KOMMISSIONENS AFGØRELSE (EU) 2022/639

af 27. august 2021

om støtteordning SA.54915 — 2020/C (ex 2019/N) Belgien — kapacitetsmekanisme

(meddelt under nummer C(2021) 6431)

(Kun den engelske udgave er autentisk)

(EØS-relevant tekst)

EUROPA-KOMMISSIONEN HAR ––

under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, særlig artikel 108, stk. 2, første afsnit,

under henvisning til aftalen om Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde, særlig artikel 62, stk. 1, litra a),

efter at have opfordret interesserede parter til at fremsætte deres bemærkninger i henhold til ovennævnte bestemmelser (1) og under hensyntagen til disse bemærkninger, og

ud fra følgende betragtninger:

1. SAGSFORLØB

(1) I forlængelse af en forhåndsanmeldelse underrettede Kongeriget Belgien ved brev af 19. december 2019 Kommissionen om en markedsdækkende kapacitetsmekanisme (»foranstaltningen« eller »kapacitetsmekanismen«) i henhold til artikel 108, stk. 3, i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde (»TEUF«).

(2) Ved brev af 21. september 2020 meddelte Kommissionen Belgien, at den havde besluttet at indlede proceduren efter artikel 108, stk. 2, i TEUF i forbindelse med foranstaltningen.

(3) Kommissionens afgørelse om at indlede proceduren (»åbningsafgørelsen«) blev offentliggjort i Den Europæiske Unions Tidende (2). Kommissionen opfordrede interesserede parter til at fremsætte bemærkninger.

(4) Ved brev af 22. oktober 2020 fremsatte Belgien sine bemærkninger til åbningsafgørelsen. Kommissionen modtog desuden bemærkninger fra 15 interesserede parter. Kommissionen videresendte bemærkningerne til Belgien, som fik mulighed for at reagere på dem. Kommissionen modtog Belgiens bemærkninger ved brev af 24. december 2020.

(5) Den 9. juli 2021 indvilgede Belgien undtagelsesvis i at give afkald på sin ret ifølge artikel 342 i TEUF, sammenholdt med artikel 3 i forordning nr. 1/1958 (3), og om at lade denne afgørelse vedtage og offentliggøre på engelsk.

2. DETALJERET BESKRIVELSE AF FORANSTALTNINGEN

2.1. Resumé af foranstaltningen

(6) Belgien forventer at få problemer med at sikre en tilstrækkelig elproduktion fra 2025, hvilket først og fremmest skyldes beslutningen om at udfase al kernekraft i perioden 2022-2025 og nedlukningen af den termiske produktionskapacitet i Belgien og nabolandene.

(7) Formålet med foranstaltningen er derfor at sikre, at der er tilstrækkelig kapacitet til produktion af elektricitet, og at denne produktion dækker den forventede efterspørgsel efter elektricitet.

(8) I forbindelse med kapacitetsmekanismen vil støttemodtagerne blive udvalgt ved en udbudsprocedure og aflønnet for at stå til rådighed. Støtten ydes i form af en kapacitetsbetaling, så længe kapacitetsaftalen er gældende. Til gengæld stiller de valgte tilbudsgivere sig til rådighed med henblik på at opfylde transmissionssystemoperatørens (»TSO«) behov, hvis der opstår anstrengte situationer.

(9) Belgien har fastsat sine nationale dekarboniseringsmål i den nationale energi- og klimaplan (4). Som led i den nationale energi- og klimaplan skal vedvarende energikilders andel af det belgiske elforbrug stige fra 17 % i 2017 til mindst 40,4 % i 2030. Hvis disse mål skal nås, vil det være nødvendigt at integrere væsentlige vedvarende energikilder såsom vind- og solenergi, hvor den fluktuerende produktion kan være en udfordring for forsyningstilstrækkeligheden og -sikkerheden.

(10) Selv om udvikling af vedvarende energi ikke er kapacitetsmekanismens hovedformål, er den tilrettelagt med ambitiøse mål om øget anvendelse af vedvarende energikilder i det belgiske energimix og udgør et supplement til videreudviklingen af nye fluktuerende vedvarende energikilder.

