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)

Durchsuchbarer Text in vereinfachter Darstellung. Tabellen, Abbildungen und verbindliche Gestaltung bitte anhand der Originaldateien prüfen.

enden „Leitlinien“) (47) festgelegten Vorschriften, in denen spezifische Voraussetzungen für Beihilfen zur Förderung einer angemessenen Stromerzeugung festgelegt sind und die seit dem 1. Juli 2014 anwendbar waren, geprüft. (122) Das Verfahren zur Annahme eines neuen Beschlusses kann zu dem Zeitpunkt wieder aufgenommen werden, zu dem die Rechtswidrigkeit eingetreten ist (48). (123) In Anbetracht der Schlussfolgerungen des Urteils des Gerichts, wonach die Kommission Zweifel an der Vereinbarkeit bestimmter Aspekte der Maßnahme mit dem Binnenmarkt hätte haben müssen, beschloss die Kommission, das förmliche Prüfverfahren einzuleiten. (124) Auf der Grundlage aller verfügbaren Informationen und der im Einleitungsbeschluss beschriebenen Elemente bat die Kommission um Klarstellung und forderte insbesondere zu folgenden Fragen Stellungnahmen an: a) Geeignetheit der Maßnahme: 1. Stand die Maßnahme allen relevanten Kapazitätsanbietern, insbesondere den Laststeuerungsanbietern, wegen unterschiedlicher Vertragslaufzeiten, begrenzter Garantie für das Volumen in der T-1-Auktion und der Mindestbeteiligung, ausreichend offen? 2. Sollte die Beteiligung von Verbindungskapazitäten auch weiterhin durch den Einsatz eines verbindungsleitungsbasierten Modells begrenzt werden? b) Verhältnismäßigkeit der Maßnahme: 1. Steht die Maßnahme hinsichtlich der Vertragslaufzeit in einem angemessenen Verhältnis zu potenziell diskriminierenden Unterschieden bei der Behandlung von Laststeuerungsanbietern im Vergleich zu Stromerzeugern? 2. Hat die Methode der Kostendeckung den Verbrauchern möglicherweise keine Anreize geboten, ihren Verbrauch während der Nachfragespitzen ausreichend zu senken, und somit den Gesamtbetrag der Beihilfen nicht minimiert? c) Vermeidung negativer Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel: 1. Hat die Maßnahme solche Auswirkungen vermieden, denn langfristige Verträge waren für Kraftwerke reserviert, was die Offenheit der Maßnahme einschränkte, und die direkte Beteiligung ausländischer Kapazitäten am britischen Kapazitätsmechanismus war derzeit nicht zulässig? 3. STELLUNGNAHMEN DER BETEILIGTEN (125) In diesem Abschnitt werden die Stellungnahmen zusammengefasst, die die Kommission während des Konsultationszeitraums von 35 Beteiligten, insbesondere von Interessengruppen des Energiesektors (wie Unternehmen, die in der konventionellen Stromerzeugung tätig sind, Betreibern von Verbindungsleitungen, Erzeugern erneuerbarer Energien und Laststeuerungsanbietern sowie Wirtschaftsverbänden und Nichtregierungsorganisationen), Ofgem und National Grid erhalten hat. 3.1. Ziel gemeinsamen Interesses und Notwendigkeit der Maßnahme (126) Obwohl die Kommission im Einleitungsbeschluss die Frage des gemeinsamen Ziels oder der Notwendigkeit der Maßnahme nicht ausdrücklich angesprochen hat, äußerten sich einige Beteiligte zu diesen Fragen. Die meisten unterstützten das Ziel und die Notwendigkeit der Maßnahme. Einige stimmten lediglich der vorläufigen Schlussfolgerung der Kommission im Einleitungsbeschluss zu, andere: a) zitierten Analysen des Europäischen Netzes der Übertragungsnetzbetreiber (Strom) (European Network of Transmission System Operators for Electricity — ENTSO (Strom)), der Regierung des