ДЪРЖАВНА ПОМОЩ — БЕЛГИЯ

Държавна помощ SA.54915 (2019/N) — Механизъм за заплащане за осигуряване на капацитет

Покана за представяне на мнения съгласно член 108, параграф 2 от Договора за функционирането на Европейския съюз

(текст от значение за ЕИП)

(2020/C 346/03)

С писмо от 21 септември 2020 г., възпроизведено на езика, чийто текст е автентичен, на страниците след това резюме, Комисията уведоми Белгия за решението си да открие процедурата, предвидена в член 108, параграф 2 от Договора за функционирането на Европейския съюз, относно посочената по-горе мярка.

Заинтересованите страни могат да представят мненията си относно мярката, по отношение на която Комисията открива процедурата в срок от един месец от датата на публикуване на това резюме и на писмото, което следва, на следния адрес:

European Commission, Directorate-General Competition State Aid Greffe 1049 Bruxelles/Brussels BELGIQUE/BELGIË Факс + 32 22961242 Stateaidgreffe@ec.europa.eu

Тези мнения ще бъдат предадени на Белгия. Запазването в тайна на самоличността на заинтересованата страна, която представя мненията и/или части от представените мнения, може да бъде поискано писмено, като се посочат причините за искането.

РЕЗЮМЕ

1. Процедура

Белгия уведоми предварително за мярката на 3 юли 2019 г. Бяха разменени няколко въпросника с белгийските органи и бяха организирани срещи за обсъждане на преписката за предварителното уведомяване. Белгия уведоми за мярката на 19 декември 2019 г.

2. Описание на мярката, по отношение на която Комисията открива процедурата

Целта на предложения механизъм за заплащане за осигуряване на капацитет (CRM) е да гарантира сигурността на доставките, както е определена в стандарт за надеждност в Закона за електроенергията от 29 април 1999 г. Белгия е установила риск за сигурността на доставките поради предстоящото извеждане от експлоатация на нейния парк от ядрени реактори през 2025 г.

В белгийския механизъм за осигуряване на капацитет операторът на преносната система (ОПС) купува капацитет от доставчици на капацитет под формата на варианти за надеждност. Доставчиците на капацитет, които се избират в търга, продават вариантите за надеждност на ОПС и в замяна на тях получават фиксирано възнаграждение за осигуряване на капацитет. Когато референтната цена (т.е. цената на електроенергията за ден напред) е по-висока от предварително определено равнище, т.нар. цена на упражняване, доставчикът на капацитет трябва да заплати на ОПС разликата между референтната цена и цената на упражняване.

ОПС организира търг за CRM в зависимост от равнището на ресурсите за осигуряване на капацитет, което е необходимо, за да се гарантира подходящо равнище на адекватност на ресурсите с оглед на постигане на стандартите за надеждност. Търгът за капацитет се провежда всяка година за доставка след четири години в „търг Г-4“. Допълнителен търг за една година напред се провежда през годината, непосредствено предхождаща годината на доставка на основния търг („търг Г-1“).

Разходите на CRM (т.е. направените разходи за финансиране на плащанията за капацитет на доставчиците) ще бъдат финансирани въз основа на „задължение за извършване на обществена услуга“ през мрежовите тарифи на ОПС.

Правното основание на мярката е Законът за електроенергията от 29 април 1999 г. относно организацията на белгийския пазар за електроенергия, изменен със закон, публикуван на 16 май 2019 г. в Официалния вестник на Белгия (Belgisch Staatsblad/Moniteur belge). Ще бъде прието вторично законодателство под формата на допълнителни кралски декрети и пазарни правила, в което ще се регламентират допълнително условията на механизма за заплащане за осигуряване на капацитет (CRM). Проектите на тези текстове са достъпни на уебсайта на Министерството на енергетиката (1).