2.2. Retsgrundlag og offentlige ordninger

(11) Foranstaltningens retsgrundlag er elloven af 29. april 1999 om organiseringen af det belgiske elektricitetsmarked (»elloven«), som ændret ved love (5) offentliggjort den 16. maj 2019 og den 19. marts 2021 i det belgiske lovtidende.

(12) Der blev desuden udarbejdet kongelige dekreter (6) og regler om den belgiske kapacitetsmekanismes funktion (7) for at fastsætte nærmere bestemmelser for denne mekanisme: 1) kongeligt dekret af 28. april 2021 om fastsættelse af en metode til beregning af kapacitet og auktionsparametre i forbindelse med kapacitetsmekanismen (8) 2) kongeligt dekret af 21. maj 2021 om kriterier for adgang til kumuleret støtte og minimumstærsklen for deltagelse (9) 3) kongeligt dekret af 4. juni 2021 om investeringstærskler og støtteberettigede omkostninger (10) 4) udkast til kongeligt dekret om fastsættelse af betingelser for, at indehavere af udenlandsk kapacitet kan deltage i kapacitetsmekanismen (11) 5) kongeligt dekret af 30. maj 2021 om kontrolbestemmelser (12).

(13) I august 2020 gennemførte Elia, den belgiske TSO, en offentlig høring om reglerne om den belgiske kapacitetsmekanismes funktion (13).

2.3. Den belgiske produktions tilstrækkelighed

2.3.1. Pålidelighedsstandard

(14) Hovedformålet med den foreslåede kapacitetsmekanisme er at sikre forsyningssikkerheden ved hjælp af en pålidelighedsstandard.

(15) Som det blev meddelt i 2019, var pålidelighedskriterierne i Belgien fastlagt ved et dobbelt LOLE-kriterium (Loss of Load Expectation — forventet effektmangel): Det forventede antal timer, hvor det ikke vil være muligt for alle produktionsressourcer, der står til rådighed for det belgiske elnet, at dække behovet for effekt og driftsreserver under samtidig hensyntagen til fleksibelt elforbrug, lagring og samkøringslinjer, må ikke udgøre mere end tre timer i et statistisk normalt år. Det andet kriterium er, at LOLA ikke må overstige 20 timer i et statistisk unormalt år (»LOLE95«) (14). Disse værdier var også fastsat i elloven.

(16) Pålidelighedsstandarden er baseret på et overslag over den værdi, som det har for forbrugerne at undgå afbrydelser af elforsyningen (Value of Lost Load, »VOLL«), og de forventede omkostninger til ny kapacitet i Belgien (indgangsomkostningen — Cost of New Entry, »CONE«).

(17) Der skal ifølge artikel 23, stk. 6, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/943 af 5. juni 2019 om det indre marked for elektricitet (15) (»elforordningen«) fastlægges en EU-metode til beregning af VOLL, CONE og pålidelighedsstandarden.

(18) Den 2. oktober 2020 godkendte Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (»ACER«) metoden til beregning af VOLL (»VOLL-metoden«), CONE (»CONE-metoden«) og pålidelighedsstandarden (»RS-metoden«). De tre metoder betegnes under ét som »VOLL/CONE/RS-metoden« (16).

(19) Den 7. juni 2021 fremlagde Belgien den nye beregning af VOLL, CONE og pålidelighedsstandarden i overensstemmelse med VOLL/CONE/RS-metoden.

(20) Den 28. maj 2021 sendte den belgiske energitilsynsmyndighed (»CREG«) sit forslag til en pålidelighedsstandard for Belgien til energiministeren. CREG foreslog en pålidelighedsstandard på 2 timer og 43 minutter.

(21) Generaldirektoratet for energi under den føderale offentlige myndighed for økonomi (»økonomimyndigheden«) anbefalede i sin udtalelse af 2. juni 2021, at pålidelighedsstandarden rundes op til tre timer for at sikre overensstemmelse med tidligere undersøgelser af nationale og europæiske ressourcers tilstrækkelighed, at det gøres muligt at følge nabolandenes praksis med at angive pålidelighedsstandarder i hele timer, og at der tages hensyn til, at det konstaterede ikke-marginale underskud i Belgien vil blive afhjulpet ved hjælp af et energimix og ikke ved hjælp af en simpel referenceteknologi.

