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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Zugang zu längerfristigen Verträgen ermöglicht, eine Lücke im System entstehen könnte. Laststeuerungsanbieter könnten kostspielige Komponenten bündeln, um die Schwellenwerte für das CAPEX-Volumen künstlich zu erreichen, bevor diese während der Vertragslaufzeit gegen billigere Komponenten ausgetauscht würden. (181) Hinsichtlich des Ausschlusses von Verbindungsleitungen von längerfristigen Verträgen stellt das Vereinigte Königreich fest, dass es trotz des Fehlens mehrjähriger Vereinbarungen für Betreiber von Verbindungsleitungen auf dem Kapazitätsmarkt Pläne für mehrere Verbindungsleitungsprojekte gebe, was darauf hindeute, dass längerfristige Vereinbarungen nicht erforderlich seien, um Anreize für solche Investitionen zu schaffen. (182) Das Vereinigte Königreich ist der Ansicht, dass der Grundsatz der Verwendung von CAPEX-Schwellen weiterhin für die Festlegung der Vertragslaufzeit geeignet sei und ausgeweitet werden könnte. Daher hat sich das Vereinigte Königreich am 12. September 2019 verpflichtet: a) alle Arten von Kapazitäten (mit Ausnahme von Verbindungskapazitäten) für die Präqualifikation zur Abgabe von Geboten für die verschiedenen verfügbaren Vertragslängen zuzulassen, sollten sie nachweisen können, dass sie die in Erwägungsgrund 75 beschriebenen CAPEX-Schwellen erreichen, und b) diese CAPEX-Schwellenwerte zu verfolgen, um sicherzustellen, dass sie geeignet bleiben. 4.2.3.3. Begrenzte Garantie für das Volumen in der T-1-Auktion (183) Der gewählte Ansatz zur Kapazitätsreservierung für die T-1-Auktion zielt darauf ab, ein Gleichgewicht zwischen der Minimierung der Risiken für die Versorgungssicherheit (was ein größeres T-4-Auktionsvolumen begünstigen würde) und den Risiken einer Überversorgung (was ein größeres T-1-Auktionsvolumen begünstigen würde) herzustellen. Darüber hinaus werden T-1-Auktionen für Laststeuerungskapazitäten als der bevorzugte Markteintritt betrachtet, da diese Kapazitäten in der Regel kürzere Vorlaufzeiten haben. (184) Die Auktionsmengenverpflichtung des Beschlusses von 2014 wurde bisher eingehalten, wobei die in T-1 versteigerten tatsächlichen Mengen das vier Jahre zuvor reservierte Volumen übertrafen. (185) Das Vereinigte Königreich teilte ferner mit, dass das Reservieren eines festen Prozentsatz der Gesamtkapazität für T-1-Auktionen vier Jahre vor dem Lieferjahr das für neue Anlagen zur Verfügung stehende Kapazitätsvolumen in T-4-Auktionen verringern würde und daher diskriminierend sei. Es würde auch das T-1-Auktionsvolumen so weit erhöhen, dass das Ziel nicht unbedingt erreicht werden könne und es nicht wettbewerbsfähige T-1-Auktionen geben könne, insbesondere wenn dies mit zusätzlichen Kraftwerksschließungen einhergehe. (186) Die Befugnis des Ministers, eine Kapazitätsauktion zu verschieben oder abzusagen (siehe Erwägungsgrund 65 und 138), ist erforderlich, um eine wirksame Aufsicht über den Kapazitätsmarkt und das Auktionsverfahren zu gewährleisten und es der Regierung des Vereinigten Königreichs zu ermöglichen, auf unvorhergesehene Umstände reagieren zu können (z. B. Absage der Auktionen nach dem Urteil des Gerichts). Darüber hinaus stellt das Vereinigte Königreich fest, dass diese Vereinbarungen alle T-4- sowie T-1-Auktionen und alle präqualifizierten Teilnehmer gleichermaßen betreffen. Es könne daher