, De-Rating-Faktoren), um die wirksame Beteiligung aller neuen Kapazitätsarten zu gewährleisten, die wirksam zur Lösung des Problems einer angemessenen Stromerzeugung beitragen können, sobald diese Kapazitäten das Potenzial haben, zur Lösung des Problems der angemessenen Stromerzeugung beizutragen. 4) Viertens verpflichtet sich das Vereinigte Königreich, a) alle Arten von Kapazitäten (mit Ausnahme von Verbindungskapazitäten) für die Präqualifikation zur Abgabe von Geboten für Vereinbarungen mit den verschiedenen verfügbaren Laufzeiten zuzulassen, wenn sie nachweisen können, dass sie die in Erwägungsgrund 75 beschriebenen CAPEX-Schwellen erreichen, und b) diese Schwellenwerte zu überprüfen, um sicherzustellen, dass sie geeignet bleiben. 5) Fünftens verpflichtet sich das Vereinigte Königreich, a) weiterhin in den Auktionen für die Lieferung nach einem Jahr wenigstens 50 % der vier Jahre zuvor als Teil des Parametrierungsprozesses für die Auktion für die Lieferung nach vier Jahren für dasselbe Lieferjahr reservierten Kapazität zu erwerben. b) weiterhin, wie in Erwägungsgrund 62 beschrieben, die Reservierungsmethode auf Grundlage eines Konfidenzintervalls von 95 % anzuwenden, um das Mindestvolumen der Kapazität zu bestimmen, das für die T-1-Auktion reserviert wird. 6) Sechstens verpflichtet sich das Vereinigte Königreich, die Bestimmungen der Verordnung (EU) 2019/943 einzuhalten und insbesondere bis Ende 2020 regulatorische Änderungen vorzunehmen, um sicherzustellen, dass spätestens ab dem 1. Juli 2025 Erzeugungskapazitäten, die vor dem 4. Juli 2019 mit der kommerziellen Erzeugung begonnen haben und im Durchschnitt mehr als 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen pro kWh Strom und mehr als 350 kg CO2 aus fossilen Brennstoffen pro Jahr und installiertem kW elektrischer Leistung emittieren, keine Zahlungen oder Zusagen für künftige Zahlungen im Rahmen des Kapazitätsmarktes erhalten.