3. Оценка на мярката

3.1. Наличие на помощ по смисъла на член 107, параграф 1 от ДФЕС

Комисията счита, че CRM се финансира с държавни ресурси, тъй като използва постъпленията от парафискален налог, наложен от държавата, като средствата се управляват и разпределят в съответствие с разпоредбите на законодателството. Комисията отбелязва, че успелите в търга оференти получават приход чрез механизма, за който е постъпило уведомление, който не биха получили, ако бяха продължили да осъществяват дейността си на пазара на електроенергия при нормални икономически условия, като продават само електроенергия и спомагателни услуги. Освен това с мярката се предоставя предимство само на определени предприятия, способни да допринесат за решаването на установения проблем с адекватността на производството на електроенергия, които се конкурират с други производители на електроенергия. По този начин мярката, предмет на уведомлението, ще предоставя икономическо предимство на предприятия, които се намират в сравнимо фактическо и правно положение с други производители на електроенергия. Поради това мярката е избирателна. Производството на електроенергия, както и електроенергийните пазари на едро и на дребно са дейности, отворени за конкуренция в целия ЕС. Следователно предимство чрез държавни ресурси за предприятие в този сектор има потенциала да засегне търговията между държавите членки и да наруши конкуренцията. Поради това Комисията стига до заключението, че мярката представлява държавна помощ по смисъла на член 107, параграф 1 от ДФЕС.

3.2. Законосъобразност на помощта

Като уведомяват за мярката преди нейното въвеждане, белгийските органи са изпълнили задължението си съгласно член 108, параграф 3 от ДФЕС.

3.3. Съвместимост на мярката

Комисията извърши оценка на съвместимостта на мярката с вътрешния пазар въз основа на условията, определени в раздел 3.9 от Насоките относно държавната помощ за опазване на околната среда и за енергетика за периода 2014—2020 г. (НПОСЕ) (2), които определят специфични условия за помощ за адекватността на производството на електроенергия и са приложими от 1 юли 2014 г. На 2 юли 2020 г. Комисията прие съобщение относно удължаването на НПОСЕ до 31 декември 2021 г. и относно изменението им (3).

3.3.1. Цел от общ интерес и необходимост от мярката

Белгия установи необходимостта от CRM чрез проучване относно адекватността и гъвкавостта, публикувано през 2019 г. от ОПС Elia (4). Проучването установява рисковете за адекватността на белгийските ресурси по отношение на националния стандарт за надеждност, описан по-конкретно в сценария „Голямо въздействие — малка вероятност на ЕС“, в който се приема, че няколко ядрени блока във Франция не са разполагаеми (освен „нормалния“ дефицит на разполагаемост). Комисията счита, че използването на сценария „Голямо въздействие — малка вероятност в рамките на ЕС“ в механизъм за осигуряване на капацитет на целия пазар не изглежда подходящо за определяне на степента на проблема с адекватността на ресурсите, тъй като има риск от надценяването му и от нарушаване на функционирането на пазара за електроенергия. Използваната методика в проучването на Elia е критикувана от националния регулатор (CREG) (5).

Затова Комисията се съмнява дали проблемът с адекватността на ресурсите е установен достатъчно прецизно и дали е анализиран и оценен правилно от белгийските органи, по-конкретно по отношение на точки 221 и 222 от НПОСЕ.

3.3.2. Целесъобразност на помощта

Комисията се съмнява, че мярката е подходяща съгласно точка 226 от НПОСЕ с оглед на ограничаващия начин за изчисляване на инвестиционните прагове, водещи до многогодишни договори (за 3, 8 или 15 години). Праговете се основават на инсталираната производствена мощност (т.е. максималната мощност, за която е проектиран да работи блокът) вместо на намалената производствена мощност (т.е. предварително определеният процент на разполагаемост и неговият принос към целта за адекватност на ресурсите). Комисията счита, че този елемент може да попречи на лоялната конкуренция между технологиите, които допринасят в еднаква степен за адекватността на ресурсите, и по-специално напълно да възпре от участие технологиите за производство на електроенергия с неритмичен характер с високи фактори на намалена производствена мощност (особено слънчеви и вятърни ВЕИ с неритмичен характер).

