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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nte einiger Beteiligten (siehe Erwägungsgrund 128 Buchstabe c) und des Vereinigten Königreichs (siehe Erwägungsgrund 168) zur Kenntnis. Die Kommission sieht keine Gründe für eine Änderung der in Tabelle 8 des Einleitungsbeschlusses gezogenen Schlussfolgerungen. Die Kommission bekräftigt insbesondere, dass die Verwirklichung eines Kapazitätsmarktes nicht auf Kosten gut funktionierender kurzfristiger Märkte gehen kann. Die in Abschnitt 2.8.4 genannten Reformen tragen dazu bei, das Funktionieren der Elektrizitätsmärkte des Vereinigten Königreichs zu verbessern, aber sie beseitigen das Missing-Money-Problem nicht. (256) Auf der Grundlage der Bewertung in den Erwägungsgründen 254 und 255 kommt die Kommission zu dem Schluss, dass das Vereinigte Königreich im Einklang mit Randnummer (223) der Leitlinien eindeutig die Gründe dargelegt hat, warum vom Markt nicht erwartet werden kann, dass er ohne den Kapazitätsmarkt die angemessene Kapazität bereitstellt. (257) Hinsichtlich der Schätzung des Potenzials der Laststeuerung betont die Kommission, dass sie gemäß Randnummer (224) Buchstabe b der Richtlinien nur verpflichtet ist, unter anderem und wenn angezeigt, die ihr übermittelte Unterlagen im Zusammenhang mit der Bewertung der Auswirkungen einer nachfrageseitigen Marktteilnahme zu berücksichtigen. Die Kommission nimmt die sehr unterschiedlichen Schätzungen der Beteiligten (siehe Erwägungsgrund 128 Buchstabe d) und des Vereinigten Königreichs (siehe Erwägungsgrund 169) als Reaktion auf den Einleitungsbeschluss zur Kenntnis. Die Kommission stellt ferner fest, dass, wie aus Tabelle 1 hervorgeht, die Kapazität der Laststeuerung, die auf Kapazitätsmarktauktionen versteigert wird, weiter gestiegen ist und bei der 2018 veranstalteten T-4-Auktion eine Kapazität von 2,6 GW erreicht wurde. (258) Von den verschiedenen Maßnahmen des Vereinigten Königreichs zur Förderung der Laststeuerung nach Randnummer (224) Buchstabe b der Leitlinien wurden nur die Übergangsauktionen von einigen Beteiligten als unzureichend für die Förderung der Teilnahme an der Laststeuerung kritisiert (siehe Erwägung 128 Buchstabe d). Die Kommission nimmt die in Erwägungsgrund 170 dargelegten Argumente des Vereinigten Königreichs sowie die in Erwägungsgrund 126 dargelegten Stellungnahmen anderer Beteiligter zur Kenntnis. Die Kommission ist insbesondere der Ansicht, dass Übergangsauktionen darauf ausgerichtet waren, die DSR dadurch zu fördern, dass nahezu alle anderen Arten von Kapazitäten ausgeschlossen werden. Bezeichnenderweise wurden diese Auktionen zu höheren Preisen als die regulären Kapazitätsmarktauktionen abgeschlossen. (259) Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass der Kapazitätsmarkt nach den Abschnitten 3.9.1 und 3.9.2 der Leitlinien zu einem klar definierten Ziel von gemeinsamem Interesse beiträgt und notwendig ist. 6.2. Geeignetheit der Maßnahme (260) Abschnitt 3.9.3 der Leitlinien legt die Voraussetzungen für die Beurteilung fest, ob eine Maßnahme ein geeignetes Instrument zur Verwirklichung des Ziels von gemeinsamem Interesse ist. 6.2.1. Wahl des Instruments (261) Wie in den Erwägungsgründen 129 und 171 erwähnt, erklärten einige Beteiligte, dass eine strategische Reserve besser geeignet als ein marktweiter Kapazitätsmarkt sei, um das Problem