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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aler Konsultationen zum Kapazitätsmechanismus zunächst vorgesehen, die Höhe der Entgelte auf der Grundlage des Marktanteils des Energieversorgungsunternehmens an der Stromnachfrage zu berechnen, die während der sogenannten Triaden ermittelt wurde. Triaden sind drei halbstündige Perioden, in denen während der Monate von November bis Februar im Vereinigten Königreich der höchste jährliche Stromverbrauch verzeichnet wurde. (156) In den meisten Stellungnahmen zu diesem Punkt wird bemerkt, dass die Methode der Kostendeckung angemessen sei. Sie machen geltend, dass die derzeitige Methodik das richtige Gleichgewicht zwischen einerseits einer berechenbaren und fairen Grundlage für die Versorgergebühren und andererseits der Aufrechterhaltung eines Anreizes zur Nachfragereduzierung in den erwarteten Zeiten von Nachfragespitzen darstellt. (157) Einige Beteiligte brachten auch eine Reihe von Bedenken hinsichtlich der alternativen „Triadenmethodik“ zur Sprache: a) sie würde keine wesentliche Verringerung der Menge der über den Kapazitätsmarkt zu beschaffenden Kapazität oder deren Kosten bewirken, b) sie hätte die Kosten des Kapazitätsmarktes unverhältnismäßig auf die privaten Verbraucher abgewälzt, c) sie hätte eine unvorhersehbare Grundlage für die Berechnung der Entgelte geliefert — da das Angebot an den Triaden schwer zu prognostizieren sei, d) die Zeiten hoher Systembelastung entsprächen nicht zwangsläufig den drei Halbstundenperioden der Triaden, e) Laststeuerungsaktivitäten und/oder eine an ein Verteilernetz angeschlossene Stromerzeugung zur Vermeidung der Triaden (verwendet zur Finanzierung anderer Maßnahme) hätten zu ineffizienten Dispatch-Entscheidungen geführt und den Großhandelspreis zu Spitzenzeiten gedrückt. (158) Andere Beteiligte standen der gewählten Kostendeckungsmethodik kritisch gegenüber. Sie machen geltend, dass i) sie nicht mit der Erwartung, dass der Kapazitätsmarkt nur während der Nachfragespitzen aktiviert werde, übereinstimme, ii) nur wenige Laststeuerungsanbieter die Nachfrage an jedem Wintertag von 16.00 und 19.00 Uhr verringern könnten, und iii) die „tatsächliche“ Kapazitätslücke überschätzt werde und die Gesamtkosten des Kapazitätsmarktes höher ausfielen. Diese Beteiligten argumentieren auch, dass eine auf den Triaden basierende Methodik besser geeignet wäre, da sie einen Markt für die Vermeidung von Kapazitätsmarkt-Kosten schaffen würde. Ein Beteiligter brachte eine Reihe weiterer Argumente vor: Die Triadenmethodik würde die Preisvorhersagbarkeit für die meisten Versorger nicht beeinträchtigen, da fast alle Privatkunden und KMU nach ihrem Verbrauchsprofil abgerechnet würden, Triaden zu vermeiden, habe sich als erfolgreich erwiesen, wenn es darum ginge, flexible Kunden zu ermutigen, sich an der Laststeuerung zu beteiligen, und die auf dem Zeitraum von 16.00 bis 19.00 Uhr basierende Methodik ermutige den Einsatz umweltbelastender für den Eigenverbrauch bestimmter Erzeugungsanlagen, um die Nachfrage in diesem Zeitraum zu reduzieren. (159) Einige Beteiligte unterstützten den im Erwägungsgrund 187 des Einleitungsbeschlusses dargelegten Standpunkt der Kommission, dem zufolge die Kommission bei der Bewertung dieser Frage auch Randnummer (25) der Leitlinien berücksichtigen müsse, wonach die Vereinbarkeit der Maßnahme ausschließlich auf der Grundlage der in Abschnitt 3.9.5 der Leitlinien festgelegten Kriterien bewertet werden dürfe. Diese Bestimmung enthielte keine Bezugnahme auf die Finanzierung von Maßnahmen für eine angemessene Stromerzeugung. Andere hingegen verwiesen auf das Urteil Gerichts, um diesen Standpunkt zu kritisieren. 