(22) I udkastet til kongeligt dekret om fastlæggelse af pålidelighedsstandarden og godkendelse af værdier for VOLL- og CONE-omkostninger fastsættes den nye pålidelighedsstandard til tre timer.

(23) Udkastet til kongeligt dekret godkender også det fælles overslag over VOLL-omkostningen baseret på den værdi, som økonomimyndighedens generaldirektorat for energi har fastsat i samarbejde med planlægningskontoret, og CONE baseret på teknologi til efterspørgselsstyring (17).

(24) VOLL vil blive fastsat til 16 033 EUR/MWh og CONE til 45 EUR/kW/år.

(25) VOLL blev beregnet ved brug af en trekantsmetode, hvor der blev taget hensyn til produktionsfunktionen, og en undersøgelse af betalingsviljen udført af CREG. Ifølge de belgiske myndigheder var CREG's undersøgelse ikke solid, hvilket bl.a. skyldtes, at det eneste foreslåede scenarie (ved en temperatur på under +5 °C) ikke var repræsentativt for de fleste knaphedsscenarier. Der blev derfor lagt begrænset vægt på resultaterne af denne undersøgelse ved estimeringen af VOLL.

(26) I henhold til elloven skal beregninger i forbindelse med kapacitetsmekanismen udføres på grundlag af den pålidelighedsstandard, som var gældende den 15. september i det år, der gik forud for auktionen.

(27) Belgien har på grund af den stramme tidsplan beregnet den mængde, som skal anskaffes ved de Y-4- og Y-1-auktioner, der er planlagt til henholdsvis oktober 2021 og oktober 2024, ud fra den tidligere pålidelighedsstandard, men forpligtet sig til om nødvendigt at justere mængderne, hvis den nye pålidelighedsstandard og tilstrækkelighedsvurderingen viser et væsentligt lavere kapacitetsbehov.

(28) Belgien har også forpligtet sig til at ajourføre VOLL ud fra en ny undersøgelse af betalingsviljen i overensstemmelse med CONE/VOLL/RS-metoden og om nødvendigt fastsætte en ny pålidelighedsstandard før september 2022 med henblik på at anvende den nye pålidelighedsstandard til beregning af den mængde, der skal anskaffes senest ved auktionen i 2023.

2.3.2. Tilstrækkelighedsvurdering

(29) Ifølge de belgiske myndigheder vil Belgien støde på et tilstrækkelighedsproblem fra 2025, hvilket først og fremmest skyldes den planlagte udfasning af kernekraft i perioden fra 2022 til 2025 og forstærkes af nabolandenes nedlukning af den termiske produktionskapacitet. Tilstrækkelighedsproblemet er blevet påvist ved en national undersøgelse af ressourcetilstrækkeligheden, hvor der blev opstillet flere scenarier.

(30) I forbindelse med den nationale tilstrækkelighedsundersøgelse for perioden fra 2020 til 2030, som blev offentliggjort af den belgiske transmissionssystemoperatør ELIA i juni 2019 (»tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2019«) (18), blev der konstateret et systematisk behov for ny kapacitet på mindst 3,9 GW ved et scenarie med høj indvirkning og lav sandsynlighed (HiLo) i EU (EU-HiLo) i vinteren 2025-2026. I dette scenarie, der tager højde for importeret elektricitet, antages det, at adskillige franske kernekraftværker kan være utilgængelige (foruden den »normale« utilgængelighed). Det samme scenarie blev anvendt i forbindelse med vurderingen af den strategiske reservemængde (19). EU-basisscenariet (20) viser en mangel på 2,4 GW, hvis den eksisterende termiske kapacitet i systemet bevares (se figur 4-18 i tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2019).

(31) Resultaterne af tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2019 viser for EU-HiLo-scenariets vedkommende, at LOLE uden indgreb vil nå op på 10,5 timer i 2025, dvs. blive væsentligt højere end den nationale pålidelighedsstandard med hensyn til forsyningssikkerhed. LOLE95-indikatoren vil endda stige til 84 timer. Følgende tabel viser LOLE-resultaterne i forbindelse med den nationale tilstrækkelighedsundersøgelse for EU-HiLo-scenariet og EU-basisscenariet: Tabel 1 LOLE-resultater for Belgien i forbindelse med tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen 2025 2028 2030 EU-basis EU-HiLo EU-basis EU-HiLo EU-basis EU-HiLo Resterende markeds-LOLE (timer) 9,4 10,5 6 6,9 6 6,2 Resterende markeds-LOLE95 (timer) 89 84 63 76 43 51 Kilde: 2019 Adequacy and Flexibility study.