3.3.3. Стимулиращ ефект

Целта на мярката е да се гарантира сигурността на доставките чрез поддържане на достатъчен разполагаем капацитет. Без пропорционален механизъм за осигуряване на капацитет вероятно капацитетът няма да е достатъчен за гарантиране на сигурността на доставките, тъй като се очаква значителна част от електроцентралите да реализират недостатъчни приходи само от пазара на електроенергия, за да покрият разходите си. В допълнение задължението за връщане на суми създава финансов стимул за разполагаемост в периоди на недостиг. Освен това Белгия е въвела процедура за мониторинг на разполагаемостта преди и по време на срока на доставка и подходящи тестове и санкции, за да се гарантира спазване на задължението за разполагаемост. Поради това Комисията стига до предварителното заключение, че принципно мярката има стимулиращ ефект.

3.3.4. Пропорционалност

Комисията иска пояснения дали мярката е пропорционална съгласно раздел 3.9.5 от НПОСЕ. Комисията има съмнения относно това дали: i) състезателната тръжна процедура се основава на недискриминационни критерии поради инвестиционните прагове, посочени в раздел 3.3.2 по-горе; ii) методологията за определяне на кривата на търсенето, използвана за изчисляване на размера на капацитета, който трябва да бъде осигурен във всеки търг, е пропорционална, тъй като може да се основава на нереалистична чувствителност от типа „Голямо въздействие — малка вероятност на ЕС“ или на друг вид чувствителност, допускайки допълнителна липса на разполагаемост от френски ядрени централи.

3.3.5. Избягване на отрицателни ефекти върху конкуренцията и търговията

Белгия ще приложи междинен горен праг на цената на капацитета в категорията на едногодишните договори, за да не позволи реализирането на извънредни печалби. Впоследствие тези капацитети нито ще бъдат допуснати за участие в търг на цена, по-висока от този горен праг, нито ще получат по-висока клирингова цена. Не се предвижда индивидуална оценка на капацитетите, така че да им се предостави дерогация в случай на по-високи разходи.

В CRM се предвижда непрекият чуждестранен капацитет да подлежи на междинния ценови горен праг. Предварителното мнение на Комисията е, че съчетанието от липсата на многогодишни договори и прилагането на междинната цена ще попречи на тези капацитети да обявят своите истински разходи в търга, в случай че са по-високи от междинния ценови горен праг. Така че те може да нямат никаква полза от участието си в CRM. Комисията счита, че това води до дискриминация на чуждестранния капацитет, което е в нарушение на точка 232 от НПОСЕ.

Освен това в точка 233, буква в) от НПОСЕ се предвижда, че механизмите за осигуряване на капацитет не следва да „подронват инвестиционните решения за производствени мощности отпреди приемането на мярката“. Междинната цена обаче може да доведе до невъзможност за обявяване на истинските разходи на съществуващите капацитети, които няма да могат да кандидатстват и за многогодишни договори, което ще доведе до изключването им от CRM и дори до тяхното напускане на пазара на електроенергия. Затова Комисията търси допълнителна информация, въз основа на която да оцени въздействието на междинния ценови горен праг и неговата съвместимост с тази точка от НПОСЕ.

Белгия обясни, че ще разпредели приходите от претоварване, получени от разпределението на трансгранични билети (т.е. права за достъп на чуждестранни доставчици на капацитет за участие в CRM, както се предвижда в член 19, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2019/943 на Европейския парламент и на Съвета (6). Комисията счита, че е необходима допълнителна информация за оценката на съвместимостта на CRM с точка 233, буква а) от НПОСЕ, т.е. да се увери, че приходите от претоварване ще бъдат използвани така, че CRM да предоставя правилните стимули за инвестиране в капацитета за взаимно свързване.

3.3.6. Съответствие на мярката за помощ с неразривно свързаните разпоредби на правото на Съюза

Ако мярка за държавна помощ включва аспекти, които са неразривно свързани с предмета на помощта и които нарушават други разпоредби на правото на Съюза, това нарушение може да засегне оценката на съвместимостта на въпросната държавна помощ. В тази връзка Комисията стигна до предварителното заключение, че механизмът за финансиране на CRM не въвежда ограничения, които биха нарушили член 30 или член 110 от ДФЕС, тъй като Белгия ще позволи участието на чуждестранни капацитети в CRM. Комисията обаче има съмнения дали CRM съответства на член 22, параграф 1, буква в) и член 24, параграф 1 от Регламент (ЕС) 2019/943, тъй като както националното проучване на адекватността и гъвкавостта, така и референтният сценарий, използван за определяне на обема на капацитета, който ще бъде предлаган на търг, се основават на допускания за чуждестранни доставки на електроенергия (допълнителна липса на разполагаемост от френски ядрени централи).