Vereinigten Königreichs, des National Grid und Beteiligter, die belegen, dass ohne den Kapazitätsmarkt der Zuverlässigkeitsstandard des Vereinigten Königreichs verletzt würde, b) erklärten, dass der Kapazitätsmarkt auch angesichts der jüngsten Entwicklungen auf dem Energiemarkt (z. B. der Einführung intelligenter Zähler) weiterhin erforderlich sei, oder c) erläuterten, dass der Kapazitätsmarkt ein wichtiges Signal für Investitionen in neue Kapazitäten und die Aufrechterhaltung bestehender Kapazitäten sei. (127) Hinsichtlich der Rolle und des Potenzials von Laststeuerung wiesen einige Beteiligte darauf hin, dass das zunehmende Volumen von Laststeuerung, das auf den Auktionen angeboten würde, ein Beweis dafür sei, dass das Kapazitätsmarktdesign geeignet sei und dass es keine Hindernisse für Laststeuerungsanbieter gebe. Mehrere Beteiligte betonten auch die positive Rolle der Übergangsauktionen bei der Förderung des Wachstums von Laststeuerung, zumal sie zu höheren Preisen abgewickelt worden seien und nicht andere Kapazitätsanbietern nicht offen gestanden hätten. (128) Andere Beteiligte stellten die Notwendigkeit des Kapazitätsmarktes infrage und brachten vor: a) Der britische Markt sei überversorgt. Die Stellungnahmen vermerkten den konservativen Ansatz von National Grid bei der Prognose von Nachfrage und Angebot, die hohen Kapazitätsmargen für den Winter 2018/2019, das niedrige Niveau der Lastunterdeckungserwartung, die vom Vereinigten Königreich in Bezug auf die Versorgungssicherheit im Winter gegebene Rückversicherung, die niedrigen Clearingpreise und das erhebliche Wachstum bei den Verbindungskapazitäten. b) Der Energy-Only-Markt würde eine angemessene Stromerzeugung besser sichern, insbesondere nach der Umsetzung von Reformen wie der Einführung des intelligenten Zählers, der Cash-out-Reform und der halbstündlichen Abrechnungsperioden im Vereinigten Königreich. Ein Beteiligter zitierte den australischen Energy-Only-Markt als ein Beispiel, auf dem Schwankungen der Großhandelspreise klare Signale für Investitionen in die Laststeuerung setzten. c) Der Kapazitätsmarkt würde das Missing-Money-Problem verewigen, indem er Knappheitspreise dämpfe, die aber als Anreiz für Investitionen in die Laststeuerung und Energiespeicher vonnöten seien. Mehrere Stellungnahmen beriefen sich auf Strompreisschwankungen infolge des Urteils des Gerichts als Beweismittel für diesen Dämpfungseffekt. d) Die Kommission solle das Potenzial der Laststeuerung über einen Zeitraum von 10 Jahren und die Auswirkungen des Kapazitätsmarktes auf dieses Potenzial eingehend bewerten. Unter Bezugnahme auf Studien deuten sie darauf hin, dass i), sobald intelligente Zähler und andere nützliche Geräte weitverbreitet seien, an einem Winterspitzentag 2025 möglicherweise 15 GW der Stromnachfrage von Privatkunden verlagert werden könnten, ii) Industriekunden nach einem Modell von 2012 voraussichtlich eine Kapazität von 4 bis 5 GW an gesteuerter Last liefern würden, während iii) das Potenzial für Laststeuerung aus allen nicht privaten und nicht industriellen Gebäuden für das Jahr 2012 an einem Winterspitzentag zwischen 1,2 und 4,4 GW geschätzt worden sei, iv) 2050 in London bis zu 1 GW an gesteuerter Last zur Verfügung stehen könnten. Sie bringen ferner zum Ausdruck, dass die Teilnahme von Laststeuerungsanbietern an Kapazitätsmarktauktionen gering ist, wobei Laststeuerungsanbieter 1,37 % der gesamten Auktionskapazität erhalten