(32) Den 11. juli 2019 offentliggjorde CREG en analyse af tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2019 (21). I denne analyse rejste CREG bl.a. tvivl om brugen af EU-HiLo-scenariet som det primære scenarie. Metoden til vurdering af eksisterende og ny kapacitets rentabilitet bør efter CREG's opfattelse forbedres, og alle tilgængelige balanceringsreserver i Belgien og i udlandet bør tages i betragtning.

(33) I november 2019 udsendte Det Europæiske Netværk af Transmissionssystemoperatører for Elektricitet (»ENTSO-E«) midtvejs-tilstrækkelighedsprognosen fra 2019 (»MAF 2019«) (22), der viser følgende resultater for Belgien i 2025: Tabel 2 LOLE-niveauer for Belgien i MAF 2019 Basisscenarie — 2025 Følsomhed ved mindre kul (23) — 2025 Gennemsnitlig LOLE 1,09 timer 1,61 timer LOLE95 3,15 timer - Kilde: ENTSO-E's »Mid-term Adequacy Forecast — 2019«.

(34) Men ENTSO-E's MAF 2019 gengiver efter Belgiens opfattelse ikke LOLE-resultaterne tilstrækkeligt nøjagtigt, eftersom det antages, at der er yderligere 2,5 GW til rådighed (24), hvilket faktisk ikke er sikkert.

(35) I den endelige rapport fra april 2020 (25) fremlagde Det Pentalaterale Energiforum (26) (»PLEF«) følgende resultater for Belgien i 2025: Tabel 3 LOLE-niveauer for Belgien i PLEF's generelle tilstrækkelighedsvurdering fra 2020 Basisscenarie — 2025 (27) Følsomhed ved mindre gas — 2025 (28) Følsomhed ved mindre kernekraft/NTC i forhold til Schweiz — 2025 (29) Gennemsnitlig LOLE 3,3 timer 8,1 timer 4,6 timer Kilde: Det Pentalaterale Energiforum, »Generation Adequacy Assessment, April 2020 — Final report«.

(36) I november 2020 udsendte ENTSO-E MAF 2020. For basisscenariet i 2025 viser resultaterne af MAF 2020 en gennemsnitlig LOLE på 0,4 timer, som derfor opfylder det lovbestemte tilstrækkelighedskriterium for Belgien, hvor LOLE udgør tre timer.

(37) I landenes bemærkninger, der findes i bilaget til MAF 2020, anførte Belgien imidlertid følgende: »Der er en betydelig mængde antaget »nyetableret« kapacitet i MAF 2020 fordelt på en lang række lande. Det bør påpeges, at der generelt ikke er nogen sikkerhed for, at denne kapacitet reelt vil være til stede i 2025, og at disse antagelser og de heraf følgende resultater i MAF 2020 derfor bør fortolkes forsigtigt. Belgien har desuden i adskillige år tilhørt den region, hvor der allerede er indført flowbaseret markedskobling. Selv om Elia har udviklet og iværksat en flowbaseret simuleringsmodel, f.eks. i forbindelse med Elias undersøgelse fra 2019, og denne model også blev anvendt ved PLEF's vurdering af produktionstilstrækkeligheden i 2020, er denne tilgang ikke blevet anvendt i forbindelse med den foreliggende MAF 2020-undersøgelse«.

(38) De belgiske myndigheder oplyste i forbindelse med anmeldelsen, at metoden og dataene er blevet ensrettet på europæiske plan, således at tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2019 stemmer overens med MAF 2019.

(39) ENTSO-E skal i henhold til elforordningens artikel 23, stk. 3, udvikle en metode, der kan anvendes til den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering (»ERAA«) og til den eventuelle nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering (»NRAA«) (se elforordningens artikel 24). Denne metode godkendes af ACER.

(40) Den 2. oktober 2020 godkendte ACER metoden for den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering (»ERAA-metoden«) (30).

(41) Den 30. juni 2021 offentliggjorde Elia en ny tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelse for perioden 2022-2032 (»tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021«).