nicht davon ausgegangen werden, dass eine bestimmte Art von Kapazitätsanbietern benachteiligt würde. (187) Um den Kapazitätsanbietern weiterhin Transparenz zu bieten, hat sich das Vereinigte Königreich am 12. September 2019 verpflichtet: a) in den T-1-Auktionen wenigstens 50 % der vier Jahre zuvor als Teil des Parametrierungsprozesses für die T-4-Auktion mit demselben Lieferjahr reservierten Kapazität zu beschaffen und b) weiterhin, wie in Erwägungsgrund 62 beschrieben, die auf einem Konfidenzintervall von 95 % basierende Reservierungsmethode anzuwenden, um das Mindestvolumen der Kapazität zu bestimmen, das für die T-1-Auktion reserviert wird. (188) Nach Angaben des Vereinigtem Königreichs i) würde eine T-2-Auktion, die auf eine kleinere, dezentrale Erzeugung ausgerichtet sei, Anlagen mit längeren Bauzeiten diskriminieren. Darüber hinaus sei die Notwendigkeit einer T-2-Auktion unklar, da kleine, dezentrale Erzeugungsanlagen mit kürzeren Bauzeiten im Augenblick zu den erfolgreichsten Kategorien neu errichteter Erzeugungsanlagen bei T-4-Auktionen gehören, und ii) würden wöchentliche Auktionen nicht die langfristigen Investitionssignale liefern, die ein Ziel des Kapazitätsmarktes seien, und es sei nicht klar, welchen Nutzen dies für die Versorgungssicherheit bringen könnte oder inwiefern sie sich von bestehenden Sekundärhandelsvereinbarungen unterscheiden würden. 4.2.3.4. Mindestschwelle für die Beteiligung (189) Das Vereinigte Königreich stellt fest, dass der Zweck der Untergrenze von 2 MW darin bestünde, die Verwaltung des Kapazitätsmarktprozesses überschaubar zu halten. Die Möglichkeit zur Aggregation stelle sicher, dass kleinere Kapazitäten nicht aus dem Kapazitätsmarkt ausgeschlossen oder benachteiligt würden. Die zweite Übergangsauktion habe nicht zu einem erheblichen Interesse von Kapazitätsmarkteinheiten mit weniger als 2 MW geführt (siehe Erwägungsgrund 68). Das Vereinigte Königreich weist darauf hin, dass es bei den letzten Auktionen keine Clusterbildung von Kapazitätsmarkteinheiten auf dem Niveau von 2 MW gegeben habe, was zu erwarten wäre, gäbe es eine Vorliebe oder ein Bedürfnis bei kleineren Kapazitätsmarkteinheiten. Darüber hinaus erinnert das Vereinigte Königreich, wie in seiner Anmeldung von 2014, daran, dass die Schwelle von 2 MW niedrig sei, insbesondere weil die Lieferung von Ausgleichslieferungen von National Grid im Jahr 2014 höhere Beteiligungsschwellen hatten (STOR und „Frequency Response“ hatten eine Schwelle von 3 MW) und die Schwelle viel niedriger sei als die in vielen anderen europäischen Kapazitätsmechanismen angewandten Schwellen, bei denen 10-50 MW keine Seltenheit seien (unter Bezugnahme auf den Abschlussbericht der Sektoruntersuchung über Kapazitätsmechanismen (53)). (190) Das Vereinigte Königreich stimmt den in den Erwägungsgründen 143 bis 145 genannten Stellungnahmen der Beteiligten zu. (191) Das Vereinigte Königreich weist darauf hin, dass die Teilnahme als Teil einer aggregierten Kapazitätseinheit in den meisten Fällen eine Absicherung gegen Nichteinspeisungsrisiken ermöglichen sollte. Der Aggregator könne seine Kapazitätseinheit so gestalten, dass der Ausfall einer Komponente durch einen anderen Bestandteil entweder innerhalb derselben Kapazitätseinheit oder durch eine andere Kapazitätseinheit innerhalb des Portfolios ausgeglichen werden könne, wodurch das Risiko verringert werde, dass Strafzahlungen