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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chanismus, über den der Netzbetreiber Angebote und Gebote für Strom nahezu in Echtzeit annimmt. Dies ermöglicht es dem Netzbetreiber, Angebot und Nachfrage miteinander in Einklang zu bringen. Beim „Torschluss“, d. h. 1 Stunde vor dem jeweiligen halbstündig beginnenden Lieferzeitraum, sind die Erzeuger verpflichtet, den Netzbetreiber über die Energiemenge, mit deren Lieferung sie beauftragt werden, und die erwartete Leistung jeder Erzeugungsanlage zu informieren. Die Versorger (Einzelhändler) müssen das Volumen angeben, zu dessen Kauf er sich vertraglich verpflichtet hat, was dem Volumen entsprechen sollte, das er erwartet, dass es von ihren Kunden verbraucht wird. Schließlich werden Zahlungen und Einnahmen von Marktteilnehmern, deren vertraglich vereinbarte Positionen nicht mit ihrer tatsächlichen gemessenen Stromerzeugung oder -nutzung übereinstimmen, durch ein Verfahren zur Abwicklung von Ungleichgewichten vorgenommen. Das Verfahren regelt auch die sonstigen Kosten für den Bilanzausgleich. Die Teilnehmer sehen sich mit empfindlich hohen Bilanzausgleichspreisen (im Folgenden „Cash-out-Preise“) konfrontiert, wenn ihre vertraglich vereinbarten Positionen nicht mit ihrem tatsächlichen Verbrauch oder ihrer tatsächlichen Produktion übereinstimmen. Daher motiviert die Ausgleichsabwicklung oder der Cash-out-Preis die Teilnehmer, den Ausgleich des Systems in Echtzeit zu unterstützen. (97) Ende Dezember 2017 verfügte das Vereinigte Königreich über eine Stromerzeugungskapazität von insgesamt 81,3 GW. Darüber hinaus verfügt das Vereinigte Königreich über vier Verbindungsleitungen, die den Handel mit Europa ermöglichen: England-Frankreich (2 GW), England-Niederlande (1 GW), Nordirland-Irland (0,6 GW) und Wales-Irland (0,5 GW) (28). Die Verbindungsleitung NEMO zwischen England und Belgien (1 GW) wurde am 31. Januar 2019 in Betrieb genommen. 2.8.2. Probleme bei der Angemessenheit der Stromerzeugung (98) Der Zuverlässigkeitsstandard wird als Lastunterdeckungserwartung (LOLE) ausgedrückt. Dazu gehört die Festlegung eines Standards, der die durchschnittliche Stundenzahl pro typischem Jahr angibt, in der die Nachfrage voraussichtlich nicht gedeckt wird. Die Lastunterdeckungserwartung stellt die Zahl der Stunden pro Jahr dar, in denen langfristig statistisch zu erwarten ist, dass die Nachfrage nicht gedeckt wird. Dies ist ein probabilistischer Ansatz, d. h. die tatsächliche Zahl variiert je nach den Umständen eines bestimmten Jahres, z. B. aufgrund der Temperatur im Winter, der Frage, ob eine ungewöhnlich große Zahl von Kraftwerken bei einer bestimmten Gelegenheit nicht am Netz ist, der Stromerzeugung aus Windkraftanlagen in Spitzenlastzeiten sowie aller anderen Faktoren, die das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage beeinflussen. Bei der Interpretation dieser Zahlen ist zu beachten, dass ein gewisser Lastverlust nicht mit einer entsprechenden Zahl von Blackouts gleichzusetzen ist; in den meisten Fällen kann der Lastverlust ohne erhebliche Auswirkungen auf die Verbraucher bewältigt werden. Bei dem vom Vereinigten Königreich festgestellten kritischen Wert handelt es sich um eine Lastunterdeckungserwartung von mehr als drei Stunden. (99) In der Anmeldung stellte die Regierung fest, dass unabhängig vom gewählten Modellansatz die Zukunftsaussichten