STÁTNÍ PODPORA – BELGIE

Státní podpora SA.54915 (2019/N) – Kapacitní mechanismus

Výzva k podání připomínek podle čl. 108 odst. 2 Smlouvy o fungování Evropské unie

(Text s významem pro EHP)

(2020/C 346/03)

Dopisem ze dne 21. září 2020, který je v závazném jazykovém znění přiložen k tomuto shrnutí, oznámila Komise Belgii své rozhodnutí zahájit ve věci výše uvedeného opatření řízení podle čl. 108 odst. 2 Smlouvy o fungování Evropské unie.

Zúčastněné strany mohou podat své připomínky k opatření, kvůli kterému Komise řízení zahajuje, do jednoho měsíce ode dne zveřejnění tohoto shrnutí a přiloženého dopisu na adresu Evropské komise, Generálního ředitelství pro hospodářskou soutěž:

Commission européenne/Europese Commissie Direction générale de la concurrence Greffe des aides d’État B-1049 Bruxelles/Brussel BELGIQUE/BELGIË Fax: + 32 22961242 Stateaidgreffe@ec.europa.eu

Tyto připomínky budou sděleny Belgii. Zúčastněné strany podávající připomínky mohou písemně a s uvedením důvodů požádat o zachování důvěrnosti ohledně své totožnosti a/nebo částí předložených připomínek.

OBSAH

1. Postup

Belgie opatření předběžně oznámila dne 3. července 2019. Poté belgické orgány vyplnily několik dotazníků a uskutečnila se setkání za účelem projednání předběžného oznámení. Belgie opatření oznámila dne 19. prosince 2019.

2. Popis opatření, kvůli kterému Komise zahajuje řízení

Cílem navrhovaného kapacitního mechanismu je zajistit bezpečnost dodávek podle standardu spolehlivosti stanoveného v zákoně o elektřině ze dne 29. dubna 1999. Belgie zjistila riziko pro bezpečnost dodávek vyplývající z postupného vyřazování jejích jaderných elektráren z provozu do roku 2025.

V rámci belgického kapacitního mechanismu kupuje provozovatel přenosové soustavy kapacitu od poskytovatelů kapacity ve formě spolehlivostních opcí. Poskytovatelé kapacity vybraní v aukci prodávají spolehlivostní opce provozovateli přenosové soustavy a získávají za to pevnou odměnu za kapacitu. Pokud referenční cena (tj. cena elektřiny na denním trhu) překročí předem stanovenou úroveň, tzv. realizační cenu, musí poskytovatel kapacity rozdíl mezi referenční cenou a realizační cenou vrátit provozovateli přenosové soustavy.

Provozovatel přenosové soustavy uspořádá aukci kapacitního mechanismu v závislosti na úrovni kapacitních zdrojů, které jsou potřebné k zajištění náležité úrovně přiměřenosti zdrojů pro účely dodržení standardů spolehlivosti. Aukce kapacity se koná každoročně s dodáním po čtyřech letech („aukce Y-4“). V roce bezprostředně předcházejícím roku dodání hlavní aukce se koná další aukce s dodáním po jednom roce („aukce Y-1“).

Náklady kapacitního mechanismu (tj. náklady na financování plateb poskytovatelům za kapacitu) budou financovány na základě „závazku veřejné služby“ prostřednictvím síťových sazeb provozovatele přenosové soustavy.

Právním základem opatření je zákon o elektřině ze dne 29. dubna 1999 o organizaci belgického trhu s elektřinou, pozměněný zákonem zveřejněným dne 16. května 2019 v belgickém úředním věstníku („Belgisch Staatsblad“/„Moniteur belge“). K podrobnějšímu rozpracování modalit kapacitního mechanismu se navíc přijmou sekundární právní předpisy v podobě královských výnosů a pravidel trhu. Návrhy těchto právních aktů jsou k dispozici na internetových stránkách ministerstva energetiky (1).