oder Kündigungsgebühren fällig würden. (192) Das Vereinigte Königreich erklärt ferner, dass die Beibehaltung der Bietungsgarantie auf dem halben Wert des Betrags für neue Erzeugungsanlagen als geeignet erachtet werde, um sicherzustellen, dass die Anforderung keine unangemessene Eintrittsbarriere für neue Laststeuerungsanbieter schafft. Was die Belastung der Laststeuerungsbetreiber bis zur vollen Höhe der Bietungsgarantie betreffe, hätte die Änderung der Regel für die Neuzuweisung von Komponenten (siehe Erwägungsgrund 180), auch wenn die meisten Komponenten zertifiziert seien, einen Flexibilitätsmechanismus geschaffen, um dieses Problem vollständig anzugehen. (193) Das Vereinigte Königreich erkennt an, dass es eine kleine Zahl an Kapazitätsmarkteinheiten mit weniger als 2 MW geben könne, die gerne an der Auktion teilnehmen würden, es aber vorzögen, nicht zu aggregieren, ist aber nicht der Ansicht, dass der Mindestwert von 2 MW ein technisches Hindernis für die Teilnahme von DSR darstellt. Das Vereinigte Königreich erkennt jedoch an, dass es seit 2014 einen Trend zu niedrigeren Eintrittsschwellen in die Strommärkte gebe, wie etwa die Schwelle von 1 MW für TERRE (54). (194) Um den in Erwägungsgrund 193 beschriebenen Marktentwicklungen Rechnung zu tragen, hat das Vereinigte Königreich am 12. September 2019 zugesagt: a) die in den Erwägungsgründen 30 und 31 beschriebene Mindestbeteiligung am Kapazitätsmarkt für alle Auktionen, für die das Präqualifikationsverfahren ab Januar 2020 beginnt, auf 1 MW zu reduzieren und b) diesen Schwellenwert im Oktober 2021 erneut zu prüfen, um zu untersuchen, ob eine weitere Senkung möglich ist. 4.2.3.5. Offenheit der Maßnahme für erneuerbare Energiequellen und neue Technologien (195) Das Vereinigte Königreich gibt an, dass 2014 erwartet worden sei, dass Wind- und Sonnenenergie aufgrund ihrer hohen Kapitalkosten eine hohe und explizite Unterstützung als CO2-arme Energie benötigen würden, zum Beispiel im Rahmen der Regelung „Contracts for Difference“ (CfD) oder der Vorgängerregelung „Renewables Obligation“ (RO). Der Empfang dieser Subventionen würde sie de facto von der Teilnahme am Kapazitätsmarkt ausschließen. Daher wurde es als unnötig erachtet, Vorschriften, die ihre Teilnahme ermöglichten, auszuarbeiten und einzuführen. (196) Das Vereinigte Königreich erkennt an, dass die Kapitalkosten für bestimmte erneuerbare Energien in den letzten Jahren drastisch gesunken sind. Als sich herausstellte, dass Interesse bestand, „subventionsfreie“ Wind- und Fotovoltaikanlagen zu errichten und mit ihnen am Kapazitätsmarkt teilzunehmen, wurden die notwendigen Änderungen sondiert und so schnell wie möglich eingeführt — einschließlich der Einführung einer neuen De-Rating-Methode und der Sicherstellung, dass es nicht zu Überschneidungen von staatlichen Beihilfen kommt. Die notwendigen Änderungen an den Bestimmungen des Kapazitätsmarktes, die nötig waren, um diese fluktuierenden Technologien hinzuzufügen, wurden am 4. Juni 2019 vom Parlament des Vereinigten Königreichs verabschiedet. Das Vereinigte Königreich bestätigt, dass erneuerbare Energien (Wind- und Sonnenenergie) (vorbehaltlich einer positiven Entscheidung über die Beihilferegelung) für die für Januar 2020 geplanten T-1-, T-3- und T-4-Auktionen zugelassen seien. Folglich könnte der in Erwägungsgrund 146 genannte Windpark, der nicht an der Vorauswahl für die abgesagte