für die Versorgungssicherheit aufgrund der Sensibilität von Schlüsselvermutungen zu Stromnachfrage, Stilllegungsentscheidungen, neuen Erzeugungsanlagen, dem Beitrag von Verbindungsleitungen und den Verfügbarkeitsfaktoren verschiedener Technologien nur schwer mit vollem Vertrauen zu prognostizieren sind. (100) Zum Zeitpunkt der Anmeldung der Maßnahme im Jahr 2014 erklärte das Vereinigte Königreich, dass gemäß der Stromkapazitätsbewertung von Ofgem von 2013 die Lastunterdeckungserwartung auf bis zu 9 Stunden im Jahr 2015/16 ansteigen werde (auch wenn es anmerkte, dass es im Fall der hohen Verfügbarkeit konventioneller Erzeugung (Conventional Generation High Availability) nur wenig Auswirkungen gebe), sich dann erholen werde, bevor sie im Jahr 2018/2019 wieder ansteige. Damals vertrat das Vereinigte Königreich die Auffassung, dass das Spektrum der Szenarien die Unsicherheit zeigte, wobei das obere Ende des Spektrums 2018/2019 auf über 3 Stunden anstieg, was nach Ansicht des Vereinigten Königreichs ein starkes Argument für eine Intervention sei. In dem Referenzszenario ging Ofgem von 0,75 GW der Nettoeinspeisungen im Winter aus. Abbildung 4 Lastunterdeckungserwartung und Zuverlässigkeitsstandard nach Angaben des Vereinigten Königreichs in der Anmeldung von 2014 Quelle: Ofgem, Analyse des Ministeriums für Energie und Klimawandel. (101) Das Vereinigte Königreich erklärte auch, dass das britische Ministerium für Energie und Klimawandel (DECC) auch Simulationen von Investitionen in die Stromerzeugung bis in das Jahr 2030 durchgeführt habe. Das Basisszenario des DECC ohne Kapazitätsmarkt stellte bis 2016/2017 eine ähnliche Entwicklung wie die Ofgem-Analyse dar. Für die Zeit nach 2016/2017 prognostizierte das Basisfallszenario des DECC eine rückläufige Entwicklung der Kapazitätsmargen bis Anfang der 2020er-Jahre. Im Modell des DECC wurden bis 2030 zusätzliche Verbindungskapazitäten von 2,9 GW angenommen und es wurde davon ausgegangen, dass Verbindungsleitungen zu Spitzenzeiten auf Nettobasis (d. h. unter Berücksichtigung aller Verbindungskapazitäten zusammen) weder Strom einführen noch ausführen. Abbildung 5 Langfristige Schätzungen der herabgestuften Kapazitätsmargen, wie vom Vereinigten Königreich in seiner Anmeldung von 2014 mitgeteilt Quelle: Ofgem 2013, Analyse des DECC 2013. (102) Das Vereinigte Königreich geht davon aus, dass die von der britischen Regierung durchgeführte Analyse sowie eine separate Analyse durch National Grid den anhaltenden Bedarf für einen Kapazitätsmarkt belegen, um sicherzustellen, dass der Zuverlässigkeitsstandard von 3 Stunden Lastunterdeckungserwartung gewährleistet wird. Wird der Kapazitätsmarkt aus dem Berechnungsmodell ausgeschlossen, kann der Zuverlässigkeitsstandard wahrscheinlich in allen in das Modell einbezogenen Jahren nicht erreicht werden. (103) Um die in Kapazitätsmarktauktionen zu sichernde Kapazität zu prüfen erstellt National Grid ein 5-Jahres-EMR-Basisfallbeispiel als Teil der Zukunftsszenarien für Energie (Future Energy Scenarios) (29). Im Dezember 2018 legte National Grid eine überarbeitete Reihe von Annahmen zur Bewertung der potenziellen Auswirkungen auf den Basisfall vor, gäbe es im Vereinigten Königreich keinen Kapazitätsmarkt. Das Ergebnis der Bewertung von National Grid ist, dass sich die Lastunterdeckungserwartung ohne den Kapazitätsmarkt im Zeitraum von 2019/2020 bis 2023/2024 auf 3 bis 7 Stunden