(42) I overensstemmelse med ERAA-metoden integrerede Elia de elementer af ERAA-metoden, der skitseres i det følgende, i tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021: a) klimaår: Elia valgte at benytte sig af den første mulighed, der er skitseret i ERAA-metoden, dvs. at anvende den bedste prognose for fremtidige klimafremskrivninger b) vurdering af økonomisk levedygtighed: Elia udviklede en metode til beregning af den økonomiske levedygtighed af de forskellige anlæg i elektricitetssystemet i overensstemmelse med ERAA-metoden c) flow-baseret: Elias modelleringsramme integrerer alle kendte og planlagte markedsdesignelementer i den flowbaserede kapacitetsberegningsmetode såsom udvidelse til kerneregion, avanceret hybrid kobling og de regler om minRAM (resterende disponibel minimumsmargen), der er indført ved elforordningen d) fleksibilitet: Undersøgelsen omfatter både beregning af hele systemets fleksibilitetsbehov og -midler og en vurdering af dimensioneringen af frekvenskontrolreserver og frekvensgenoprettelsesreserver for hvert målår med henblik på at afspejle reservebehov, der kan modvirke ubalancer i overensstemmelse med de lovkrav, der er modelleret i tilstrækkelighedssimuleringerne. Der er desuden fastsat mere præcise fleksibilitetskarakteristika for offshorevindkraft og anvendt nye teknologier i form af power-to-x-teknologier. Der fokuseres endelig specifikt på den indvirkning, som integreringen af anden bølge af offshoreproduktionskapacitet og grænseoverskridende balanceringsplatforme vil få e) sektorintegration: Med hensyn til sektorkobling tages der hensyn til grænseflader mellem elektricitetssystemet og forskellige sektorer såsom transport-, varme- og gassektoren ved at inddrage antagelser om henholdsvis elektriske køretøjer, varmepumper og produktionskapacitet baseret på termiske gasanlæg. For at belyse konsekvenserne af anvendelse af elektricitet til fremstilling af brint i den modellering, der blev anvendt i denne undersøgelse, blev der tilføjet elektrolysatorer til (fleksibelt) forbrug af elektricitet i Belgien og i udlandet. Der blev endvidere lagt særlig vægt på digitalisering af det øgede elforbrug til transport og varme f) tiårig tidshorisont: Undersøgelsen er baseret på en tiårig tidshorisont (2022-2032). For at begrænse mængden af simuleringer og beregninger var det ikke alle følsomheder og scenarier, der blev simuleret for alle år: Visse nøgleår blev analyseret mere grundigt. Der blev foretaget en lang række følsomhedsanalyser for Belgien og udlandet for at belyse og forstå konsekvenserne af forskellige antagelser. Til sammenligning forventes ERAA 2021 kun at simulere årene 2025 og 2030 g) varianter med og uden kapacitetsmekanismer: I overensstemmelse med elforordningen og ERAA-metoden inddrog Elia scenarier både med og uden markedsdækkende kapacitetsmekanismer i Europa.

(43) De belgiske myndigheder oplyste, at de vigtigste metodekrav, der er fastsat i ERAA-metoden, er blevet iværksat i forbindelse med denne undersøgelse.

(44) Ifølge elforordningen skal den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering indeholde centrale referencescenarier. Disse scenarier skal bl.a. omfatte en vurdering af produktionsanlægs økonomiske levedygtighed. Det fremgår desuden af ERAA-metoden, at der skal opstilles to centrale referencescenarier — det ene med kapacitetsmekanismer i hele Europa og det andet uden sådanne kapacitetsmekanismer.

(45) I forbindelse med tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021 blev der derfor undersøgt to centrale scenarier: a) »EU-BASIS«: viser et scenarie, hvor der tages hensyn til allerede godkendte markedsdækkende kapacitetsmekanismer i Frankrig, Storbritannien, Polen, Italien og Irland, og det antages, at de vil være til stede indtil afslutningen af denne undersøgelses tidsramme b) »EU-noCRM«: viser et scenarie, som ikke omfatter indtægter fra markedsdækkende kapacitetsmekanismer, og hvor det således antages, at der ikke findes markedsdækkende kapacitetsmekanismer i Europa.