3.4. Vermeidung negativer Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel (160) Einige Beteiligte erklärten, dass der Kapazitätsmarkt i) ausdrücklich darauf ausgerichtet sein müsse, Treibhausgasemissionen zu minimieren, indem er die Netzsicherheit durch emissionsfreie Technologien unterstützt, ii) mehr Energie aus erneuerbaren Quellen fördern solle oder iii) Energiequellen bevorzugen solle, die aus Sicht der Dekarbonisierung strategisch wichtig sind, während umweltschädliche Brennstoffe oder Technologien, die nicht mit einem dekarbonisierten Stromsektor vereinbar sind, schrittweise ausgeschlossen werden müssten. (161) In einigen Stellungnahmen wurde auch darauf hingewiesen, dass die Kommission bei ihrer Untersuchung die neuen Regeln für Kapazitätsmechanismen berücksichtigen solle, die in der Verordnung (EU) 2019/943 enthalten seien, insbesondere um Kapazitäten mit hohen CO2-Emissionen zu begrenzen. 3.5. Stillhalteverpflichtung (162) Einige Beteiligte hoben eine Reihe von Maßnahmen hervor, die das Vereinigte Königreich nach dem Urteil des Gerichts ergriffen habe (siehe Erwägungsgrund 18) — Durchführung einer Ersatz-T-1-Auktion und (möglicherweise) einer T-3-Auktion (siehe Erwägungsgründe 53 und 156 des Einleitungsbeschlusses). Diese Maßnahmen würden weiterhin die Durchsetzung bestehender Vereinbarungen als Gegenleistung für die Aussicht auf verzögerte Zahlungen gewährleisten sowie die fortgesetzte Erhebung von Versorgerabgaben. Dies böte den Teilnehmern am Kapazitätsmarkt während der Stillhaltefrist einen wirtschaftlichen Vorteil und stelle daher eine rechtswidrige Beihilfe dar. (163) Die betreffenden Parteien forderten die Kommission auf, nach Artikel 13 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2015/1589 des Rates (50) eine Aussetzungsanordnung zu erlassen, der zufolge das Vereinigte Königreich aufgefordert werde, jegliche rechtswidrige Beihilfe auszusetzen, bis die Kommission über die Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Gemeinsamen Markt entschieden habe. 4. STELLUNGNAHME DES VEREINIGTEN KÖNIGREICHS (164) In diesem Abschnitt werden die am 12. April 2019 eingegangene Stellungnahmen des Vereinigten Königreichs zum Einleitungsbeschluss sowie die am 7. Juni 2019, 19. Juli 2019 und 12. September 2019 eingegangenen Stellungnahmen zusammengefasst. 4.1. Ziel gemeinsamen Interesses und Notwendigkeit der Maßnahme (165) Nach Angaben des Vereinigten Königreichs zeigt seine Analyse, unterstützt durch die Auffassung des National Grid Electricity System Operator (NG ESO), dass der Ausfall des Kapazitätsmarktes die Versorgungssicherheit im Vereinigten Königreich beeinträchtigen und die Lastunterdeckungserwartung ab 2019/2020 jedes Jahr über den Zuverlässigkeitsstandard von 3 Stunden/Jahr ansteigen würde. Am 7. Juni 2019 teilte das Vereinigte Königreich mit, dass es zusammen mit National Grid die im Dezember 2018 vorgelegte und in den Erwägungsgründen 102 bis 104 und 94 bis 96 des Einleitungsbeschlusses beschriebene Analyse überprüft habe und bestätigte, dass sie weiterhin den neuesten und besten Überblick über die Notwendigkeit des Kapazitätsmarktes gebe. (166) Das Vereinigte Königreich