hätten. Einige Beteiligte kritisierten schließlich die Übergangsauktionen (TA) als nicht ausreichend, um die Laststeuerung zu fördern, da Laststeuerungsanbieter, die Verträge im Rahmen von Dauermaßnahmen hätten, von der Auktion ausgeschlossen gewesen seien, und die zweite Übergangsauktion auf „Laststeuerung durch Abschalten“ beschränkt gewesen sei und daher langfristig nicht ausgereicht habe, diese Art der Laststeuerung zu fördern. Sie bedauern ferner, dass das Vereinigte Königreich die Übergangsauktionen nicht um zwei weitere Jahre verlängert habe. 3.2. Geeignetheit der Maßnahme 3.2.1. Wahl des Instruments (129) Ein Beteiligter brachte vor, dass der Kapazitätsmarkt wahrscheinlich in mehrfacher Hinsicht mit der Verordnung (EU) 2019/943 unvereinbar sei, da i) das Vereinigte Königreich bereits den Großteil der Energiemarktreformen durchgeführt habe, die zur Vermeidung eines Kapazitätsmarktes erforderlich seien, und ii) eine strategische Reserve vorzuziehen sei, wenn die Bedenken hinsichtlich der Restkapazität bestehen blieben. 3.2.2. Vergütung ausschließlich für die Bereitstellung von Kapazitäten (130) Einige Beteiligte machten geltend, dass die bestehenden Notifizierungsmodalitäten im Vorfeld einer hohen Systembelastung (d. h. eine vierstündige Warnung, bei nachträglicher Ermittlung des Zeitpunkts und der Intensität der Belastung) dezentrale Anlagen, einschließlich Laststeuerung benachteilige. Sie schlugen vor, das Vereinigte Königreich solle die Einführung eines Dispatch-Mechanismus oder die Ausgabe von mehr Warnungen im Vorfeld einer hohen Systembelastung prüfen. (131) Einige Beteiligte gaben an, dass das derzeitige Sanktionssystem möglicherweise nicht streng genug sei, um sicherzustellen, dass die Kapazitätsanbieter bei hoher Systembelastung wirksam reagierten. (132) Einerseits machten einige Beteiligte geltend, dass die Definition einer hohen Systembelastung auf der Grundlage eines Modells der „gelieferten Energie“ Randnummer (225) der Leitlinien verstoße und die Manipulation der De-Rating-Faktoren in einer Weise ermögliche, die kohlenstoffarme (Wind und Sonne) und alternative Technologien (wie Speicherung) diskriminiere. 3.2.3. Offenheit der Maßnahme für alle relevanten Kapazitätsanbieter 3.2.3.1. Mögliche Diskriminierung von Laststeuerungsanbietern wegen des Fehlens zeitgebundener Liefervereinbarungen (133) Einige Beteiligte machen geltend, dass die Anforderung an die Inhaber von Kapazitätsvereinbarungen, zu jeder Tageszeit und für jede noch so lange Zeit auf eine hohe Systembelastung reagieren können zu müssen, für Laststeuerungsanbieter die Teilnahme am Kapazitätsmarkt zu einem schwierigen Unterfangen mache. Sie brachten daher vor, dass über den Kapazitätsmarkt zeitgebundene Kapazitätsliefervereinbarungen angeboten werden sollten. 3.2.3.2. Unterschiede bei den verfügbaren Vertragslaufzeiten (134) Gemäß den geltenden britischen Vorschriften für den Kapazitätsmarkt haben die meisten bestehenden Kapazitätsanbieter Zugang zu Verträgen mit einer Laufzeit von einem Jahr. Nur Kapazitätsanbieter, die Kapitalausgaben (capital expenditure — im Folgenden „CAPEX“) tätigen, die bestimmte Schwellenwerte überschreiten, kommen für längerfristige Kapazitätsvereinbarungen mit einer Laufzeit von bis zu 15 Jahren in Betracht. (135) Um den Ausschluss von Laststeuerungsanbietern von längerfristigen Verträgen zu rechtfertigen, verwiesen viele Beteiligte auf i) das niedrige CAPEX-Niveau der