(46) Tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021 tager bidraget fra alle ressourcer i betragtning, herunder eksisterende og fremtidige muligheder for produktionsanlæg, energilagring, sektorintegration, fleksibelt elforbrug samt import og eksport og deres bidrag til en fleksibel drift af systemet.

(47) De belgiske myndigheder anførte, at der ved modelleringen af maksimumsligevægtspriser i forbindelse med tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021 tages hensyn til alle foreliggende retlige bestemmelser såsom den nugældende maksimale prisgrænse, den 60 %-regel (31), der er indført ved Kommissionens forordning (EU) 2015/1222 af 24. juli 2015 om fastsættelse af retningslinjer for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger (32), og ACER's afgørelse nr. 04/2017 af 14. november 2017.

(48) Tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021 modellerer den automatiske forhøjelse af maksimumsligevægtsprisen fra og med 2025. Det er ifølge de belgiske myndigheder ikke sandsynligt, at der vil forekomme nogen LOLE før 2025, og der er derfor ikke modelleret nogen forhøjelse af maksimumsligevægtsprisen før 2025. Selv om prisloftet måtte blive hævet, viser modelleringen imidlertid ifølge de belgiske myndigheder, at resultaterne af vurderingen af den økonomiske levedygtighed for 2025 vil være de samme (se figur 3-72 i tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021). Belgien har forpligtet sig til at sikre, at der i den nye tilstrækkelighedsundersøgelse, som skal offentliggøres i juni 2023, fuldt ud tages hensyn til metoden for dynamiske prisstigninger lige fra simuleringsperiodens begyndelse.

(49) Ifølge tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021 vil Belgien fra og med 2025, hvor udfasningen af kernekraft afsluttes, støde på et strukturelt behov for ny kapacitet. Dette behov vil ifølge det centrale EU-basisscenarie ligge på 2 GW i 2025 og gradvist stige til 3,9 GW i 2032. Det øgede behov skal ses i sammenhæng med den forventede stigning i elforbruget og lavere import i perioder med knaphed i Belgien.

(50) Det påpeges i tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021, at det kun vil være muligt at skaffe en beskeden del af den nye kapacitet via »energy-only«-markedet i 2025.

(51) De belgiske myndigheder mener derfor, at der er grund til at nære bekymring over den belgiske ressourcetilstrækkelighed fra og med 2025, hvis der ikke gribes ind.

(52) Tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021 giver det seneste og bedste overblik over behovet for kapacitetsmekanismen.

2.3.3. Markedssvigt

(53) Belgien har påvist en række markedssvigt, der gør det vanskeligt at skabe et velfungerende, sikkert og bæredygtigt marked for elektricitet til en overkommelig pris.

(54) Det første markedssvigt skyldes en række faktorer, som forhindrer effektive prissignaler, og den omstændighed, at energipriserne forhindres i at stige til VOLL, samt andre mangler ved markedets udformning.

(55) Kombinationen af disse markedssvigt og de tilhørende reguleringstiltag kan lægge en »dæmper« på prissignalerne på elektricitetsmarkederne, således at priserne ikke stiger til et »effektivt« niveau i tider med knaphed. Dette resulterer i en konstant mangel på indtægter for operatører af produktionsanlæg og anlæg baseret på fleksibelt elforbrug, som får sværere ved at dække deres faste og variable omkostninger. Problemet med »manglende penge« (»missing money«) forhindrer markedskræfterne i at opnå det krævede tilstrækkelighedsniveau.

(56) I teorien kan forbrugernes manglende mulighed for at vælge det ønskede pålidelighedsniveau løses på et »energy-only«-marked ved at lade priserne stige til et reguleringsmæssigt niveau, der afspejler den pris, som forbrugerne ikke længere vil være villige til at betale for energi, og ved at give elproducenterne mulighed for at modtage knaphedsrente. På grund af den begrænsede efterspørgselsstyring er det imidlertid vanskeligt at bestemme den reelle VOLL, og store prisstigninger er ikke politisk acceptable.