widerspricht der Behauptung, der britische Strommarkt sei überversorgt: a) Das von National Grid verwendete Parametrisierungsverfahren sei nicht allzu konservativ, sondern ziele darauf ab, ein geeignetes Risikogleichgewicht (zwischen Überversorgung und Kapazitätsmangel) in einem von Natur aus unsicheren Verfahren zu gewährleisten. Das Vereinigte Königreich weist darauf hin, dass Ofgem Anreize biete, damit National Grid die Nachfrage genau prognostiziere (51). b) Die Kapazitätsmargen für den Winter 2018/2019, die besser als erwartet gewesen seien, veranschaulichten die erheblichen Unsicherheiten und Herausforderungen bei der genauen Vorhersage der zukünftigen Kapazitätsnachfrage (hier sei darauf hingewiesen, dass die Bewertung für 2018/2019 Anfang 2014 abgeschlossen wurde). Laut dem ENTSO-Prospektivbericht Winter würden einige größere Einheiten, die bei der Kapazitätsmarkt-Auktion keinen Zuschlag erhalten hätten, voraussichtlich im Winter 2018/2019 in Betrieb bleiben. Dies könnte auf höhere Großhandelspreise zurückzuführen sein, die durch den Anstieg der Gaspreise und der Kohlenstoffkosten bedingt seien. c) Diese unerwartete und günstige Verschiebung der Marktbedingungen vor dem Winter 2018/2019 habe es der britischen Regierung trotz des Urteils des Gerichts ermöglicht, für den entsprechenden Winter beruhigende Aussagen zur Versorgungssicherheit zu machen. Die Clearingpreise sind indes derzeit niedrig und das Vereinigte Königreich ist der Ansicht, dass dies einer der Erfolge des Kapazitätsmarktes sei — dass ein hohes Maß an Wettbewerb bei den Auktionen für den Verbraucher die benötigten Kapazitäten, einschließlich einiger neuer Kapazitäten, zu niedrigeren Kosten als zunächst erwartet gesichert hätte. d) In Bezug auf die Behauptung, dass die erhebliche Zunahme an Verbindungsleitungen zu einem Kapazitätsüberangebot geführt habe, stellt das Vereinigte Königreich fest, dass Verbindungsleitungen an Kapazitätsauktionen teilnehmen, sodass ihr Beitrag zum Kapazitätsbedarf des Vereinigten Königreichs angemessen berücksichtigt wird. Die De-Rating-Faktoren für Verbindungsleitungen werden jährlich überprüft, um sicherzustellen, dass sie weiterhin geeignet sind. (167) Das Vereinigte Königreich bestreitet, dass der Energy-Only-Markt besser geeignet sei, eine angemessene Stromerzeugung sicherzustellen. i) Das Vereinigte Königreich verweist auf das in den Erwägungsgründen 105 bis 109 (und in den Erwägungsgründen 97 bis 101 des Einleitungsbeschlusses) beschriebene Marktversagen. ii) Die Einführung von intelligenten Zählern — derzeit nutzen weniger als ein Drittel der Verbraucher intelligente Zähler — und Tarifen für dynamische Nutzungszeiten befindet sich noch in einem Anfangsstadium. Daher ist das Vereinigte Königreich nicht der Ansicht, dass sich das Marktversagen der Versorgungssicherheit als öffentliches Gut seit 2014 erheblich verändert hat, und es sei noch zu früh, um beurteilen zu können, inwieweit eine größere Verbreitung von intelligenten Zählern dieses Marktversagen künftig beeinflussen wird. iii) Die Cash-out-Reform habe seit der Einführung des Kapazitätsmarktes zu höheren Cash-out-Preisen geführt, aber die von Natur aus hohe Unsicherheit über Knappheitsereignisse mache das Vertrauen auf hohe Knappheitsrenten allein zu einer riskanten Strategie für Investoren: Die Cash-out-Reform werde das Missing-Money-Problem wahrscheinlich nicht allein lösen. iv) Unter Bezugnahme auf die Überprüfung der