belaufen würde. (104) Das britische Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie (Department of Business, Energy, and Industrial Strategy — BEIS) führte eine vom National Grid unabhängige Analyse durch, bei der die neuesten „Energy-Capacity-Report“-Empfehlungen (ECR 2018) des National Grid zusammen mit den kommerziellen Erkenntnissen des BEIS und der Bewertung der Anlagenökonomie des BEIS herangezogen wurden. Diese Analyse kommt zu dem Schluss, dass die Spanne der Lastunterdeckungserwartung in allen Jahren bis 2030 nicht mit dem Zuverlässigkeitsstandard von 3 Stunden Lastunterdeckungserwartung im Einklang steht (von 2019/2020 bis 2029/2030 zwischen 3 und 345 Stunden Lastunterdeckungserwartung). 2.8.3. Die Ursachen für das Problem der angemessenen Stromerzeugung (105) Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass das im vorherigen Abschnitt beschriebene Problem hinsichtlich der angemessenen Stromerzeugung auf zwei wesentliche Marktversagen zurückzuführen sei. (106) Das erste Marktversagen liege darin, dass die Versorgungssicherheit ein öffentliches Gut sei. Die Kunden hätten nicht die Möglichkeit den von ihnen gewünschten Zuverlässigkeitsgrad zu wählen, da der Systembetreiber sie nicht selektiv vom Netz trennen könne, und die Verbraucher reagierten nicht auf Echtzeitänderungen des Großhandelspreises. Es sei daher zu erwarten, dass die Kapazitätsanbieter, wenn kein staatlicher Eingriff erfolge, nicht den für die Gesellschaft optimalen Zuverlässigkeitsgrad böten. Dies könne auch zu hohen Kosten für die Gesellschaft infolge einer unzuverlässigen Stromversorgung führen. Dabei handele es sich um externe Kosten, wenn sie den Erzeugern nicht in Rechnung gestellt würden. (107) Das zweite Marktversagen sei das „Missing-Money-Problem“, das in der Fachliteratur auf Energy-Only-Märkten ermittelt und für diese beschrieben wurde (30). Theoretisch könnte auf die Tatsache, dass die Verbraucher nicht in der Lage sind, ihren gewünschten Zuverlässigkeitsgrad zu wählen, auf einem Energy-Only-Markt dadurch reagiert werden, dass die Preise auf ein Niveau steigen könnten, das dem durchschnittlichen „value of lost load“ entspricht, d. h. dem Preis, zu dem die Verbraucher nicht mehr bereit wären, für Energie zu zahlen, und der den Erzeugern Knappheitsrenten zugestehen würden. In der Praxis kann es jedoch vorkommen, dass ein Energy-Only-Markt nicht die richtigen Marktsignale aussendet, um eine optimale Versorgungssicherheit zu gewährleisten und Investoren die Möglichkeit zu geben, Projektfinanzierungen für den Aufbau neuer Kapazitäten zu erhalten. Die bedeutet, dass die Einnahmen aus dem Energiemarkt allein aufgrund des Missing-Money-Problems nicht ausreichen, genügend Investitionen in Kapazitäten zu schaffen. Es gibt zwei Gründe, warum dies möglich ist: a) Unfähigkeit der Preise, eine Knappheitslage widerzuspiegeln: Aktuelle Großhandelspreise für Energie steigen nicht hoch genug, um den Wert der zusätzlichen Kapazitäten in Zeiten der Knappheit widerzuspiegeln. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Gebühren für Stromerzeuger, die unausgeglichen produzieren, im Ausgleichsmechanismus (im Folgenden „Cash-out“) nicht die vollen Kosten der durch den Netzbetreiber ergriffenen Maßnahmen (z. B. Spannungsreduktion) widerspiegeln. b) Mangelnde Gewissheit, dass Preise steigen, auch wenn dies möglich wäre: In Zeiten, in denen die Großhandelspreise auf dem Energiemarkt ein hohes Niveau erreichen sollten, befürchten die Anleger, dass die Regierungs-/Marktregulierungsbehörden auf einen vermeintlichen Missbrauch von Marktmacht reagieren, beispielsweise durch die Einführung einer Preisobergrenze. Sie befürchten auch, dass die Preise nicht steigen werden — zum Beispiel, wenn sich die Windkraftkapazität besser als erwartet entwickelt und sich die Möglichkeiten für die Nutzung teurer regelbarer Kapazitäten verschlechtern. (108) Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass das Missing-Money-Problem kein theoretisches Problem ist. In der Vergangenheit hätten die Cash-out-Preise in Großbritannien nicht mehr als 938 GBP/MWh betragen. Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass sich auch aus den jüngsten Knappheitssituationen auf dem britischen Markt ergebe, dass die Preise nicht auf das erwartete Niveau gestiegen seien. Laut einer von der britischen Regierung und Ofgem in Auftrag gegebenen unabhängigen Studie zur Schätzung des Value of Lost Load (im Folgenden „VoLL“) liege der Durchschnittswert, den die Verbraucher für die Verhinderung von Versorgungsunterbrechungen bei hoher Netzbelastung zu zahlen bereit wären, bei rund 17 000 GBP/MWh (31). (109) Das Vereinigte Königreich ist der Ansicht, dass die möglichen Marktversagen kurz- und mittelfristig durch die sehr kurzfristigen Stilllegungspläne der bestehenden Kapazitäten noch verschärft werden: Nach dem zentralen Szenario von National Grid könnten bis zu 8 GW aus den 2018/2019 verfügbaren Kohle- und Gaskraftwerken 2019/2020 aufgrund der Stilllegungen nicht mehr zur Verfügung stehen, wenn die Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt nicht mehr verfügbar wären. 2.8.4. Zusätzliche Maßnahmen zur Gewährleistung einer angemessenen Stromerzeugung (110) Zusätzlich zu der angemeldeten Maßnahme hat das Vereinigte Königreich eine Reihe von noch heute fortgeführten Maßnahmen auf dem britischen Strommarkt ergriffen, die dazu beitragen können, das im vorhergehenden Abschnitt aufgeführte Marktversagen zu beheben. Die drei wichtigsten Initiativen aus der Anmeldung des Vereinigten Königreichs sind nachstehend aufgeführt. (111) Die erste vom Vereinigten Königreich genannte Maßnahme zielte darauf ab, den Gesamtstrombedarf zu senken und die Reaktion der Nachfrage zu steigern. Das Vereinigte Königreich erklärte, dass es Maßnahmen zur Senkung des Gesamtstrombedarfs ergreife, z. B. durch den „Green Deal“ und die „Energy Company Obligation“. Das Vereinigte Königreich verfolgt auch Möglichkeiten, sowohl nachhaltige Nachfragereduktionen (von der Regierung als „Electricity Demand Reduction“ oder „EDR“ bezeichnet) als auch kurzfristige Nachfragereduktionen wie Spitzenausgleich/Lastwechsel (von der Regierung als „Demand Side Response“ (Laststeuerung) oder „DSR“ bezeichnet) zu fördern. Insbesondere hat sich das Vereinigte Königreich zum Ziel gesetzt, jedem Privatkunden und jedem KMU im Land bis Ende 2020 einen intelligenten Stromzähler anzubieten (32). Intelligente Zähler ermöglichen Tarife für dynamische Nutzungszeiten, die zu Schwachlastzeiten niedrigere Energiepreise bieten. Der erste statische Tarif für dynamische Nutzungszeiten wurde Anfang 2017 im Vereinigten Königreich von Green Energy eingeführt und bietet den Kunden, die intelligente Zähler nutzen, einen erheblich günstigeren Nachttarif an Arbeitstagen. Dies entspricht jedoch nicht den tatsächlichen