Laststeuerungsanbieter (49), ii) ihre Bevorzugung kurzfristiger Verträge aufgrund schwankenden Portfolios und iii) die Notwendigkeit langfristiger Verträge für modernisierte und neue Erzeugungsanlagen, um höhere Gebote bei den Kapazitätsmarktauktionen, ein höheres Beihilfeniveau und Zufallsgewinne für bestehende Kapazitäten zu verhindern. Einige Beteiligte wiesen auch darauf hin, dass Laststeuerungsanbieter, die dezentral erzeugen, nach wie vor die Voraussetzungen für einen längerfristigen Vertrag erfüllen könnten, wenn sie die CAPEX-Schwelle einhalten und wenn sie als Erzeuger in die Auktion einträten. (136) Einige Beteiligte schlugen vor, i) die Vertragslaufzeit für alle Kapazitäten auf ein Jahr zu begrenzen oder ii) nur Verträge zu genehmigen, die kürzer als 5 Jahre sind, aber nicht auf der Grundlage von Kapitalausgaben, bei denen nicht alle Kosten der Laststeuerung (etwa Betriebskosten) berücksichtigt würden, oder iii) den Laststeuerungsanbietern Zugang zu 3- bis 5-Jahresverträgen zu ermöglichen. Andere Parteien schlugen vor, das System auf der Grundlage von CAPEX-Schwellen beizubehalten, aber allen Technologien, die diese Schwellenwerte erreichen (d. h. einschließlich der von Laststeuerungsanbietern betriebenen Technologien), die Möglichkeit zu geben, Zugang zu längerfristigen Verträgen zu erhalten, und die Investitionsschwellen regelmäßig zu überprüfen oder sogar mehrere verschiedene Schwellenwerte festzulegen, um die Technologieneutralität zu gewährleisten. 3.2.3.3. Begrenzte Garantie für das Volumen in der Auktion T-1 (137) Einige Kapazitäten werden nicht vier Jahre im Voraus (T-4) versteigert und sind für die Auktion ein Jahr im Voraus (T-1) „reserviert“. Wenn die Nachfrage zwischen den T-4-Auktionen und den T-1-Auktionen sinkt, wird das Volumen der in der T-1-Auktion versteigerten Kapazität reduziert. Da die T-1-Auktionen jedoch einen besseren Markteintritt für Laststeuerungsanbieter ermöglichen, verpflichtete sich das Vereinigte Königreich 2014, in den T-1-Auktionen mindestens 50 % der vier Jahre zuvor reservierten Kapazität zu erwerben. (138) Einige Stellungsnahmen gaben an, dass die derzeitige Regelung nicht zufriedenstellend sei, da die Durchführung einer T-1-Auktion unvorhersehbar sei. Die Regierung des Vereinigten Königreichs könne beschließen, eine Auktion abzusagen oder das in der T-1-Auktion zu versteigernde Kapazitätsvolumen zu ändern. Einige Beteiligte schlugen vor, das in T-1-Auktionen versteigerte Volumen als Prozentsatz der benötigten Kapazität für das Lieferjahr oder der in T-4 zu versteigernden Kapazität festzusetzen. Andere wiesen darauf hin, dass es notwendig sei, das in T-1-Auktionen versteigerte Volumen über fünf Jahre schrittweise zu erhöhen. Schließlich schlugen einige Beteiligte vor, i) die T-4-Auktionen abzuschaffen, ii) wöchentliche Auktionen zu veranstalten oder iii) zusätzliche T-2-Auktionen abzuhalten. (139) Die meisten Beteiligten gaben an, dass die derzeitigen Regelungen angemessen und ausreichend seien, und weisen insbesondere auf die große Erfolgsquote von Laststeuerungsanbietern bei den T-4-Auktionen hin. Sie führten an, dass i) alle Marktteilnehmer in gleichem Maße der ungewissen Durchführung oder dem ungewissen Kapazitätsvolumen von T-4- und T-1-Auktionen ausgesetzt seien, sodass Laststeuerungsanbieter nicht diskriminiert würden, ii) höhere Kapazitätsmengen, die für T-1 reserviert würden, die Wettbewerbsfähigkeit der T-1-Auktionen beeinträchtigen könnten und iii) höhere Kapazitätsmengen, die für T-1 reserviert würden, das Risiko einer Überversorgung erhöhen könnten, wenn der Kapazitätsbedarf für das Lieferjahr unter die zuvor festgelegten Werte sinke. 