einer angemessenen Stromerzeugung im Vereinigten Königreich anzugehen. Dagegen vertrat das Vereinigte Königreich die Auffassung, dass eine strategische Reserve das zugrunde liegende Marktversagen nicht beheben würde (siehe Erwägungsgründe 171 und 172). (262) Wie im Abschlussbericht der Sektoruntersuchung über Kapazitätsmechanismen dargelegt (67), ist ein langfristiges Eingreifen nicht erforderlich, wenn die Bewertungen der Angemessenheit zeigen und die politischen Entscheidungsträger davon überzeugt sind, dass der Markt langfristig reformiert werden kann, um genügend Investitionsanreize zu setzen, und genügend Kapazität zur Verfügung steht, um bis zu diesem Zeitpunkt die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Zudem können Maßnahmen erforderlich sein, die verhindern, dass bestehende Kapazitäten vorzeitig außer Betrieb genommen werden. Unter solchen Umständen dürfte eine strategische Reserve die am besten geeignete Lösung sein, da sie dazu beitragen kann, die Menge der bestehenden Kapazitäten, die aus dem Markt ausscheiden, zu kontrollieren. Werden langfristige Bedenken hinsichtlich der Angemessenheit festgestellt, ist davon auszugehen, dass es sich bei dem am besten geeigneten Kapazitätsmechanismus um eine mengenbasierte, marktweite Regelung handelt. (263) Eine strategische Reserve würde das für neue Erzeugungsanlagen ermittelte Investitionsproblem nicht lösen. Im Gegensatz dazu sind marktweite Kapazitätsmechanismen wirksamer, um Investitionen zur Lösung längerfristiger Probleme bei der Angemessenheit zu fördern. (264) Der Kapazitätsmarkt wurde konzipiert, um die laufenden Marktentwicklungen zu unterstützen und zu ergänzen und im Einklang mit dem Energiebinnenmarkt und der Energiepolitik der Union zu stehen, insbesondere durch die Entwicklung einer aktiven Laststeuerung, einen verstärkten Wettbewerb und Investitionen in Verbindungskapazitäten. (265) Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass die Wahl des Instruments geeignet ist, das zugrunde liegende Marktversagen zu beheben, das langfristige Investitionen behindert. 6.2.2. Vergütung ausschließlich für die Bereitstellung von Kapazitäten (266) Im Einleitungsbeschluss gelangte die Kommission zu der vorläufigen Auffassung, dass die Maßnahme eine Vergütung für die Kapazitätsbereitstellung darstellt. Dennoch hatten einige Beteiligte, wie in den Erwägungsgründen 130 bis 132 des vorliegenden Beschlusses erläutert, Bedenken hinsichtlich dieser Frage. (267) Was die von den Beteiligten geäußerte Besorgnis über die Notifizierungsmodalitäten für eine hohe Systembelastung anbelangt (siehe Erwägungsgrund 130), ist die Kommission der Ansicht, dass die Einführung eines Dispatch-Mechanismus die Marktsignale beeinträchtigen könnte und daher als nicht mit Randnummer (225) der Leitlinien vereinbar gelten könnte. (268) Hinsichtlich der vorgeschlagenen Verschärfung der Sanktionsregelung (siehe Erwägungsgründe 131 und 174) sowie der von den Beteiligten geäußerten Bedenken hinsichtlich des Modells der „gelieferten Energie“ des Kapazitätsmarktes (siehe Erwägungsgründe 132 und 175) ist anzumerken, dass die Begünstigten Ausgleichszahlungen für die bereitgestellten Kapazitäten (GBP/MW) und nicht für die gelieferte Energie (GBP/MWh) erhalten. Dies steht im Einklang mit Randnummer (225) der Leitlinien. Die Kommission stellt jedoch fest, dass der Kapazitätsmarkt einem