Съгласно член 16 от Регламент (ЕС) 2015/1589 на Съвета (7) всяка неправомерна помощ може да бъде възстановена от получателя.

ТЕКСТ НА ПИСМОТО

(1) https://economie.fgov.be/fr/themes/energie/securite-dapprovisionnement/mecanisme-de-remuneration-de

(2) ОВ C 200, 28.6.2014 г., стр. 1.

(3) Вж. Съобщение C(2020) 4355 final (ОВ C 224, 8.7.2020 г., стр. 2).

(4) https://www.elia.be/fr/actualites/communiques-de-presse/2019/06/20190628_press-release-adequacy-and-flexibility-study-for-belgium-2020-2030

(5) https://www.creg.be/fr/publications/etude-f1957

(6) ОВ L 158, 14.6.2019 г., стр. 54.

(7) ОВ L 248, 24.9.2015 г., стр. 9.

(8) Regulation No 1 determining the languages to be used by the European Economic Community (OJ 17, 6.10.1958, p. 385).

(9) Wet tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, teneinde een capaciteitsvergoedingsmechanisme in te stellen” / “Loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité portant la mise en place d'un mécanisme de rémunération de capacité.

(10) Projet d’arrêté royal fixant la méthode de calcul du volume de capacité nécessaire et des paramètres nécessaires pour l’organisation des enchères dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité — Finaal voorstel van koninklijk besluit tot vaststelling van de berekeningsmethode van het noodzakelijke capaciteitsvolume en de parameters die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme

(11) Projet d’arrêté royal relatif à l’établissement des critères et modalités d'éligibilité à la procédure de préqualification en ce qui concerne les règles relatives au seuil minimal et au cumul des mesures d’aides — Ontwerp van koninklijk besluit betreffende de criteria en nadere regels voor het in aanmerking komen voor de prekwalificatieprocedure voor wat betreft de regels inzake de minimumdrempel en de combinatie van steunmaatregelen

(12) Proposition d’arrêté royal fixant les seuils d’investissements et les critères d’éligibilité des coûts d’investissement en vue du classement des capacités dans les catégories de capacités — Voorstel van koninklijk besluit tot vaststelling van de investeringsdrempels en de criteria voor het in aanmerking komen van investeringskosten met het oog op de klassering van capaciteiten in capaciteitscategorieën

(13) Projet d’arrêté royal relatif à l’établissement des conditions auxquelles les détenteurs de capacité étrangère directe et indirecte peuvent participer à la procédure de préqualification dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité — Ontwerp van koninklijk besluit houdende vaststelling van de voorwaarden waaronder houders van rechtstreekse en onrechtstreekse buitenlandse capaciteit kunnen deelnemen aan de prekwalificatieprocedure in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme

(14) https://economie.fgov.be/fr/themes/energie/securite-dapprovisionnement/mecanisme-de-remuneration-de

(15) See: https://www.elia.be/en/public-consultation/20200828_public-consultation-crm-functioning-rules

(16) LOLE95 refers to a 95th percentile standard according to which during severe conditions with a chance of 5 % of occurring (i.e. a very cold winter that occurs once in 20 years), the LOLE must be inferior to the given standard, which is, in the case of Belgium, 20 hours.

(17) These values are to be considered as preliminary.

(18) https://www.plan.be/uploaded/documents/201709280927450.Addendum_CBA.pdf

(19) OJ C 121, 6.4.2018.

(20) https://www.elia.be/fr/actualites/communiques-de-presse/2019/06/20190628_press-release-adequacy-and-flexibility-study-for-belgium-2020-2030

(21) See State aid decision C(2018) 589 final, in case SA.48648 (2017/NN) — Belgium — Strategic Reserve.

(22) The ‘EU-BASE’ scenario takes into account the latest known policies of all modelled European countries (nuclear and coal trajectories, expected new built gas generation, demand-side response and storage developments, capacity mechanisms, flow based, rules of the Clean Energy package, expected grid development…).