Energiepolitik Australiens im Jahr 2018 durch die Internationale Energieagentur stellt das Vereinigte Königreich fest, dass die hohen Strompreise in Australien durch mangelnden Wettbewerb und Strukturprobleme verursacht seien und nicht dadurch, dass es sich um einen gut funktionierenden Energy-Only-Markt handele. (168) Das Vereinigte Königreich bestreitet auch, dass das Missing-Money-Problem durch den Kapazitätsmarkt fortgeschrieben würde. i) Durch den wettbewerbsorientierten Auktionsprozess werde das Ausmaß Missing-Money-Problems aufgedeckt. Da die zugrunde liegenden Probleme, die zum Missing-Money-Problem geführt haben, angegangen würden und das Potenzial, Knappheitsrenten durch steigende Strommarktpreise zu sichern, anstiege, erwarte das Vereinigte Königreich, dass die Marktteilnehmer weniger auf Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt angewiesen sein würden, da wettbewerbsorientierte Auktionen die Clearingpreise gegen null treiben würden. An diesem Punkt sei es möglich, dass ein Kapazitätsmarkt nicht mehr nötig ist. ii) Im Gegensatz zu dem, was einige Beteiligte vorbringen, ist das Vereinigte Königreich der Ansicht, dass die Strommarktpreise nicht durch das Urteil des Gerichts oder die nachfolgenden Regierungsentscheidungen oder Ankündigungen beeinflusst worden seien. Längerfristige Trends deuteten darauf hin, dass die durchschnittlichen Grundlastpreise und die Volatilität der Preise seit 2017/2018, dem ersten Lieferjahr des Kapazitätsmarktes, tatsächlich gestiegen seien. Dies deute darauf hin, dass andere Faktoren einen größeren Einfluss auf die Preise hätten und dass einige Beteiligte den preisdämpfenden Effekt des Kapazitätsmarktes überbewerteten. (169) Nach Angaben des Vereinigten Königreichs sind unter Berufung auf den „National Grid EMR Electricity Capacity Report“ von 2018 nur sehr wenige Daten über Laststeuerung verfügbar und die beste Quelle für Verträge mit Laststeuerungsanbietern seien die Kapazitätsmarktregister, wie in Tabelle 2 des Einleitungsbeschlusses beschrieben (siehe Tabelle 1 des vorliegenden Beschlusses). Eine Analyse der Ergebnisse der ersten Übergangsauktionen (siehe Tabelle 4) deute darauf hin, dass rund 70 % der Laststeuerungsanbieter, die einen Zuschlag für eine Vereinbarung erhalten hätten, verbraucherseitige Stromerzeuger gewesen seien, in der Regel mit Back-up-Dieselgeneratoren. Laut dem Vereinigten Königreich deutet eine aktuelle Branchenumfrage unter Laststeuerungsanbietern auf eine hohe Beteiligung bestehender Laststeuerungsanbieter (70 %) am Kapazitätsmarkt hin. Darüber hinaus sind Schätzungen zu den Laststeuerungsanbietern, die an anderen Stromversorgungsleistungen teilnehmen, tendenziell ähnlich: So habe beispielsweise der Anteil des Stroms aus gesteuerten Lasten am Portfolio der Ausgleichsprodukte und -dienstleistungen von National Grid 2015 rund 708 MW betragen. Das Vereinigte Königreich weist darauf hin, dass es zahlreiche Versuche gegeben habe, das Gesamtpotenzial der Laststeuerungskapazität im Vereinigten Königreich zu schätzen, dass diese Schätzungen jedoch mit erheblichen Vorbehalten verbunden seien, die oft auf dem Mangel an vorhandenen Daten beruhten, was zu sehr unterschiedlichen Schätzungen geführt habe. So teilte das Vereinigte Königreich beispielsweise mit, dass, während der Verband für dezentrale Energie 2016 schätze, dass es bis zu 9,8 GW aus über das gesamte Vereinigte Königreich verteilten Komponenten geben