Großhandelskosten, die es den Verbrauchern ermöglichen würden, in Echtzeit zu reagieren (33). Darüber hinaus veröffentlichten die Regierung des Vereinigten Königreichs und Ofgem im Anschluss an frühere Arbeiten und eine Konsultation im Juli 2017 gemeinsam einen „Smart Systems & Flexibility Plan“ (34). In diesem Plan werden die Grundprinzipien des Ansatzes des Vereinigten Königreichs dargelegt, mit dem der Übergang zu einem intelligenten und flexiblen System ermöglicht werden soll, gefolgt von 29 Maßnahmen für die Regierung, Ofgem und/oder die Industrie. (112) Die zweite Maßnahme ist die Reform von Cash-out-Vereinbarungen. Bilanzabweichungs- oder Cash-out-Preise bieten den Marktteilnehmern Anreize, zu gewährleisten, dass das von ihnen erzeugte oder verbrauchte Elektrizitätsvolumen mit dem Volumen in ihrem Erzeuger- oder Verbrauchervertrag übereinstimmt. Das Vereinigte Königreich bringt vor, dass eine Reform der Funktionsweise des Marktes dazu beitrage, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. (113) Ofgem hat 2012 die „Electricity Balance Significant Code Review“ (EBSSCR) ins Leben gerufen (35)‚ um mehrere seit Langem bestehende Bedenken bezüglich der Faktoren auszuräumen, die Cash-out-Preise gedämpft haben. Im Mai 2014 verabschiedete und veröffentlichte Ofgem ihre endgültige strategische Entscheidung (36). Die Punkte der durchgeführten Cash-out-Reformen sind folgende: a) Cash-out-Preise wurden „marginalisiert“, in dem sie unter Verwendung der teuersten Maßnahme des Netzbetreibers zum Ausgleich des Systems berechnet wurden. Dies erfolgte stufenweise, der erste Schritt bestand darin, dass die Preise unter Verwendung eines Durchschnitts der teuersten 50 MWh-Maßnahmen des Netzbetreibers vom November 2015 (anstelle von 500 MWh) berechnet wurden. Seit November 2018 werden die Preise nun unter Verwendung der teuersten 1 MWh-Maßnahmen berechnet. b) Ein Posten für Abschaltungen und Spannungsreduktionen wurde in die Berechnung des Cash-out-Preises auf der Grundlage des Wertes der Verlorenen Last (VoLL) für die Verbraucher einbezogen. Diese Kosten wurden stufenweise eingeführt und betrugen nach November 2015 3 000 GBP/MWh und seit November 2018 6 000 GBP/MWh. c) Die Art und Weise, wie die Reservekosten berechnet werden, wurde verbessert, indem der Wert, den Reserven für die Verbraucher zu Zeiten hoher Systembelastung bieten, einen Niederschlag fand. Um dies zu erreichen, wurde eine Funktion zur Reserveknappheitspreisberechnung eingeführt, die den Preis von Reserven berechnet, wenn sie aufgrund der herrschenden Knappheit im System genutzt werden (37). d) Es wurde ein einheitlicher Cash-out-Preis für jede Abrechnungsperiode eingeführt, um die Vereinbarungen zu vereinfachen und die Kosten für Bilanzabweichungen, insbesondere für kleinere Beteiligte, zu senken. (114) Ofgem hat einen Bericht der ersten Phase der EBSCRS veröffentlicht (38). Seit der Umsetzung der ersten Phase ist der durchschnittliche Cash-out-Preis gesunken. Die meisten Bilanzabweichungen liegen nun in der Spanne von 20 bis 30 GBP/MWh und nicht wie zuvor bei 30 bis 40 GBP/MWh. Der Preis für Bilanzabweichungen schwankt nun jedoch stärker. Der Höchstpreis in den beiden Jahren vor der Reform betrug 429,10 GBP/MWh, nach der Reform betrug er 1 528,72 GBP/MWh. (115) Die britische Regierung ist der Ansicht, dass der Kapazitätsmarkt und die Cash-out-Reform eine jeweils eigenständige, aber sich ergänzende Rolle bei der Gewährleistung der Versorgungssicherheit spielen. Es sei besser, sowohl den Kapazitätsmarkt zu verfolgen als auch die Reform der Cash-out-Vereinbarungen zu voranzutreiben, als sich einfach auf die Cash-Out-Reform zu verlassen, und zwar aus folgenden Gründen: a) Die Cash-out-Reform sollte zwar langfristig die Investitionsanreize für den Energiemarkt stärken, dürfte aber kurz- und mittelfristig nur begrenzte Auswirkungen auf das Gesamtvolumen der Investitionen haben (39). Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Stromerzeuger fast ihre gesamte Energie auf Terminmärkten verkaufen. Im Laufe der Zeit wird die Cash-out-Reform jedoch dazu führen, dass die Preise auf den Terminmärkten steigen, da die Stromerzeuger Arbitragemöglichkeiten zwischen den Terminmärkten und dem Preis im Ausgleichsmechanismus nutzen. b) Durch die Cash-out-Reform kann das erhöhte Risiko bei Investitionen in thermische Kapazitäten nicht angegangen werden, da der Stromsektor dekarbonisiert wird: Thermische Kapazitäten werden zunehmend als Sicherheitssysteme laufen und müssen bei den wenigen Gelegenheiten von Knappheit und Preisspitzen ihre Fixkosten durch hohe Preise decken. c) In der Praxis können Investitionen von einem liquiden Markt für „Zuverlässigkeitsoptionen“ abhängig sein, die etwa zu Echtzeitpreisen gehandelt werden — wobei die Versorger den Erzeugern, im Gegenzug für die Option, Energie zu einem Basispreis zu kaufen, einen festen Preis zahlen. Dies ist im Rahmen der Ofgem-Reform der Cash-out-Vereinbarungen unwahrscheinlich, da der Markt auch nach den derzeitigen Cash-out-Reformen ein Quasi-Markt bleibt, dessen Cash-out durch komplexe Verwaltungsverfahren bestimmt wird, der sich aber entwickeln kann, wenn ein Ausgleichsstrommarkt eingeführt wird, der als robuster Referenzmarkt für den Optionshandel dienen kann (40). d) Es ist nicht klar, ob Investoren darauf vertrauen werden, dass alle neuen Regelungen beibehalten werden. Dies liegt daran, dass es für die Regulierungsbehörde, sollte zugelassen werden, dass Preise auf ein hohes Niveau steigen, immer schwieriger wird, zu beurteilen, ob es sich bei sehr hohen Preisen um ein effizientes Marktverhalten oder Profitgier handelt. Dies bedeutet, dass die Erzeuger es ablehnen könnten, Energie zu einem hohen Preis anzubieten (aus Angst vor einer Untersuchung wegen Marktmissbrauchs), oder dass sie von der öffentlichen Hand erwarten könnten, durch Interventionen in Zukunft häufigere Preissteigerungen abzumildern. e) Für den Fall, dass Cash-out-Reformen durchgeführt werden und in der Lage sind, Marktversagen zu beheben, haben höhere Cash-Out-Preise das Potenzial, die Kosten für die Beschaffung von Kapazitäten über den Kapazitätsmarkt zu senken, sodass der für die Kapazität gezahlte Preis in der Auktion auf null sinken sollte. f) Obwohl die Cash-out-Reform nach Abschluss zu höheren Preisen in Zeiten von Knappheit führen könnte, macht die von Natur aus hohe Unsicherheit über Knappheitsereignisse das Vertrauen in hohe Knappheitsrenten allein zu einer riskanten Strategie für Investoren von großen Neubauprojekten. Der Kapazitätsmarkt sieht eine stabile, regelmäßige Zahlung für Neuanlagen für bis zu 15 Jahre vor, was die Risiken für Investoren reduziert und Investitionen in neue und bestehende Kapazitäten fördert. (116) Die dritte vom Vereinigten Königreich zitierte Maßnahme ist die Vollendung des