Modell der „gelieferten Energie“ folgt (siehe Abschnitt 2.6), wonach Kapazitätsanbieter mit Sanktionen belegt werden können, wenn sie hohen Systembelastungen physisch nicht in der Lage sind, Energie zu liefern, unabhängig von den Signalen des Großhandelsmarktes. Nach Auffassung der Kommission ist es in erster Linie die Aufgabe der Marktkopplung (sowohl für den Day-Ahead- als auch für den Intraday-Markt) und der Ausgleichsmärkte, eine effiziente Nutzung der dem System zur Verfügung stehenden Ressourcen zu gewährleisten, auch über Verbindungsleitungen. Ein Modell der „gelieferten Energie“ kann dies untergraben, da es dazu führen kann, dass Kapazitätsanbieter, um Sanktionen zu vermeiden, auch dann Kraftwerke einsetzen, wenn es auf der Grundlage der Marktpreise allein nicht rentabel ist. 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 wird, sobald der Markt nicht in der Lage ist, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. (269) Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass mit dem Kapazitätsmarkt eine reine Kapazitätsbereitstellung gemäß den Bestimmungen in Abschnitt 3.9.3 der Leitlinien vergütet wird. 6.2.3. Offenheit der Maßnahme für alle relevanten Kapazitätsanbieter 6.2.3.1. Mögliche Diskriminierung von Laststeuerungsanbietern wegen des Fehlens zeitgebundener Liefervereinbarungen (270) Obwohl die Kommission diese Frage im Einleitungsbeschluss nicht ausdrücklich angesprochen hat, bringen einige Beteiligte vor, dass der Kapazitätsmarkt zur Vermeidung einer Diskriminierung von Laststeuerungsbetreibern Vereinbarungen anbieten sollte, die eine zeitgebundene Lieferung vorsehen (siehe Begründung 133). (271) Auf der Grundlage der vom Vereinigten Königreich vorgelegten und in Erwägungsgrund 176 zusammengefassten Belege ist die Kommission der Ansicht, dass das Fehlen von zeitgebundenen Liefervereinbarungen keine Diskriminierung darstellt. Insbesondere der Umstand, dass sich nur eine von 89 Kapazitätsmarkteinheiten für die zeitgebundene Liefervereinbarung entschieden hat, zeigt, dass die aktuellen Vereinbarungen kein Hindernis für die Teilnahme von Laststeuerungsanbietern darstellen. 6.2.3.2. Unterschiede bei den anwendbaren Laufzeiten von Verträgen (272) In seinem Urteil stellte das Gericht fest, dass die unterschiedlichen Vertragslaufzeiten für Anbieter von nicht erzeugten Kapazitäten, insbesondere für Laststeuerungsbetreiber auf der einen Seite und für Stromerzeuger auf der anderen Seite, darauf hindeuten könnten, dass die Kommission Zweifel an der Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Binnenmarkt hätte haben müssen. Die Kommission hat daher geprüft, ob die Anbieter von Laststeuerung aufgrund des Fehlens längerfristiger Kapazitätsvereinbarungen für Laststeuerungsbetreiber die Möglichkeit haben, sich am Kapazitätsmarkt zu beteiligen. (273) Gemäß Randnummer (226) der Leitlinien müssen zwei miteinander konkurrierende Ziele in einem ausgewogenen Verhältnis zueinander stehen: einerseits die Offenheit des Mechanismus für alle Arten von Kapazitäten und andererseits die Notwendigkeit, Anreize sowohl für bestehende als auch für neue Kapazitäten zu schaffen. (274) Wie im Einleitungsbeschluss dargelegt, ist die Kommission einerseits der Auffassung, dass Kapazitätsvereinbarungen mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr bei hohen Kapitalausgaben und Schwierigkeiten bei der Finanzierungssicherung