könne, die 2020 mindestens einmal jährlich heruntergefahren werden könnten, das Zukunftsenergieszenario 2018 von National Grid für 2019/2020 bis zu 1 GW an tragfähiger industrieller und gewerblicher Laststeuerung durch Abschaltung erkenne, von der man erwarte, dass sie sich über ein Jahrzehnt hinweg etwa verdoppele. (170) Hinsichtlich der Übergangsauktionen (TA) gibt das Vereinigte Königreich an, dass sie speziell zur Unterstützung des Laststeuerungssektors konzipiert worden seien, und unabhängige Bewertungen der Übergangsauktionen hätten ergeben, dass sie weitgehend erfolgreich bei der Erreichung ihres Ziels gewesen seien. Ein zweitrangiges Ziel der Übergangsauktionen habe darin bestanden, einen Beitrag zur Verbesserung des Verständnisses des Sektors zu leisten. Erkenntnisse dieser Bewertungen, die jetzt umgesetzt worden seien oder noch würden, hätten Wege aufgezeigt, wie die Beteiligung von Laststeuerungsanbietern am Kapazitätsmarkt gefördert werden könne (siehe „Gemeinsame Prüfung“ in Erwägungsgrund 145, Neuzuordnung der Komponenten von Laststeuerungseinheiten in Erwägungsgrund 180). Schließlich weist das Vereinigte Königreich darauf hin, dass die Teilnehmer an den Übergangsauktionen in den Jahren 2014 und 2015 von der Teilnahme an den T-4-Auktionen ausgeschlossen gewesen seien (sie dürften aber an allen anderen T-4-Auktionen teilnehmen), weil sie die über die Übergangsauktionen verfügbare zusätzliche Unterstützung nicht mehr benötigten, da sie bereits ausreichend reif gewesen seien, um bei diesen Auktionen wettbewerbsfähig zu sein. Die Teilnehmer an den Übergangsauktionen seien jedoch berechtigt gewesen, an den T-1-Auktionen für die entsprechenden Lieferjahre teilzunehmen, um sicherzustellen, dass die Teilnehmer an den Übergangsauktionen für jedes einzelne Lieferjahr Zugang zum Markt hätten. 4.2. Geeignetheit der Maßnahme 4.2.1. Wahl des Instruments (171) Das Vereinigte Königreich teilt nicht die Ansicht einiger Beteiligten, dass eine strategische Reserve dem Kapazitätsmarkt vorzuziehen sei. Obwohl das Vereinigte Königreich anerkennt, dass strategische Reserven ein wirksames Mittel zur Bewältigung vorübergehender Probleme bei der angemessenen Versorgung sein können, seien sie auf Märkten, auf denen Kapazitätsengpässe akut sind oder länger andauern, weniger geeignet, da sie mit einem größeren Risiko von Marktverfälschungen verbunden sind. Nach Angaben des Vereinigten Königreichs sei dies auf eine Reihe von Faktoren zurückzuführen, vor allem auf das Unvermögen, die Reserven außerhalb des Marktes zu halten, die Notwendigkeit eines zentraleren Managements solcher strategischer Reserven, die zu einer unzureichenden oder ungeeigneten Inanspruchnahme der Reservekapazität führen kann, und das Risiko, dass die Reserve sich im Laufe der Zeit stetig vergrößere, wenn sich Anlagenbetreiber dazu entschieden, mit dem Mechanismus zu „spielen“, und es vorzögen, die Reserven zurückzuhalten, als die Risiken eines Energy-Only-Marktes einzugehen (52). (172) Darüber hinaus erklärt das Vereinigte Königreich, dass eine strategische Reserve keine Anreize für Investitionen in neue Anlagen schaffen würde. Im Gegenteil könne sie wirksam eine Preisobergrenze (oder die Wahrnehmung einer Preisobergrenze) auf dem Markt schaffen, da die Anleger befürchten könnten, dass die britischen Behörden im Fall von Preisspitzen unter Druck geraten würden, den Preis für den Dispatch von Reservekapazitäten zu senken, wobei sie ihre Knappheitserträge verlören und ihr Investitionsfall untergraben würde. Nach Ansicht des Vereinigten Königreichs seien marktweite Kapazitätsmärkte effektiver bei der Förderung von Investitionen in neue Kapazitäten, um längerfristige Aspekte der angemessenen Versorgung anzugehen. 