3. Posouzení opatření

3.1. Existence podpory ve smyslu čl. 107 odst. 1 Smlouvy o fungování EU

Komise se domnívá, že kapacitní mechanismus je financován ze státních prostředků, neboť je financován z výnosů parafiskálního poplatku uloženého státem, jež se spravují a rozdělují v souladu s ustanoveními právních předpisů. Komise konstatuje, že úspěšní nabízející prostřednictvím oznámeného mechanismu obdrží výnos, který by nezískali, pokud by nadále působili na trhu s elektřinou za běžných hospodářských podmínek a prodávali by pouze elektřinu a podpůrné služby. Opatření navíc poskytuje výhodu pouze některým podnikům soutěžícím s jinými výrobci elektřiny, a to těm, jež jsou schopny přispět k řešení zjištěného problému s přiměřeností. Oznámené opatření proto poskytne hospodářskou výhodu podnikům, které se nacházejí ve srovnatelné skutkové a právní situaci jako jiní výrobci elektřiny. Opatření je tedy selektivní. Výroba elektřiny i velkoobchodní a maloobchodní trhy s elektřinou jsou činnosti otevřené hospodářské soutěži v celé EU. Výhoda poskytnutá ze státních prostředků jakémukoli podniku v tomto odvětví proto může ovlivnit obchod uvnitř Unie a narušit hospodářskou soutěž. Komise tedy dospěla k závěru, že předmětné opatření představuje státní podporu ve smyslu čl. 107 odst. 1 Smlouvy o fungování EU.

3.2. Legalita podpory

Oznámením režimu před jeho provedením splnily belgické orgány svou povinnost podle čl. 108 odst. 3 Smlouvy o fungování EU.

3.3. Slučitelnost opatření

Komise posoudila slučitelnost opatření s vnitřním trhem na základě podmínek stanovených v oddíle 3.9 Pokynů pro státní podporu v oblasti životního prostředí a energetiky 2014–2020 (2) (dále jen „pokyny“), které ukládají zvláštní podmínky pro podporu na přiměřenost výroby a které se používají od 1. července 2014. Dne 2. července 2020 přijala Komise sdělení, kterým se mění znění pokynů a prodlužuje jejich platnost do 31. prosince 2021 (3).

3.3.1. Cíl společného zájmu a nezbytnost podpory

Belgie identifikovala potřebu kapacitního mechanismu ve studii přiměřenosti a flexibility, kterou v roce 2019 zveřejnil provozovatel přenosové soustavy Elia (4). Studie identifikuje rizika pro přiměřenost belgických zdrojů, přičemž se odkazuje na vnitrostátní standard spolehlivosti popsaný zejména ve scénáři EU-HiLo (vysoký dopad – nízká pravděpodobnost), v němž se předpokládá nedostupnost několika francouzských jaderných zařízení (kromě „běžné“ nedostupnosti). Komise se domnívá, že pro určení rozsahu problému týkajícího se přiměřenosti zdrojů není scénář EU-HiLo týkající se kapacitního mechanismu pro celý trh vhodný, neboť může dojít k nadhodnocení tohoto problému a narušení trhu s elektřinou. Metodiku použitou ve studii provozovatele Elia kritizoval i vnitrostátní regulační orgán (CREG) (5).

Komise má proto pochybnosti o tom, zda belgické orgány identifikovaly problém týkající se přiměřenosti zdrojů dostatečně přesně a zda jej řádně analyzovaly a vyčíslily, a to zejména s ohledem na body 221 a 222 pokynů.

3.3.2. Vhodnost podpory

Vzhledem k bodu 226 pokynů Komise o vhodnosti opatření pochybuje, neboť výpočet prahových hodnot investic byl proveden restriktivně, což vedlo k víceletým smlouvám (na dobu tří, osmi nebo patnácti let). Prahové hodnoty zohledňují instalovaný výkon (tj. maximální možnou kapacitu při provozu zařízení) a nikoli sníženou kapacitu (tj. předem stanovenou míru dostupnosti zařízení a jeho podíl na dosahování cíle přiměřenosti zdrojů). Komise se domnívá, že tato skutečnost může bránit spravedlivé hospodářské soutěži mezi technologiemi, jež ve stejné míře přispívají k zajištění přiměřenosti zdrojů, a zejména zcela odrazovat od toho, aby se na zajištění zdrojů využívaly technologie výroby energie z přerušovaných zdrojů s vysokým faktorem snižování kapacity (zejména přerušované obnovitelné zdroje větrné a solární energie).

3.3.3. Motivační účinek

Cílem opatření je zajistit bezpečnost dodávek udržováním dostupnosti dostatečné kapacity. Bez přiměřeného kapacitního mechanismu by pravděpodobně neexistovala dostatečná kapacita k zajištění bezpečnosti dodávek, protože významná část elektráren je projektována tak, že na trhu výlučně s energií nezískává dostatečné výnosy na pokrytí svých nákladů. Kromě toho povinnost zpětného splacení vytváří finanční pobídku, která je k dispozici v době nedostatku. Kromě toho Belgie zavedla postup sledování dostupnosti před zahájením období dodávky a během tohoto období, jakož i vhodné testování a sankce s cílem zajistit dodržování povinnosti v oblasti dostupnosti. Komise proto dospěla k předběžnému závěru, že opatření má v zásadě motivační účinek.