gerechtfertigt sein können, um so wettbewerbsfähige Markteintritte zu fördern. Wie vom Vereinigten Königreich erläutert (siehe Erwägungsgrund 177), gilt dies insbesondere für die Errichtung neuer Stromerzeugungsanlagen. Abgesehen von allgemeinen Vorschlägen, die für kürzere Vertragslaufzeiten plädieren (siehe Erwägungsgrund 136, Ziffern i, ii und iii), hat die Kommission keine Stellungnahmen erhalten, die die Bedeutung längerfristiger Verträge (bis zu 15 Jahren) bei der Schaffung von Anreizen für die Schaffung neuer Kapazitäten gemäß Randnummer (226) der Leitlinien anzweifeln. Insbesondere hält die Kommission die Verwendung von CAPEX-Schwellen zur Bestimmung der Förderfähigkeit eines längerfristigen Vertrags für geeignet, da sie einen guten Hinweis auf die Schwierigkeit der Finanzierungsbeschaffung gibt: Je höher der Investitionsbetrag, desto schwieriger ist die Finanzierungssicherung. Andererseits ist die Kommission der Ansicht, dass der Ausschluss von nicht auf Erzeugung basierenden Kapazitäten vom Zugang zu längerfristigen Verträgen nicht diskriminierend war, da bestehende Anlagen und Laststeuerung angesichts ihres geringeren Investitionsbedarfs (der auf eine geringere Bedeutung der Finanzierungssicherheit hindeutet) keine längeren Verträge benötigen, um eine Finanzierung zu erhalten. Die Kommission ist daher der Ansicht, dass kürzere Verträge für bestehende Erzeugungsanlagen oder Laststeuerungsanbieter nicht mit Wettbewerbsnachteilen gegenüber neuen Erzeugungsanlagen verbunden waren. Auf diese Weise wurde ein angemessenes Gleichgewicht zwischen den beiden in Erwägungsgrund 273 genannten konkurrierenden Zielen gefunden. (275) Nach Ansicht der Kommission gibt es mehrere Hinweise darauf, dass die Unterschiede bei der Vertragslaufzeit in der Praxis nicht zu einer Diskriminierung von Laststeuerungsbetreibern geführt haben. Erstens deuten die Auktionsergebnisse nicht darauf hin, dass der unterschiedliche Zugang zu langfristigen Vereinbarungen in der Praxis zu einer Verzerrung der bisherigen Auktionsergebnisse geführt hat. Im Gegenteil, die Leistung der Laststeuerung ist vergleichbar mit der (und regelmäßig besser als die) neu errichteter Erzeugungsanlagen (siehe Erwägungsgrund 179). Zweitens hat die Kommission keine Beweise dafür gefunden, dass ein Laststeuerungsbetreiber die CAPEX-Schwelle für längerfristige Verträge erreicht hat, aber nicht am Kapazitätsmarkt teilnehmen konnte. Drittens waren die von den Beteiligten vorgelegten Schätzungen der tatsächlichen Investitionen von Laststeuerungsanbietern sehr niedrig, einige Beteiligte, die als Laststeuerungsbetreiber tätig sind, schätzten, dass die Investitionen in Laststeuerung deutlich unter den Schwellenwerten lagen und sogar gegen null tendierten (siehe Erwägungsgrund 135). Die in der zweiten Übergangsauktionen ermittelte CAPEX der Laststeuerungsanbieter betrug im Durchschnitt 0,15 GBP/kW (siehe Erwägungsgrund 178). Viertens können Laststeuerungsbetreiber mit verbraucherseitiger Erzeugung (d. h. 60-70 % der aktiv am Flexibilitätsmarkt teilnehmenden Laststeuerungsbetreiber) Zugang zu längerfristigen Verträgen haben, wenn sie als Erzeuger an der Auktion teilnehmen (siehe Erwägungsgrund 135 und 178). Fünftens wurden die CAPEX-Schwellen für die Auktionen regelmäßig aktualisiert (siehe Erwägungsgrund 75). (276) Die Kommission ist daher der Ansicht, dass die Unterschiede