T-4-Auktion im Jahr 2018 teilnehmen konnte, noch an der bevorstehenden T-3-Auktion, d. h. für dasselbe Lieferjahr (2022/2023), teilnehmen. (197) Um die Wiederholung einer ähnlichen Situation wie in Erwägungsgrund 146 zu ermöglichen, verpflichtete sich das Vereinigte Königreich am 12. September 2019, alle erforderlichen Regeln (z. B., aber nicht nur, De-Rating-Faktoren) zu entwickeln, um die wirksame Beteiligung aller neuen Kapazitätsarten, die wirksam zur Lösung des Problems einer angemessenen Stromerzeugung beitragen können, sicherzustellen, sobald diese Kapazitäten das Potenzial haben, zur Lösung des Problems der angemessenen Stromerzeugung beizutragen. (198) Das Vereinigte Königreich widerspricht der in Erwägungsgrund 147 erwähnten Stellungnahme. Am Beispiel des extremen Wetterereignisses im März 2018 (des sogenannten „Beast from the East“), bei dem der Wind als Schlüsselfaktor zur Vermeidung einer hohen Systembelastung festgestellt worden sei, betont das Vereinigte Königreich, dass Wind einen nachweisbaren Beitrag zur Versorgungssicherheit leiste. Nach eingehender Analyse sei daher eine geeignete De-Rating-Methode entwickelt worden, um diese Anlagen in den Kapazitätsmarkt aufnehmen zu können. 4.2.3.6. Beteiligung von Verbindungskapazität (199) Das Vereinigte Königreich weist darauf hin, dass immer klar gewesen sei, dass es die direkte Beteiligung ausländischer Kapazitäten am Kapazitätsmarkt für die beste Lösung halte, um zur Versorgungssicherheit beizutragen. Eine direkte ausländische Beteiligung hätte jedoch aus dem in Erwägungsgrund 35 (und Erwägungsgrund 28 des Einleitungsbeschlusses) dargelegten Gründen nicht unmittelbar erfolgen können. (200) Unter Berücksichtigung der Tatsache, dass andere Mitgliedstaaten seit 2014 marktweite Kapazitätsmechanismen mit der Aussicht auf eine direkte Beteiligung ausländischer Kapazitäten eingeführt haben, und unter Berücksichtigung des Inkrafttretens der Verordnung (EU) 2019/943 am 4. Juli 2019 hat sich das Vereinigte Königreich am 12. September 2019 verpflichtet: a) sich darum zu bemühen, die direkte Teilnahme ausländischer Kapazitäten an Auktionen, für die das Präqualifikationsverfahren ab Januar 2020 beginnt, umzusetzen, unter der Voraussetzung, dass Kooperationsvereinbarungen mit den Übertragungsnetzbetreibern in den Nachbarländern geschlossen werden, in denen sich die beteiligten Kapazitäten befinden, 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 Regeln und Bestimmungen durch die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) genehmigt und gemäß Artikel 27 der oben genannten Verordnung auf der Website der Behörde veröffentlicht wurden und anwendbar geworden sind. (201) Das Vereinigte Königreich ist nicht der Ansicht, dass das Vergütungssystem mit Ober- und Untergrenze (Cap and Floor-Regelung) Betreibern von Verbindungsleitungen einen unlauteren Vorteil bei Kapazitätsmarktauktionen verschaffe. Etwaige Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt würden berücksichtigt, bevor die Einnahmen aus Verbindungsleitungen hinsichtlich der Regelung für Ober- und Untergrenze bewertet würden. Eine Verbindungsleitung würde nur dann eine Zahlung in Höhe der Untergrenze erhalten, wenn seine Gesamteinnahmen (einschließlich der Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt) unter der festgelegten Untergrenze lägen. Entsprechend zahlten Betreiber von Verbindungsleitungen den Überschuss