4.2.2. Vergütung ausschließlich für die Bereitstellung von Kapazitäten (173) Das Vereinigte Königreich erklärt, dass es die Notifikationsmodalitäten im Vorfeld einer hohen Systembelastung gewählt habe, um den Leitlinien nachzukommen, insbesondere Randnummer (225) über die Vergütung der reinen Verfügbarkeit anstelle von gelieferter Energie. Ein spezieller Dispatch-Mechanismus würde die Märkte beeinträchtigen. Im Rahmen der Fünfjahresbewertung plant das Vereinigte Königreich, Mechanismen zu prüfen, mit denen den Teilnehmern am Kapazitätsmarkt mehr Informationen über Zeiten hoher Systembelastung zur Verfügung gestellt werden könnten, auch wenn nicht vorgesehen ist, einen vollständigen Dispatch-Mechanismus einzuführen. (174) Was die Wirksamkeit der Sanktionsregelung des Kapazitätsmarktes angeht, werde das Vereinigte Königreich als Reaktion auf die zunehmende Beteiligung nichtkonventioneller Technologien im Anschluss an die Fünfjahresbewertung eine Stärkung der Sanktionsregelung in Betracht ziehen. (175) Das Vereinigte Königreich erkennt an, dass Kapazitätsanbieter in Fällen, in denen sie die Energie bei hoher Systembelastung nicht physisch einspeisen, mit Sanktionen belegt werden können. In diesem Zusammenhang könne davon ausgegangen werden, dass der Kapazitätsmarkt einem Modell der „gelieferten Energie“ folgt. Im Rahmen des Kapazitätsmarktes ist es in der Praxis jedoch sehr unwahrscheinlich, dass zu Dispatch-Verzerrungen kommt, da die hohe Systembelastung mit Bezug auf Ultima-Ratio-Maßnahmen von National Grid definiert werde, sobald der Markt nicht in der Lage ist, zu liefern. Daher stünde der Kapazitätsmarkt im Einklang mit Randnummer (225) der Leitlinien. 4.2.3. Offenheit der Maßnahme für alle relevanten Kapazitätsanbieter 4.2.3.1. Mögliche Diskriminierung von Laststeuerungsanbietern wegen des Fehlens zeitgebundener Liefervereinbarungen (176) Das Vereinigte Königreich teilt mit, dass den an den Übergangsauktionen teilnehmenden Kapazitätsanbietern eine zeitgebundene Variante der Standardkapazitätsvereinbarung zur Verfügung stand: Kapazitätsanbieter hätten sich dafür entscheiden können, ihre Kapazität im Gegenzug für reduzierte Kapazitätszahlungen nur von 16.00 bis 19.00 Uhr zur Verfügung zu stellen. Die Nachfrage nach diesem Produkt in den Übergangsauktionen habe sich jedoch als vernachlässigbar erwiesen: Nur eine der 89 Kapazitätsmarkteinheiten, die einen Zuschlag bei den Auktionen erhalten hätten, habe sich für diese Art von Vereinbarung entschieden. Daher könne nach Angaben des Vereinigten Königreichs das Fehlen eines zeitgebundenen Produkts bei den Hauptauktionen nicht als erhebliches Hindernis für die Teilnahme angesehen werden. Darüber hinaus macht die britische Regierung geltend, dass zeitgebundene Kapazitätsvereinbarungen die Anforderungen an die Angemessenheit der Stromerzeugung nicht vollständig erfüllten (eine hohe Systembelastung sei nicht unbedingt auf bestimmte Tageszeiten beschränkt) und zusätzliche Komplexität bei der Berechnung des Gesamtkapazitätsbedarfs für ein bestimmtes Lieferjahr schaffen würden. 