in den anwendbaren Vertragslaufzeiten in der Vergangenheit in der Praxis nicht zu einer Diskriminierung der Betreiber von Laststeuerung geführt haben. (277) Die derzeitige Situation, in der der Zugang zu längerfristigen Verträgen auf Stromerzeuger beschränkt ist, hat nicht zu einer diskriminierenden Behandlung geführt. Trotz alledem nimmt die Beteiligung von Laststeuerungsanbietern an den Kapazitätsmarktauktionen zu (vgl. Tabelle 2) und es ist nicht auszuschließen, dass Laststeuerungsanbieter in Zukunft die den Schwellenwerten entsprechenden CAPEX-Werte erreichen. Um sicherzustellen, dass in Zukunft keine Kapazität, die diese Schwellenwerte erreicht, aufgrund der Kapazitätsart daran gehindert wird, längerfristige Vereinbarungen abzuschließen begrüßt die Kommission die Zusagen des Vereinigten Königreichs, i) alle Arten von Kapazitäten (mit Ausnahme von Verbindungsleitungen) 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 ii) diese Investitionsschwellenwerte zu überprüfen, um sicherzustellen, dass sie geeignet bleiben (siehe Erwägungsgrund 182). Diese Änderung stünde im Einklang mit dem in Erwägungsgrund 21 erwähnten Bericht des Wissenschafts- und Technologieausschusses des britischen Unterhauses, in dem empfohlen wird, dass Versorger, die keinen Strom erzeugen, genau wie neue Erzeugungsanlagen für Verträge mit einer Laufzeit von bis zu 15 Jahren Gebote abgeben können. 6.2.3.3. Begrenzte Garantie für das Volumen in der Auktion T-1 (278) Wie in den Erwägungsgründen 161 bis 163 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, hat sich die Kommission um Klärung der Rechtslage sowie der Frage der praktischen Umsetzung und der Anreizwirkung der T-1-Auktionen bemüht, insbesondere in Bezug auf die Kapazitätsmarkteinheiten der Laststeuerungsanbieter, da die T-1-Auktion für diese einen besserer Weg für den Markteintritt ist. (279) Hinsichtlich der Rechtslage von zurückliegenden T-1-Auktionen erinnert die Kommission daran, dass sich die britischen Behörden 2014 verpflichtet haben, in T-1-Auktionen mindestens 50 % der vier Jahre zuvor reservierten Kapazität zu beschaffen. Diese Verpflichtung ist auf der Grundlage des Beschlusses von 2014 verbindlich. Es war damals die Verpflichtung des Vereinigten Königreichs, die in den nationalen Rechtsvorschriften genehmigte Maßnahme, einschließlich der entsprechenden Verpflichtungen, umzusetzen und dem Beschluss der Kommission in jeder Hinsicht nachzukommen (68). (280) Die Kommission stellt auch fest, dass, wie in Erwägungsgrund 162 des Einleitungsbeschlusses dargelegt und wie in Tabelle 3 und Erwägungsgrund 63 des vorliegenden Beschlusses beschrieben, seit 2014 die zu sichernde Zielkapazität und der tatsächlich bei der T-1-Auktion gesicherte Betrag immer die ursprünglich in der T-4-Phase „reservierte“ Kapazität überschritten haben. (281) Die Kommission räumt ein, dass der Minister, wie in Erwägungsgrund 162 des Einleitungsbeschlusses erwähnt und von einigen Beteiligten hervorgehoben (siehe Erwägungsgrund 138), beschließen kann, keine T-1-Auktionen durchzuführen. Dessen ungeachtet können, wie von anderen Beteiligten (siehe Erwägungsgrund 139) und dem Vereinigten Königreich (siehe Erwägungsgrund 186) erwähnt, sowohl T-4- als auch T-1-Auktionen vom Minister verschoben oder abgesagt werden: Daher liegt keine besondere Diskriminierung von Laststeuerungsanbietern vor. Darüber hinaus