Energiebinnenmarktes und die Unterstützung eines höheren Verbundgrades. Das Vereinigte Königreich hat das Dritte Energiepaket in nationales Recht umgesetzt und erklärt, dass es zur Entwicklung von Netzkodizes beiträgt. Insbesondere werden die marktbezogenen EU-Netzkodizes, die die Zeitrahmen, in denen Kapazitäten zugewiesen und gehandelt werden, harmonisieren, europaweit einheitliche Marktregeln einführen und die Umsetzung eines wettbewerbsfähigen gesamteuropäischen Energiemarkts fördern. Das Vereinigte Königreich ist der Ansicht, dass diese Änderungen dazu führen könnten, die Situation für Investitionen in Verbindungsleitungen durch eine effizientere Nutzung der Ausrüstung zu verbessern. Das Vereinigte Königreich stellt ferner fest, dass der Verbundgrad in Großbritannien von 4 % im Jahr 2014 auf 6 % der gesamten installierten Kapazität im Jahr 2019 gestiegen ist — insbesondere da die NEMO-Verbindungsleitung am 31. Januar 2019 in Betrieb ging — und bis 2021 auf 9 % steigen könnte (41). (117) Das Vereinigte Königreich erklärte außerdem, dass es alle zwei Jahre aktiv am Prozess der EU zur Ermittlung vorrangiger grenzüberschreitender Projekte gemäß der Verordnung zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur beteiligt war. Diese prioritären Projekte erhielten den Status „Projekte von gemeinsamem Interesse“ (Projects of common interest — PCI), sodass sie potenziell von beschleunigten Planungs- und Genehmigungsverfahren, von möglichen regulatorischen Anreizen und einem möglichen Zugang zu finanzieller Unterstützung aus der Fazilität „Connecting Europe“ profitieren können. (118) Das Ofgem-Projekt „Integrated Transmission Planning and Regulation“ (ITPR) kam 2015 zu einem Abschluss (42). Im Rahmen des Projekts wurde das Verfahren zur Bewertung von Netzoptionen (Network Options Assessment — NOA) etabliert und die Veröffentlichung jährlicher NOA-Berichte festgelegt. Die Analyse des Netzbetreibers liefert den Entwicklern von Verbindungsleitungen bessere Informationen, einschließlich über die Standorte, an denen neue Verbindungskapazitäten am einfachsten stationiert werden können. Die neue Rolle umfasst auch die Berücksichtigung spezifischer Vorschläge für Verbindungsleitungen und stellt Ofgem eine Bewertung ihrer Auswirkungen zur Verfügung. 2.9. Laufzeit (119) Das Energiegesetz von 2013 enthält kein Enddatum für den Kapazitätsmarkt. Die Genehmigung für staatliche Beihilfen gilt jedoch für einen Zeitraum von 10 Jahren (43) ab dem Datum der ersten Durchführung der Maßnahme im Jahr 2014 (44). 2.10. Gründe für die Einleitung des Verfahrens (120) Auch wenn der Kapazitätsmarkt vor seiner Durchführung von den britischen Behörden angemeldet wurde, wurde der Beschluss von 2014 zur Genehmigung der Regelung mit dem Urteil des Gerichts für nichtig erklärt. In Anbetracht des Urteils, mit dem der Beschluss von 2014 für nichtig erklärt wurde, ist die Durchführung der fraglichen Beihilfe bis zu Verkündung des Urteils des Gerichts als rechtswidrig anzusehen (45). (121) Gemäß der Bekanntmachung über die zur Beurteilung unrechtmäßiger staatlicher Beihilfen anzuwendenden Regel (46) hat die Kommission die Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Binnenmarkt für die Zeit von Dezember 2014 bis November 2018 und für die Zukunft auf der Grundlage der in Abschnitt 3.9 der Leitlinien der Kommission für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen (im Folg