3.2.3.4. Mindestschwelle für die Teilnahme (140) Wie in Erwägungsgründen 30 und 31 beschrieben, gilt für die Teilnahme am Kapazitätsmarkt für alle Kapazitätsarten eine Mindestschwelle von 2 MW. (141) Einige Beteiligte schlugen vor, wesentlich niedrigere Teilnahmeschwellen (100 kW, 500 kW, < 1 MW) festzulegen, wobei sie sich auf andere Märkte bezogen, an denen Laststeuerungsbetreiber teilnehmen könnten (Pennsylvania-New Jersey-Maryland (PJM) Verbindungleitung, Ausgleichsmarkt und Hilfsdienste). (142) Darüber hinaus kritisierten einige Beteiligte das hohe Niveau der für Laststeuerung und Erzeugung geltenden Bietungsgarantie (5 000 GBP/MW im Jahr 2014) als diskriminierend gegenüber der Laststeuerung. Sie machten geltend, dass dies insbesondere für neue Laststeuerungsanbieter ein Eintrittshindernis darstellen könnte, da sich alle Teilnehmer am Kapazitätsmarkt verpflichten müssten, die Versorgung unbefristet abzudecken, und Laststeuerungsanbieter größere Schwierigkeiten als Erzeuger haben könnten, einen langen Lieferzeitraum abzudecken. Aufgrund des höheren wahrgenommenen Ausfallrisikos von Laststeuerungsanbietern könnten diese bei der Finanzierung der Bietungsgarantie größere Schwierigkeiten haben. (143) Im Gegensatz dazu wiesen viele Beteiligte auf die Bedeutung einer Teilnahmeschwelle von 2 MW hin. Abgesehen von der Notwendigkeit, die Verwaltungskosten niedrig zu halten, gaben einige Beteiligte an, dass i) der Schwellenwert von 2 MW nicht als Hindernis für die Teilnahme von Laststeuerung anzusehen sei, da das Vereinigte Königreich eine niedrigere Teilnahmeschwelle für die zweite Übergangsauktion (500 kW) getestet habe und sich nur acht Kapazitätsmarkteinheiten mit weniger als 2 MW qualifiziert hätten, wobei sie weniger als 3 % der Gesamtkapazität in dieser Auktion vertraten, und da in den letzten Auktionen keine Clusterbildung von Laststeuerungseinheiten bei der Schwelle von 2 MW festgestellt worden sei. Sie wiesen auch darauf hin, dass ii) die von PJM verwendete 100-kW-Schwelle für kleinere regionale Beschaffungen gelte und daher nicht vergleichbar sei. (144) Mehrere Beteiligte erklärten, dass eine Bietungsgarantie erforderlich sei, um die tatsächliche Lieferung zu gewährleisten und spekulative Projekte abzuschrecken. Ein Beteiligter teilte mit, dass bei den Übergangsauktionen, bei denen die Anforderung an die Bietungsgarantie nur 10 % der normalen Höhe betragen habe, ein hoher Anteil der neuen Kapazitäten nicht geliefert werden konnte (25 %). (145) Außerdem wiesen einige Beteiligte auf Vorteile hin, die der Laststeuerung gegenüber anderen Technologien gewährt würden: a) Nicht zertifizierte Laststeuerungsanlagen, die ihre Kapazität während der Laststeuerungstests nicht in voller Höhe erbrächten, verlören ihre Bietungsgarantie nur anteilig, sofern sie immer noch mindestens 90 % der ursprünglichen Kapazität, zu der sie sich verpflichtet hatten, liefern könnten, und selbst dann könne die entsprechende Laststeuerungseinheit ihre Kapazitätsvereinbarung behalten und Kündigungsgebühren vermeiden, sofern sie weiterhin über dem Schwellenwert von 2 MW läge. b) Die Kündigungsgebühren seien für Laststeuerungsbetreiber niedriger (bis zu 10 000 GBP/MW) als für Betreiber