wurde mit Ausnahme der Auktionen nach dem Urteil des Gerichts, als das Vereinigte Königreich den Kapazitätsmarkt als Ganzes aussetzte, in der Praxis keine der Auktionen abgesagt. (282) Was das Volumen der zu reservierenden Kapazität betrifft, so stimmt die Kommission den Stellungsnahmen einiger Beteiligten und des Vereinigten Königreichs zu, die auf das Gleichgewicht zwischen der Notwendigkeit, durch T-1-Auktionen einen Markteintritt für Laststeuerungsanbieter zu ermöglichen, und der Notwendigkeit, eine Überversorgung oder übergroße, nicht wettbewerbsfähige Auktionen zu vermeiden, hinweisen. Angesichts der hohen und zunehmenden Beteiligung der Laststeuerungsanbieter an den T-4-Auktionen (siehe Tabelle 1) hat das letztgenannte Risiko an Bedeutung gewonnen. Sinkt der Kapazitätsbedarf zwischen der T-4-Auktion und der T-1-Auktion, wird das Ziel nach unten korrigiert, um ein solches Risiko zu vermeiden. Diese Flexibilität ist ebenso erforderlich, um die Vereinbarkeit mit den Randnummern (231) und (232) Buchstabe c der Leitlinien sicherzustellen. Daher kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die derzeitige Reservierungsmethode, wie in Erwägungsgrund 62 beschrieben, geeignet ist. (283) Einige Beteiligte schlugen die Abschaffung von T-4-Auktionen oder die Organisation zusätzlicher wöchentlicher Auktionen oder T-2-Auktionen vor. Die Organisation von T-4-Auktionen ist jedoch notwendig, um die Einhaltung von Randnummer (226) der Leitlinien sicherzustellen, d. h. eine ausreichende Vorlaufzeit für neue Investitionen zu schaffen. Die Kommission stimmt dem Argument des Vereinigten Königreichs zu (siehe Erwägungsgrund 188), dass T-2-Auktionen zusätzlich zu T-4- und T-1-Auktionen nicht notwendig sind. Darüber hinaus würden wöchentliche Auktionen nicht das angemessene langfristige Investitionssignal senden, das notwendig ist, um die Ziele des Kapazitätsmarktes zu erreichen. (284) Um die Rechtssicherheit der Teilnehmer an den Auktionen zu erhöhen, begrüßt die Kommission die in Erwägungsgrund 187 beschriebene Zusage des Vereinigten Königreichs, i) 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 ii) weiterhin, wie in Erwägungsgrund 62 beschrieben, die Reservierungsmethode auf Grundlage eines Konfidenzintervalls von 95 % anzuwenden, um das Mindestvolumen der Kapazität zu bestimmen, das für die T-1-Auktion reserviert wird. 6.2.3.4. Mindestschwelle für die Beteiligung (285) Im Einleitungsbeschluss ersuchte die Kommission um Klarstellung zur Frage, ob die Mindestschwelle von 2 MW (wie in den Erwägungsgründen 30 und 31 beschrieben) ein Hindernis für den Eintritt neuer Betreiber von Laststeuerung in den Kapazitätsmarkt darstellen könnte. Während es den Laststeuerungsbetreibern zwar möglich ist, mehrere Standorte zu aggregieren, um den Mindestschwellenwert von 2 MW zu erreichen, sind sie jedoch verpflichtet, eine Bietungsgarantie für die gesamten 2 MW zu zahlen, auch wenn nur ein Teil dieses Volumens nicht zertifizierte Laststeuerungskapazität ist. (286) Was die Höhe der Schwelle selbst betrifft, so ist die Kommission der Ansicht, dass 2014 2 MW verglichen mit den Beteiligungsschwellen bei anderen Maßnahmen des National Grid und bei Maßnahmen in anderen europäischen Ländern niedrig waren (siehe Begründung 189). Darüber hinaus gilt der von PJM verwendete Schwellenwert von 100 kW für kleinere regionale Einspeisungen und ist daher