4.2.3.2. Unterschiede bei den anwendbaren Laufzeiten von Verträgen (177) Das Vereinigte Königreich weist darauf hin, dass neue, projektfinanzierte Erzeugungsanlagen ohne Zugang zu langfristigen Vereinbarungen möglicherweise nicht an den Kapazitätsauktionen teilnehmen könnten. Ohne diese längere Amortisationszeit wären Bewerber mit projektfinanzierten Entwicklungen verpflichtet, auf hohem Niveau zu bieten, was die Höchstgrenze für Auktionspreise überschreiten könnte. Dies erhöhe das Gebotsniveau unnötig und damit den Gesamtbetrag der über den Kapazitätsmarkt gezahlten Beihilfen und das Risiko von Zufallsgewinnen für andere Kapazitätsanbieter. Das Ergebnis könne sogar sein, dass neu errichtete Kapazitäten überhaupt nicht an der Auktion teilnähmen und damit den Wettbewerb bei den Auktionen reduziert würde. (178) Das Vereinigte Königreich betont, dass die Stellungnahmen der Beteiligten, die auf ein niedriges CAPEX-Volumen für Laststeuerungsanbieter hinweisen, mit den durch die unabhängige Bewertung der zweiten Übergangsauktion gesammelten Angaben zu den Kapitalkosten von Laststeuerung durch Abschalten übereinstimmten. Das Vereinigte Königreich ist der Ansicht, dass die Durchschnittskosten in Höhe von 0,15 GBP/kW bei Zugrundelegung des Schwellenwerts für die Mindestkapitalausgaben in Höhe von 270 GBP/kW für Verträge mit einer Laufzeit von 15 Jahren vernachlässigbar sind. In Bezug auf das Argument, dass Aggregatoren mit erheblichen Personalkosten im Zusammenhang mit der Verwaltung und der Rekrutierung von Kunden konfrontiert seien, stellt das Vereinigte Königreich fest, dass dieses Argument nur für die Tätigkeit der Aggregation relevant sei und nicht für die Laststeuerung an sich, ähnliche Argumente könnten auch hinsichtlich anderer Arten von Kapazitäten vorgebracht werden. Darüber hinaus weist das Vereinigte Königreich darauf hin, dass neue Laststeuerungsanbieter mit einer verbraucherseitigen Stromerzeugung auch als Erzeuger am Kapazitätsmarkt teilnehmen und Gebote für Vereinbarungen mit einer Laufzeit von 15 Jahren abgeben könnten. (179) Das Vereinigte Königreich stellt fest, dass der Grundsatz der Nichtdiskriminierung nicht verlange, dass alle Unternehmen in allen Fällen genau gleich behandelt würden. Eine Ungleichbehandlung kann objektiv gerechtfertigt und tatsächlich erforderlich sein, um Diskriminierungen zu vermeiden. Laststeuerung und neue Erzeugungsanlagen befänden sich beispielsweise in Bezug auf die Höhe des CAPEX-Niveaus nicht in derselben Situation. Sie müssen daher hinsichtlich der verfügbaren Vertragslaufzeiten nicht unbedingt auf dieselbe Weise behandelt werden. Die bisherigen Ergebnisse der Auktionen deuten nicht darauf hin, dass der unterschiedliche Zugang zu langfristigen Vereinbarungen in der Praxis zu Verzerrungen bei den Auktionsergebnissen geführt hat. Die Leistung der Laststeuerung ist vergleichbar mit der (und regelmäßig besser als die) neu errichteter Erzeugungsanlagen: So hatte nicht zertifizierte Laststeuerung z. B. in der letzten T-4-Auktion eine höhere Erfolgsquote und ein umfangreicheres Gesamtvolumen als neu errichtete Stromerzeugungsanlagen. (180) Das Vereinigte Königreich weist schließlich darauf hin, dass die Vorschriften zum Kapazitätsmarkt im Juni 2019 geändert worden seien, um es Laststeuerungsanbietern zu ermöglichen, Komponenten ihrer Kapazitätseinheit während der Vertragslaufzeit neu zuzuweisen. Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass ohne eine angemessene Regulierung, die den Laststeuerungsanbietern den