an den Verbraucher zurück, wenn die Gesamteinnahmen höher seien als die Obergrenze. Ober- und Untergrenzen blieben den Marktpreisen und den Einnahmeschwankungen zwischen Ober- und Untergrenze ausgesetzt. (202) Schließlich teilte das Vereinigte Königreich mit, dass es allen Interessenvertretern seit September 2014 klargestellt hat, dass Verbindungsleitungen für die Auktionen für das Lieferjahr 2019/2020 zugelassen würden: allerdings nicht für die 2018 veranstaltete T-1-Auktion für das Lieferjahr 2018/2019. Nach Angaben des Vereinigten Königreichs hat sich das Vereinigte Königreich im Rahmen des Verfahrens zur Bewertung staatlicher Beihilfen von 2014 zu Folgendem verpflichtet: Sollte die Ex-post-Bewertung ergeben, dass der Beitrag der Verbindungsleitungen in der für 2014 geplanten T-4-Auktion unterschätzt wurde, werde das Vereinigte Königreich die Kapazität der 2017 veranstalteten T-1-Auktion entsprechend verringern (siehe Erwägungsgrund 124 des Beschlusses von 2014). Das Vereinigte Königreich machte geltend, dass es zur Erfüllung dieser Verpflichtung die in der T-1-Auktion für das Lieferjahr 2018/2019 zu beschaffenden Kapazitäten hätte verringern müssen, was mit einer Erhöhung der zu beschaffenden Kapazität unvereinbar sei (dies wäre aber notwendig gewesen, hätten die Verbindungsleitungen an dieser T-1-Auktion teilnehmen sollen). Hinsichtlich der auf Verbindungsleitungen angewendeten De-Rating-Methode wies das Vereinigte Königreich darauf hin, dass die Methode je nach Technologietyp variiere, um gleiche Wettbewerbsbedingungen zu gewährleisten. Insbesondere werden die De-Rating-Faktoren aufgrund der signifikanten Unterschiede zwischen Verbindungsleitungen und vernetzen Märkten auf der Grundlage der einzelnen Verbindungsleitungen festgelegt. Darüber hinaus legt National Grid jedes Jahr für jedes Verbundland eine modellierte Spanne von De-Rating-Faktoren fest (unter Verwendung einer europaweiten stochastischen Modellierungsmethodik). Diese allgemeine Methodik wird dann von einem Gremium technischer Sachverständiger validiert, das bestätigt, dass die Analyse von National Grid korrekt und geeignet ist, das Gremium schlägt dann eine angemessene Herabstufung innerhalb jedes Bereichs vor. Der Minister legt dann die endgültigen Werte fest. Das Vereinigte Königreich betonte ferner, dass die Vergabe langfristiger Verträge an Betreiber von Verbindungsleitungen nicht mit dem Standpunkt des Vereinigten Königreichs vereinbar sei, dass das Modell der Verbindungsleitungen eine kurzfristige Lösung sei (siehe Erwägungsgrund 199), bis eine direkte ausländische Beteiligung eingeführt werde. 4.3. Verhältnismäßigkeit der Maßnahme 4.3.1. Unterschiede bei den verfügbaren Vertragslaufzeiten (203) Die Stellungsnahmen zu den verfügbaren Vertragslängen sind in Erwägungsgründen 177 bis 180 zusammengefasst. 4.3.2. Ausschluss der langfristigen STOR (204) Das Vereinigte Königreich beharrt darauf, dass der Ansatz, der 2014 gegenüber Anbietern langfristiger STOR verfolgt worden sei, auf den besten zu diesem Zeitpunkt verfügbaren Erkenntnissen beruht habe. Es werde erwartet, dass die den Betreibern Zufallsgewinne erzielten, wenn es ihnen erlaubt wäre, am Kapazitätsmarkt teilzunehmen, was im Widerspruch zu Randnummern (228) und (230) der Leitlinien stünde. Damals war zu erwarten, dass STOR-Betreiber in den kommenden Jahren neben den festen Verfügbarkeitszahlungen auch