(23) https://www.creg.be/fr/publications/etude-f1957

(24) See State aid decision C(2016) 7086 final in case SA.39621 2015/C.

(25) https://economie.fgov.be/sites/default/files/Files/Energy/Mecanisme-remuneration-capacite-Note-E2-02-10-2019.pdf

(26) Albrecht, Johan, Hamels, S., & Thomas, L. (2017). Le trilemme énergétique: une exploration du paysage Belge de l’electricité en l'An 2030. Gent: Skribis., https://biblio.ugent.be/publication/8560302; Study by Energyville: https://www.energyville.be/sites/energyville/files/downloads/2018/gp_bbl_iew_report_-_v2018_03_06_final.pdf

Study by the Federal Planning Bureau: https://www.plan.be/admin/uploaded/201802260841090.OPREP201802.pdf

(27) https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/sdc-documents/MAF/MAF_2018_Methodology_and_Detailed_Results.pdf

(28) https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/sdc-documents/MAF/2019/MAF%202019%20Appendix%201%20-%20Detailed%20Results%2C%20Sensitivities%20and%20Input%20Data.pdf

(29) A ‘Coal Phase-out’ sensitivity is performed. In total, around 23,6 GW of generating capacity were removed from the 2025 Base-Case scenario, mainly through reductions in lignite and hard coal capacities.

(30) https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/sdc-documents/MAF/2019/MAF%202019%20Appendix%203%20-%20Country%20Comments.pdf

(31) https://www.benelux.int/files/4515/8998/1576/PENTAreport_FINAL.pdf

(32) Like for MAF 2019, ‘for 2025 a need of 2,5 GW new capacity is thus assumed in this study to be delivered under the CRM in 2025 in order to reach adequacy for Belgium.’

(33) ‘For the “Low Gas Sensitivity” in PLEF for Belgium, the assumed new capacity of 2,5 GW was removed from the PLEF “Base Case”’. ‘Belgian and French gas capacities are respectively 2,5 GW and 2,2 GW lower than in the base case. For Austria (1,2 GW less gas capacity), the Netherlands (1,6 GW less gas capacity) and Luxemburg (0,1 GW less gas capacity)’

(34) ‘For the Low Nuclear / CH NTC sensitivity, nuclear capacity is 1 700 MW lower in France and 1190 MW lower in Switzerland. For all other countries, the installed capacity is unchanged compared to the base case. Additionally, NTCs between Switzerland and the neighbouring zones are reduced in order take account increasing unscheduled flows through Switzerland due to the fact that Switzerland may not be included in the flow-based market coupling (FBMC) in 2025.’

(35) See also recital (38) below.

(36) SA.48648 Belgian Strategic Reserve (OJ C 121, 6.4.2018).

(37) https://ec.europa.eu/energy/consultations/consultation-belgiums-market-reform-plan_en

(38) Commission opinion C(2020) 2654 final: https://ec.europa.eu/energy/topics/markets-and-consumers/capacity-mechanisms_en

(39) https://economie.fgov.be/sites/default/files/Files/Energy/Belgian-electricity-market-Final-implementation-plan-CRM-22062020.pdf

(40) https://www.elia.be/en/grid-data/grid-development/investment-plan/federal-development-plan-2020-2030.

(41) These percentages are based on the definitions used by the Interconnection Target Experts Group (ITEG), i.e. interconnection rate = Total import / Total generation capacity, with total import implying “maximum power flow that the cross-border asset can transmit in accordance with system security criteria.

(42) https://www.elia.be/fr/users-group/implementation-crm

(43) https://www.creg.be/fr/publications/avis-a2030

(44) ‘The use of a Hi-Lo scenario, in which extreme events are assumed to be the base case, can hardly be considered to be a “statistically normal year”. On the contrary, a Hi-Lo scenario implies, by definition, an exceptional situation. The CREG does not deny that extreme situations may actually occur, but these must be included with their probability in a probabilistic simulation. Instead, Elia’s security of supply analyses based on a Hi-Lo scenario involves a calculation of an average LoLE with a statistically anomalous base assumption (i.e. “low probability”).’