3.3.4. Přiměřenost

Komise požaduje vysvětlení, zda je opatření přiměřené ve smyslu oddílu 3.9.5 pokynů. Komise má pochybnosti o tom, zda je: i) soutěžní nabídkové řízení založeno na nediskriminačních kritériích, a to vzhledem k použití prahových hodnot investic uvedených v oddíle 3.3.2; ii) metodika, na jejímž základě se vymezuje křivka poptávky použitá pro výpočet objemu kapacity, která se má získat v každé aukci, přiměřená, neboť může vycházet z nerealistické citlivostní analýzy scénáře EU-HiLo nebo jiných citlivostních analýz, při nichž se předpokládá dodatečná nedostupnost francouzských jaderných elektráren.

3.3.5. Zabránění vzniku nežádoucích negativních účinků na hospodářskou soutěž a obchod

Aby zabránila neočekávaným ziskům, bude Belgie uplatňovat dílčí cenový strop na kapacitu v kategorii jednoletých smluv. V důsledku toho nebude možné nabízet tyto kapacity za cenu vyšší, než je tento strop, ani získávat zúčtovací cenu překračující tento strop. Nepředpokládá se žádné individuální posouzení kapacit, které by v případě vyšších nákladů umožňovalo udělení výjimky.

Dílčí cenový strop se bude v rámci kapacitního mechanismu vztahovat na nepřímou zahraniční kapacitu. Komise předběžně usuzuje, že neexistence víceletých smluv a uplatňování dílčího cenového stropu zabrání tomu, aby se tyto kapacity nabízely na aukcích za skutečné náklady v případě, že tento dílčí cenový strop přesahují. To může tyto kapacity od účasti na kapacitním mechanismu zcela odradit. Komise se domnívá, že tak dochází k diskriminaci zahraniční kapacity, což je v rozporu s bodem 232 pokynů.

Kromě toho bod 233 písm. c) pokynů stanoví, že kapacitní mechanismy by neměly „oslabovat investiční rozhodnutí, která byla učiněna před zavedením daného opatření“. Dílčí cenou by se však mohlo zabránit tomu, aby se stávající kapacita nabízela za skutečné náklady, přičemž na ni nelze uzavírat víceleté smlouvy, což vede k jejímu vyloučení z kapacitního mechanismu a dokonce i k jejímu stažení z trhu s elektřinou. Komise proto požaduje další informace, aby mohla posoudit účinek dílčího cenového stropu a jeho slučitelnost s tímto bodem pokynů.

Belgie vysvětlila, že přidělí výnosy z přetížení vyplývající z přidělování tiketů pro přeshraniční kapacitu (tj. přístupových práv pro zahraniční poskytovatele kapacity k účasti na kapacitním mechanismu) v souladu s čl. 19 odst. 2 nařízení Evropského parlamentu a Rady (EU) 2019/943 (6). Komise se domnívá, že potřebuje další informace k posouzení slučitelnosti kapacitního mechanismu s bodem 233 písm. a) pokynů (tj. pro ověření, zda budou výnosy z přetížení využity tak, aby kapacitní mechanismus poskytoval správnou pobídku k investicím do propojovací kapacity).

3.3.6. Soulad opatření podpory s neoddělitelně spojenými ustanoveními práva Unie

Pokud opatření státní podpory obsahuje aspekty, které jsou neoddělitelně spojeny s předmětem podpory a porušují se jimi jiná ustanovení práva Unie, může takové porušení ovlivnit posouzení slučitelnosti dané státní podpory. Komise v této souvislosti dospěla k předběžnému závěru, že mechanismus financování kapacitního mechanismu nezavádí žádná omezení, která by byla v rozporu s článkem 30 nebo 110 Smlouvy o fungování Evropské unie, neboť Belgie povolí účast zahraničních kapacit na kapacitním mechanismu. Komise však má pochybnosti o tom, zda je kapacitní mechanismus v souladu s čl. 22 odst. 1 písm. c) a čl. 24 odst. 1 nařízení (EU) 2019/943, neboť jak vnitrostátní studie přiměřenosti a flexibility, tak i referenční scénář použitý ke stanovení objemu kapacity, která má být předmětem aukce, vycházejí z předpokladů týkajících se zahraničních dodávek elektřiny (dodatečná nedostupnost francouzských jaderných elektráren).

V souladu s článkem 16 nařízení Rady (EU) 2015/1589 (7) lze požadovat, aby příjemce veškerou protiprávní podporu vrátil.

ZNĚNÍ DOPISU

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

(2) Úř. věst. C 200, 28.6.2014, s. 1.

(3) Viz sdělení C(2020) 4355 final (Úř. věst. C 224, 8.7.2020, s. 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) Úř. věst. L 158, 14.6.2019, s. 54.

(7) Úř. věst. L 248, 24.9.2015, s. 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.