anderer Kapazitätsarten (bis zu 35 000 GBP/MW). c) Die gemeinsame Prüfung ermögliche es den Laststeuerungsanbietern das Testrisiko zu verringern, indem sie das Risiko einer Minderlieferung über eine Reihe von Kapazitätsmarkteinheiten verteilten (d. h. alle Kapazitätsmarkteinheiten mit einer Mehrlieferung könnten verwendet werden, um eine Minderlieferung zu kompensieren). d) Seit 2015 müssten Laststeuerungsanbieter für eine nicht zertifizierte Laststeuerungseinheit am Kapazitätsmarkt nur noch einmal eine Bietungsgarantie hinterlegen und könnten sich so für mehrere aufeinanderfolgende Auktionen präqualifizieren, obwohl sie nur eine Bietungsgarantie bereitstellten. e) 2016 hob die Regierung des Vereinigten Königreichs die im Vorfeld der Auktion erhobene Bietungsgarantie für Neuanlagen auf 10 000 GBP/MW an, während die Höhe der Bietungsgarantie im Vorfeld der Auktionen für nicht zertifizierte Laststeuerungsanlagen auf 5 000 GBP/MW festgesetzt wurde. f) Laststeuerungsanbieter hätten automatisch einen Anspruch auf Teilnahme an den Auktionen als „Preissetzer“ und ein Gebot oberhalb der Schwelle, die „Preisnehmer“ akzeptieren müssten. g) Laststeuerungsanlagen hätten einen einheitlichen De-Rating-Faktor von 84 %, unabhängig von der zur Bereitstellung der Kapazität verwendeten Technologie, während andere Technologieklassen spezifische De-Rating-Faktoren von 17 % bis 96 % hätten. h) Laststeuerungsanbieter hätten die Möglichkeit, vor der Bescheinigung ihrer Kapazität am Sekundärhandel teilzunehmen. 3.2.3.5. Offenheit der Maßnahme für erneuerbare Energiequellen und neue Technologien (146) Einige Beteiligte machen geltend, dass bestimmte erneuerbare Energien — insbesondere Wind- und Sonnenenergie — derzeit nicht am Kapazitätsmarkt teilnehmen dürften, was gegen die Leitlinien verstoße. Sie begrüßten zwar die Annahme neuer Regeln für Sonnen- und Windenergie im Juni 2019, kritisierten aber die Tatsache, dass diese Regeln 2014 noch nicht in Kraft gewesen seien, und die Tatsache, dass sich die neuen Regeln auf Wind- und Sonnenenergie beschränkten und keine anderen erneuerbaren Energien oder neuen Technologien einschlossen. So sei beispielsweise ein Windpark bei der Präqualifikation für die T-4-Auktion im Jahr 2017 abgelehnt worden. Es habe auch keinen Mechanismus für die Präqualifikation von subventionsfreien erneuerbaren Energien für die (abgesagte) T-4-Auktion im Jahr 2018 (für das Lieferjahr 2022/2023) gegeben. Andere Stellungnahmen kritisierten, dass die De-Rating-Faktoren für erneuerbare Energien zu restriktiv seien. (147) Ein weiterer Beteiligter sprach sich gegen die Einbeziehung fluktuierender erneuerbarer Energien in den Kapazitätsmarkt aus — insbesondere der Kapazitäten, die im Rahmen anderer Unterstützungsmaßnahmen aufgebaut und finanziert wurden — da sie weiterhin unabhängig von Kapazitätsmarktzahlungen betrieben würden und möglicherweise nicht in der Lage sein könnten, Strom während einer hohen Systembelastung zu erzeugen und zu verkaufen. 