(45) https://www.creg.be/fr/publications/note-z2024

(46) https://www.creg.be/fr/publications/proposition-e2064

(47) Expected Energy Not Served: forecast of annual demand that cannot be provided by resources available on the energy market, expressed in MWh

(48) https://www.plan.be/admin/uploaded/201403170843050.WP_1403.pdf

(49) https://www.acer.europa.eu/en/Electricity/Infrastructure_and_network%20development/Infrastructure/Documents/CEPA%20study%20on%20the%20Value%20of%20Lost%20Load%20in%20the%20electricity%20supply.pdf

(50) Other elements of the CREG’s proposal can be found here: https://www.creg.be/fr/publications/proposition-e2064

(51) https://economie.fgov.be/fr/themes/energie/securite-dapprovisionnement/mecanisme-de-remuneration-de

(52) See article 23 of regulation (EU) 2019/943

(53) See article 24 of regulation (EU) 2019/943

(54) https://economie.fgov.be/sites/default/files/Files/Energy/AR-methode-de-calcul-volume-de-capacite-parametres-encheres-mecanisme-de-remuneration-de-capacite-Annexe-1-Rapport-de-consultation.pdf; notably: ‘La DG Énergie constate que globalement, CBS soutient la méthode alternative telle que proposée par la DG Énergie. En particulier, CBS apprécie également que la possibilité soit prévue pour que des sensibilités HiLo puissent être prises en compte et que des volumes de balancing soient intégrés’, and ‘le paragraphe 4 de l’article 4 déroge des propositions précédentes d’Elia, en ce sens que la possibilité subsiste de tenir compte d’évènements HiLo, mais qu’il s’agit à présent d’une possibilité parmi d’autres. Elia peut se retrouver dans cette approche plus ouverte’. [‘DG Energy notes that, overall, CBS supports the alternative method proposed by DG Energy. In particular, CBS appreciates the possibility of taking into account HiLo sensitivities and that balancing volumes are integrated’, and ‘Article 4 (4) derogates from earlier proposals from Elia, in the sense that the possibility remains to take account of HiLo events, but is now one of several options. Elia supports this approach, which it find more open.’]

(55) Net-CONE represents the revenues that the best new entrant technology would need to earn in the capacity market to compensate for its ‘missing money’ in the energy market for 1 year. It is calculated by removing market revenues and ancillary service revenues from the Gross-CONE.

(56) The CREG launched a public consultation from 1 July 2020 to 13 July 2020 on a proposal of values of the CONE for a short-list of reference technologies, the WACC and the correction factor X (see recital (58)(b)).

(57) Considering CCGT, OCGT and Diesels in the short-list of reference technology and assuming average values for gross-CONE, energy market revenues and ancillary services revenues

(58) https://www.elia.be/en/public-consultation/20200505_public-consultation-on-the-scenarios-sensitivities-and-data-for-the-crm

(59)

‘2.2.1 French nuclear availability- The first sensitivity is in line with the 10-year Adequacy and Flexibility study 2020-30 (Elia, 2019) and is presented in § 2.6.8. It includes a nuclear availability reduced by 4 units in winter.’

(60) https://www.creg.be/fr/publications/proposition-c2105

(61) https://economie.fgov.be/sites/default/files/Files/Energy/avis-dg-energie-projet-proposition-2105-signed.pdf

(62) https://www.creg.be/fr/consultations-publiques/consultation-publique-relative-au-projet-de-proposition-2086-relative-au

(63) Elia launched a public consultation on the scenarios, sensitivities and data for the CRM parameter calculation for the Y-4 Auction for Delivery Period 2025-2026 (see recital (58)(a)).

(64) Derived from Figure 2-63, page 83 of the Adequacy and Flexibility Study for Belgium 2020 -2030. Note that for the OCGT technology, the values for units >25 are used, as there are OCGT units in the Belgian control zone that are older than 25 years.