erhebliche Nutzungszahlungen erhalten würden. (205) Das Vereinigte Königreich ging nicht davon aus, dass die Nutzungszahlungen insgesamt effektiv ausbleiben würden. Es sei nun wahrscheinlich, dass Anbieter langfristiger STOR nur noch im Falle einer hohen Systembelastung Nutzungsentgelte erhielten, da National Grid in diesem Fall alle ihm zur Verfügung stehenden Ressourcen bereitstellen werde. (206) Das Vereinigte Königreich machte geltend, dass der Ausschluss von Anlagen für langfristige STOR vom Gebot für langfristige Vereinbarungen auf dem Kapazitätsmarkt im Einklang mit der Logik stehe, langfristige Vereinbarungen nur mit solchen Erzeugungsanlagen abzuschließen, die ansonsten eine Eintrittsbarriere erfahren würden. Darüber hinaus könnten Anlagen, die zum Zeitpunkt der ersten Kapazitätsmarktauktion im Jahr 2014 in Betrieb genommen wurden, nicht mehr als „neu“ betrachtet werden. (207) Das Vereinigte Königreich betonte, dass die Betreiber sich hätten entscheiden können, von den STOR-Verträgen zurückzutreten, wenn sie einen Zuschlag auf einer Kapazitätsmarktauktion erhalten hätten, da die Beendigung ihrer langfristigen STOR-Verträge sanktionsfrei gewesen wäre. (208) Das Vereinigte Königreich erklärte, dass der vorgeschlagene „Rückforderungsmechanismus“ 2014 nicht von dem Beteiligten vorgeschlagen und als nicht notwendig angesehen worden sei, da die den Betreibern von langfristiger STOR zur Verfügung stehenden Einnahmen als gleichwertig mit den Subventionssystemen für kohlenstoffarme Erzeugung (CfD, RO, FiT) angesehen worden seien, die ebenfalls von der Beteiligung am Kapazitätsmarkt ausgeschlossen gewesen seien. (209) Das Vereinigte Königreich stellte fest, dass die vom Beteiligten vorgeschlagene Abhilfemaßnahme, ab 2014 rückwirkend Verträge für das Werk zu vergeben, unangemessen sei. Dies würde dem Betreiber ein risikofreies, verbraucherfinanziertes Einkommen für einen Zeitraum bieten, in dem er keine Lieferverpflichtungen nach den Regeln des Kapazitätsmarktes gehabt habe. (210) Da sich die Marktbedingungen seit 2014 möglicherweise geändert haben, möchte das Vereinigte Königreich prüfen, ob STOR-Betreiber für künftige Auktionen zugelassen werden sollten. 4.3.3. Methode zur Kostendeckung (211) Das Vereinigte Königreich betonte, dass die Leitlinien (in Abschnitt 3.9.5) bei der Beurteilung der Verhältnismäßigkeit einer Maßnahme die Finanzierung einer Maßnahme zur Angemessenheit der Stromerzeugung nicht als relevantes Kriterium beinhalten. Dennoch ist das Vereinigte Königreich der Ansicht, dass die Methode der Entgeltberechnung verhältnismäßig ist. (212) Das Vereinigte Königreich gab an, dass sich dies unabhängig davon, wie hoch der Anreiz zur Laststeuerung durch die Vermeidung von Kapazitätsmarktkosten ist, nicht in einer Verringerung des gesamten Kapazitätsmarktvolumens niederschlagen könne Der Grund dafür sei, dass dieselbe Laststeuerungskapazität für die Teilnahme am Kapazitätsmarkt und zur Bereitstellung des geforderten Volumens zugelassen sei. Eine Reduzierung des gesamten Kapazitätsmarktvolumens würde die Gefahr einer Doppelzählung der von diesen Laststeuerungsanbietern bereitgestellten Kapazität bergen: erstens als erwartete marktbasierte Nachfragereduzierung und zweitens als Laststeuerungsbetreiber im Rahmen des Kapazitätsmarktes, sollte er den Zuschlag bei der Auktion erhalten. (213) Im Übrigen gebe es bereits starke Anreize zur