nicht vergleichbar (vgl. Erwägungsgrund 143). Wie in Erwägungsgrund 68 des vorliegenden Beschlusses erläutert, hat das Vereinigte Königreich außerdem eine niedrigere Teilnahmeschwelle für die zweite Übergangsauktion geprüft. Nur acht Kapazitätsmarkteinheiten mit einer Leistung von weniger als 2 MW qualifizierten sich und sicherten damit weniger als 3 % der in dieser Auktion versteigerten Gesamtkapazität. Hätten mehr kleinere Kapazitätsmarkteinheiten teilnehmen wollen, wäre bei den Auktionen eine Clusterbildung der Kapazitätsmarkteinheiten auf einem Niveau von 2 MW festzustellen gewesen, was jedoch nicht der Fall war (siehe Erwägungsgrund 189). Beide Elemente zeigen, dass es keine große Bereitschaft kleinerer Kapazitätsmarkteinheiten zur Teilnahme am Kapazitätsmarkt gab. (287) Was die Anforderung an die Bietungsgarantie betrifft, so teilt die Kommission die Auffassung, dass eine solche Anforderung nützlich ist, um die tatsächliche Einspeisung sicherzustellen und spekulative Projekte abzuschrecken, wie einige Beteiligte (siehe Erwägungsgrund 144) und das Vereinigte Königreich (siehe Erwägungsgründe 40 und 42) dargelegt haben. (288) Die Kommission hat geprüft, ob die Höhe der Bietungsgarantie als Eintrittsbarriere für neue Laststeuerungsbeteiligungen am Kapazitätsmarkt angesehen werden kann. Erstens stellte die Kommission in Erwägungsgrund 271 fest, dass der Mangel an Vereinbarungen für zeitlich gebundene Einspeisungskapazitäten für sich genommen keine Diskriminierung der Laststeuerung darstellt. Zweitens profitieren die neuen Laststeuerungsbetreiber, wie einige Beteiligte (siehe Erwägungsgrund 145) und das Vereinigte Königreich (siehe Erwägungsgrund 190) erläutern, im Vergleich zu anderen Technologien am Kapazitätsmarkt von einer Reihe von Vorteilen. Insbesondere stellt die Kommission fest, dass die britische Regierung, wie in Erwägungsgrund 42 dargelegt, nach Konsultation im März 2016 die im Vorfeld der Auktion zu leistende Bietungsgarantie für neue Erzeugungsanlagen auf 10 000 GBP/MW erhöht hat. Gleichzeitig lag die Höhe der im Vorfeld zu leistenden Bietungsgarantie für nicht zertifizierte Laststeuerungsanbieter bei 5 000 GBP/MW, wodurch die Belastung relativ gesehen verringert wurde. Darüber hinaus müssen Laststeuerungsanbieter seit 2015 für eine nicht zertifizierte Laststeuerungseinheit nur noch einmal eine Bietungsgarantie leisten und können sich daher für mehrere aufeinanderfolgende Auktionen präqualifizieren, während sie die Bietungsgarantie nur einmal bereitstellen. Darüber hinaus müssen andere Elemente des Kapazitätsmarktes bei der Beurteilung berücksichtigt werden, ob ein Merkmal, in diesem Fall die verbindliche Bietungsgarantie, diskriminierend für die Laststeuerung ist oder nicht. Von den von Beteiligten genannten und in Erwägungsgrund 145 zusammengefassten Merkmalen werden Kündigungsgebühren als Beispiel für einen Fall genannt, in dem die Anforderungen an Laststeuerungsanbieter (bis zu 10 000 GBP/MW) niedriger sind als für Anbieter anderer Kapazitätsarten (bis zu 35 000 GBP/MW). Schließlich hat, wie vom Vereinigten Königreich erläutert (siehe Erwägungsgrund 192), die im Juni 2019 erfolgte Änderung der Regelung für die Neuzuweisung von Komponenten (siehe Erwägungsgrund 180) die Anwendung der vollen Höhe der Bietungsgarantie auf nicht zertifizierte Laststeuerungsbetreiber erheblich begrenzt (auch wenn die meisten