(65) Derived from Section 4.4.5. Fixed costs under LTSA, page 36 of the Pöyry study in the context of CONE determination for the I-SEM

(66) Derived from data published on the Elia website regarding contracted volumes and prices for strategic reserves (https://www.elia.be/en/suppliers/supplier/energy-purchases/strategic-reserve-volume-and-prices), considering the average activation price for SDR winter period 2015-2016 for a 4h activation (hence corresponding to a 40 % derating), and assuming one availability test of 15 minutes per year, as follows:

(67) Considering the derating factor range for ‘large scale thermal’ varies between 85 and 95 %, as illustrated in Figure 4-5 of the Adequacy and Flexibility Study for Belgium 2020-2030, a derating factor of 90 % is applied for the CCGT, OCGT and Turbojet technology. For the Market Response technology, a range is used from 30 % (2h availability; low) — 40 % (4h availability; mid) — 55 % (8h availability; high) to take into account the variety of possibilities included in the Market Response technology.

(68) Calculated as follows:

(69) Based on estimations done in the context of the Adequacy and Flexibility Study for Belgium 2020-2030. The revenue estimations considered in this calibration exercise are derived based on a reference scenario for 2025. Furthermore, it is considered that by means of intervention, missing money is covered such that the — in the study so-called ‘not-viable gap’ — is filled, meaning that sufficient capacity is assumed in the system in 2025 to meet the adequacy requirements. The yearly inframarginal rents from the electricity market (MID values) are derived as P50 revenues from a probabilistic simulation. For the LOW and HIGH values, for the sake of this indicative calibration a range of 20 % around the estimated revenues is considered.

(70) Derived from the data published on the Elia website regarding capacity auctions for the balancing services (https://www.elia.be/en/grid-data/balancing/capacity-auction-results), considering the overall average of average procurement prices for all auctions related to delivery periods from January 2017 until December 2019. Note that only mFRR reservation fees below 10EUR/MW/h are taken into account towards the overall average value, as prices above this cut-off point are considered to represent periods with adequacy issues and therefore not representative for this analysis. The LOW/MID/HIGH values are calculated as 60/75/90 % of the overall average value, to account for variable costs associated with the reservation of mFRR, such as for instance a cost for making a bid. The net revenues from the provision of frequency-related balancing services, in order to avoid double counting and consider only net revenues, have been considered to the following extent:

— FCR revenues are not considered, since Batteries are likely to become the dominant technology to provide FCR. The Batteries technology is not considered for the calibration of the intermediate price cap, as they are considered to derive a positive business case from the provision of FCR.

— aFRR revenues are not considered, as it is assumed that technologies who provide aFRR arbitrage between the provision of aFRR and selling energy. Therefore, aFRR reservation fees are assumed not to represent a net revenue on top of the inframarginal rents earned on the energy market.

— mFRR revenues are considered relevant for the Turbojet (assumed to provide mFRR standard product) and Market response (assumed to provide mFRR flex product) technologies, as they typically provide these services currently in the market. More specifically, revenues for Turbojet and Market response are determined by a percentage of the average mFRR reservation fee or the inframarginal rent from the energy market, according to whichever of both leads to the highest value.

(71) Projet d’arrêté royal relatif à l’établissement des critères et modalités d'éligibilité à la procédure de préqualification en ce qui concerne les règles relatives au seuil minimal et au cumul des mesures d’aides

(72) The threshold for instance corresponds to the size of the larger existing units in the Belgian market and thereby such volume can be critical to create a competitive effect.

(73) Capacity providers are only eligible for capacity contracts up to their eligible volume, defined as their reference power (taking into account the opt-out volumes) multiplied by the derating factor.

(74) Arrêté royal fixant la méthode de calcul du volume de capacité nécessaire et des paramètres nécessaires pour l’organisation des enchères dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité.

(75) Based on Figure 4-5 of the latest Belgian Adequacy and Flexibility Study for Belgium 2020 — 2030 by Elia-https://www.elia.be/-/media/project/elia/elia-site/company/publication/studies-and-reports/studies/13082019adequacy-and-flexibility-study_en.pdf

(76) https://www.creg.be/fr/publications/proposition-c1907

(77) The volume that a CMU is obliged to make available during availability tests and availability monitoring.

(78) The CMU’s capacity that is actually available during the availability monitoring mechanism or the availability test.

(79) The maximum power (in MW) that the Delivery Point can inject into (or take off) the Elia grid for a certain quarter-hour, taking into account all technical, operational, meteorological or other restrictions known at the time of notification to Elia with the Daily Schedule, without taking into account any participation of the Delivery Point in the provision of balancing services.