3.2.3.6. Beteiligung von Verbindungskapazität (148) Viele Beteiligte wiesen auf das langfristige Ziel der direkten Beteiligung ausländischer Kapazitäten hin und betonten, dass es notwendig sei, dem Vereinigten Königreich genügend Zeit einzuräumen, um sich an Verordnung (EU) 2019/943 anzupassen. (149) Andere Beteiligte kritisierten jedoch das derzeit im Vereinigten Königreich verwendete verbindungsleitungsbasierte Modell und forderten einen raschen Wechsel zur direkten Beteiligung ausländischer Kapazitäten. In einer Stellungnahme wurde darauf hingewiesen, dass den Betreibern von Verbindungsleitungen durch den Ober- und Untergrenzen-Mechanismus eine geregelte Rendite garantiert werde. Daher sei es nicht angemessen, dass diese Betreiber am Kapazitätsmarkt teilnehmen könnten, während Erzeugungsvorhaben, die Subventionen erhielten, nicht zur Teilnahme zugelassen seien. (150) Ein Beteiligter merkte an, dass es den Betreibern von Verbindungsleitungen gestattet sein sollte, sich an der Anfang 2018 für das Lieferjahr 2018/2019 durchgeführten T-1-Auktion zu beteiligen. Er kritisierte auch den Ausschluss von Betreibern von Verbindungsleitungen von Kapazitätsvereinbarungen mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr sowie die für Betreiber von Verbindungsleitungen angewandte De-Rating-Methode, die als diskriminierend bezeichnet wird, insbesondere weil sie auf individueller Basis und nicht pro Technologietyp berechnet werde, wie bei anderen am Kapazitätsmarkt beteiligten Technologien. 3.3. Angemessenheit der Maßnahme (151) Ein Beteiligter stellte die Vereinbarkeit des britischen Kapazitätsmarktes mit Randnummer (230) der Leitlinien infrage, da 2016 bestehende Erzeuger, die bei den Kapazitätsmarktauktionen einen Zuschlag erhielten, einen Preis von 22,50 GBP/kW/Jahr erhielten, während sie 2017 einen Preis von 8,40 GBP/kW/Jahr erhielten, was auf Überkompensationen und Zufallsgewinne hindeute. 3.3.1. Unterschiede bei den anwendbaren Laufzeiten von Verträgen (152) Die Stellungnahmen zu den anwendbaren Vertragslaufzeiten sind in den Erwägungsgründen 134 bis 136 zusammengefasst. 3.3.2. Ausschluss der langfristigen STOR (153) Ein Beteiligter vertritt die Auffassung, dass die Beteiligung von Anbietern langfristiger STOR (siehe Erwägungsgrund 32 Buchstabe f) am Kapazitätsmarkt zu Zufallsgewinnen führen würde, während der Ausschluss den ursprünglichen Geschäftsfall nicht untergraben würde. Darüber hinaus könnten diese Betreiber am Kapazitätsmarkt und an den jährlichen Auktionen kurzfristige STOR teilnehmen und anschließend (wenn sie einen Zuschlag bei den Kapazitätsmarktauktionen erhalten hätten) ihre langfristigen STOR-Verträge ohne Strafzahlung kündigen. (154) Ein weiterer Beteiligter machte geltend, dass es für Anbieter langfristiger STOR keine Aussicht gebe, Zufallsgewinne zu erzielen, da der Kapazitätsmarkt zu niedrigeren Cash-out-Preisen, niedrigeren Großhandelspreisen und einer geringeren Auslastung der STOR-Anlagen geführt haben soll. Darüber hinaus wären Anbieter langfristiger STOR de facto ausgeschlossen, da die endgültigen Kapazitätsmarktregeln vorsähen, dass nur Kraftwerke, die nach 2014 in Betrieb genommen wurden, als Neuanlage gelten. Außerdem würden die Banken eine einjährige Kapazitätsmarktvereinbarung nicht anstelle eines STOR-Vertrags über 15 Jahre akzeptieren. Sie machten ferner geltend, dass ein Rückforderungsmechanismus angemessener sei als ein vollständiger Ausschluss, und schlagen vor, für ihre Kraftwerke rückwirkend die Kapazitätsmarktvereinbarungen abzuschließen, die sie bereits seit 2014 hätten erhalten sollen. 3.3.3. Methode zur Kostendeckung (155) Die Methode zur Kostendeckung basiert auf dem Stromverbrauch an den Winterwerktagen zwischen 16.00 und 19.00 Uhr. Wie in Erwägungsgrund 187 des Einleitungsbeschlusses ausgeführt, hatte das Vereinigte Königreich vor der Durchführung öffentlicher nation