Verringerung der Nachfrage während der drei halbstündigen Triaden (der Wert des Vorteils, der sich aus den Abrechnungsvereinbarungen der gemeinsamen Nutzung des Übertragungsnetzes (Transmission Network Use of System) ergibt, stieg von rund 10 GBP/kW im Jahr 2005/2006 auf rund 47 GBP/kW für 2016/2017 und wurde für 2020/2021 mit voraussichtlich über 70 GBP/kW vorausgesagt). Die Möglichkeit, in derselben Zeit weitere Kosten durch den Kapazitätsmarkt zu vermeiden, werde wahrscheinlich keine zusätzlichen Laststeuerungsaktivitäten anregen, sondern größere finanzielle Gewinne für Laststeuerungsbetreiber bedeuten, die in dieser Zeit bereits die Nachfrage reduzieren. (214) Das Vereinigte Königreich wies darauf hin, dass die hohe Belastung des Systems nicht unbedingt mit den drei halben Stunden, die die Triaden bilden, korreliert werden könne — eine hohe Systembelastung könne auch mit Zeiten geringer Verfügbarkeit von Erzeugungsanlagen (z. B. bei Windstille) im Zusammenhang stehen oder länger andauern. Darüber hinaus ist die Prognostizierung der Versorgung (und des Marktanteils der Versorgung) nach Triaden schwierig, da Triaden nachträglich identifiziert werden (d. h., ihr Auftreten ist erst nach dem Ende der Triade bekannt). Folglich könnten Versorger große Diskrepanzen zwischen ihren prognostizierten und den tatsächlichen Kapazitätsmarktkosten haben, was zu höheren Kosten für die Verbraucher führen könnte, da die Lieferanten versuchen werden, die Unsicherheit durch die Abwälzung von Kosten auf eine Risikoprämie zu steuern. Darüber hinaus erschwere die Methode der Kostendeckung des Kapazitätsmarktes auf der Basis einer größeren Stundenzahl (d. h. Spitzen an Arbeitstagen von 16.00 bis 19.00 Uhr im Winter) größeren Industriekunden, die Kapazitätsmarktkosten vollständig zu vermeiden, wodurch sie den privaten und gewerblichen Kunden eher gleichgestellt würden. (215) Nach Ansicht des Vereinigten Königreichs beruht das Argument, dass die derzeitige Methodik nur die verbraucherseitige Stromerzeugung als Laststeuerung fördere, auf der Annahme, dass der Zeitraum zwischen 16.00 und 19.00 Uhr für die Kunden zu lang sei, um in dieser Zeit regelmäßig die Nachfrage zu reduzieren. Das Vereinigte Königreich stellt fest, dass es nicht notwendig sei, die Nachfrage während des gesamten Zeitraums zu reduzieren, damit ein Nutzen entstehe; es würde nur bedeuten, dass die Anbieter von Abschalt-Laststeuerung nicht den vollen Nutzen daraus ziehen würden. (216) Auch wenn das Vereinigte Königreich der Ansicht ist, dass die gewählte Methodik der Kostendeckung verhältnismäßig sei, da sie einen gewissen Anreizeffekt auf die Laststeuerungsbetreiber ausübe und die negativen Auswirkungen einer Triaden-Methode vermeide oder abmildere, beabsichtigt das Vereinigte Königreich, im Rahmen des Überprüfungsprozesses nach fünf Jahren zu prüfen, ob bestimmte Änderungen nützlich sein könnten, um Erfahrungen und Marktentwicklungen widerzuspiegeln. 4.4. Vermeidung negativer Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel (217) Das Vereinigte Königreich wies darauf hin, dass die Verordnung (EU) 2019/943 die Mitgliedstaaten verpflichte, Vereinbarungen und Zahlungen für Erzeugungskapazitäten (einschließlich verbraucherseitiger Anlagen von Laststeuerungsbetreibern), die mehr als 550 g CO2 fossilen Ursprungs pro kWh Strom emittieren, schrittweise abzuschaffen. Eine entsprechende Änderung der C