(80) Projet d’arrêté royal relatif à l’établissement des conditions auxquelles les détenteurs de capacité étrangère directe et indirecte peuvent participer à la procédure de préqualification dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité (Draft royal decree on the establishment of the conditions under which holders of direct and indirect foreign capacity can participate in the prequalification procedure within the framework of the capacity remuneration mechanism).

(81) ‘Nominated electricity market operator (NEMO)’ means an entity designated by the competent authority to perform tasks related to single day-ahead or single intraday coupling — see article 2 Regulation (EU) 2019/943.

(82) https://www.dekamer.be/kvvcr/showpage.cfm?section=/none&leftmenu=no&language=fr&cfm=/site/wwwcfm/flwb/flwbn.cfm? lang=F&legislat=55&dossierID=1220

(83) https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Decisions/Z1109-10FR.pdf

(84) Case 76/78 Steinike & Weinlig v Germany [1977] ECR 595, paragraph 21; Case C-379/98 PreussenElektra [2001] ECR I-2099, paragraph 58; Case C-706/17 Achema [2019] paragraph 47 and following.

(85) Case C-345/02, Pearle and Others [2004] ECLI:EU:C:2004:448.

(86) Case C-677/11, Doux Élevage and Coopérative agricole UKL-ARREE [2013] ECLI:EU:C:2013:348.

(87) Case C- 405/16 P, Federal Republic of Germany v European Commission [2019] ECLI:EU:C:2019:268 , paragraph 68.

(88) See case C- 405/16 P, Federal Republic of Germany v European Commission [2019] ECLI:EU:C:2019:268, paragraphs 68 and 72; case C-706/17 Achema and Others [2019] ECLI:EU:C:2019:407, paragraph 57 and case T-217/17 FVE Holýšov I and Others v Commission [2019] ECLI:EU:T:2019:633, paragraph 111.

(89) Judgment of the Court of Justice of 11 July 1996, SFEI and Others, C-39/94, ECLI:EU:C:1996:285, paragraph 60; Judgment of the Court of Justice of 29 April 1999, Spain v Commission, C-342/96, ECLI:EU:C:1999:210, paragraph 41.

(90) See notably Regulation (EC) no714/2009, Directive 2009/72/EC, Regulation (EU) no2019/943 and Directive (EU) 2019/944.

(91) OJ C 200, 28.6.2014, p. 1, as corrected by the corrigendum adopted by the Commission in OJ C 290, 10.8.2016, p. 11.

(92) See Communication C(2020) 4355 final — In particular, in point (16) of the EEAG, the following sentence has been added: ‘These Guidelines shall, however, apply to undertakings which were not in difficulty on 31 December 2019 but became undertakings in difficulty in the period from 1 January 2020 to 30 June 2021.’

(93) COM(2016) 752 final .https://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/capacity_mechanisms_final_report_en.pdf

(94) SA.4864 Belgian Strategic reserve (OJ C 121, 6.4.2018).

(95) SA.42011 Italian capacity mechanism (OJ C 158, 4.5.2018) (see recitals 79 and 80)

(96) SA.44464 Irish Capacity Mechanism (OJ C 121, 6.4.2018) (see recital 50); SA.46100 Polish capacity mechanism (OJ C 462, 21.12.2018) (see recitals 46, 47, 48); see SA.35980 British capacity market (OJ L 70, 6.3.2020) (see recital 70)

(97) SA.44464 Irish Capacity Mechanism (OJ C 121, 6.4.2018) (see recital 50); see SA.35980 British capacity market (OJ L 70, 6.3.2020) (see recital 71)

(98) Available at https://www.elia.be/fr/users-group/implementation-crm

(99) See recital (25) of the Commission Decision in State aid SA.40029 (2014/N) ‘Reintroduction of the winding-up scheme, compensation scheme, Model I and Model II — H1 2015’ (OJ C 136, 24.4.2015, p. 4). See recital (29) of Commission Decision in State aid SA.42215 (2015/N) ‘Prolongation of the Greek financial support measures (art. 2 law 3723/2008)’ (OJ C 277, 21.8.2015, p. 11).

(100) Case C-213/96 Outokumpu [1998] I-1777, paragraph 30.