(57) Ifølge de belgiske myndigheder skyldes et andet markedssvigt investorernes risikoaversion i en situation med øget volatilitet og stor reguleringsmæssig usikkerhed. Den stigende udbredelse af fluktuerende vedvarende energikilder gør priserne mere volatile og skaber større usikkerhed om operatørernes mulighed for at benytte konventionelle teknologier til at dække deres faste omkostninger på elektricitetsmarkedet. Ifølge Belgien kan mindre ændringer af forholdene med hensyn til niveauet for indførelse af vedvarende energi, f.eks. målsætninger for solenergi samt onshore- og offshorevindkraft, få stor betydning for indtægterne fra konventionelle produktionsteknologier. Problemet med »manglende penge« bliver mere alvorligt i takt med den stigende brug af fluktuerende kapacitet. Dette resulterer ifølge de belgiske myndigheder i en større økonomisk risiko i forbindelse med investeringer i fleksible konventionelle produktionsteknologier. Belgien har desuden anført, at energipriserne som regel ikke gør det muligt at operere med en tidshorisont for forwardrisikoafdækning på mere end tre år, hvilket ikke er tilstrækkeligt til, at investorer kan udvikle en investeringscase. De belgiske myndigheder har i øvrigt påpeget, at selv om forwardmarkederne kan håndtere gradvise ændringer af udbud og efterspørgsel, vil de ikke være i stand til at afdække et større strukturelt chok som f.eks. den planlagte udfasning af kernekraft i Belgien.

(58) Som et tredje aspekt kan elektricitetssystemers pålidelighed i et vist omfang betragtes som et offentligt gode. Det skyldes, at investeringer i øget forsyningssikkerhed er til gavn for alle, hvorimod de fleste individuelle endelige forbrugere som tidligere nævnt ikke har mulighed for at lade systemoperatøren frakoble dem selektivt baseret på deres vilje til at betale. Det er derfor sandsynligt, at producenter vil have suboptimale incitamenter til at investere i produktionskapacitet, hvilket i sidste ende kan føre til suboptimale niveauer for systempålidelighed.

(59) Ifølge de belgiske myndigheder er disse problemer af særlig karakter i Belgien, som udgør et ret lille og tæt forbundet marked og dermed også påvirkes af lignende forsyningsrisici på de tilstødende elektricitetsmarkeder. Dette betyder ifølge de belgiske myndigheder, at Belgiens ressourcetilstrækkelighed i høj grad påvirkes af situationen på de tilstødende elektricitetsmarkeder.

(60) I 2018 godkendte Kommissionen en strategisk reserve for Belgien indtil den 31. marts 2022 (33). Formålet med den strategiske reserve er at dække efterspørgslen i spidsbelastningsperioder om vinteren, hvis dette ikke er muligt via markedet, ved at opretholde en vis eksisterende kapacitet for produktion og fleksibelt elforbrug uden for markedet som en backup, der kun aktiveres, når balanceringsressourcerne er udtømt.

2.3.4. Markedsreformer

(61) Den 25. november 2019 modtog Kommissionen en gennemførelsesplan (34) fra det belgiske energiministerium. Planen var udarbejdet i henhold til elforordningens artikel 20, stk. 3, hvoraf det fremgår, at medlemsstater, der har problemer med ressourcetilstrækkelighed, skal udforme foranstaltninger i en gennemførelsesplan med henblik på at fjerne reguleringsmæssige forvridninger eller markedsfejl på deres markeder. Efter en offentlig høring vedtog Kommissionen den 30. april 2020 en udtalelse om Belgiens gennemførelsesplan i henhold til elforordningens artikel 20, stk. 5 (35). Belgien vedtog en endelige udgave af sin gennemførelsesplan og forelagde den for Kommissionen (36).

(62) Med hensyn til balancemarkeder har Belgien indført en såkaldt alfakomponent i sin mekanisme for fastsættelse af ubalancepriser. Der er tale om en ekstra ubalancepriskomponent, som pålægges balanceansvarlige aktører for at styrke realtidsprissignalet, når der opstår øget ubalance i systemet i det belgiske systemområde. Kommissionen opfordrede i sin udtalelse Belgien til at overveje, om funktionen for prisfastsættelse på grundlag af knaphed bør anvendes ikke kun for balanceansvarlige aktører, men også for leverandører af balanceringstjenester. Dette kan bidrage til forsyningssikkerheden ved at sikre, at balanceansvarlige aktører og leverandører af balanceringstjenester oplever den samme pris for produceret/forbrugt energi, da prisdifferentiering kan føre til ineffektiv arbitrage fra markedsaktørernes side. Kommissionen mener også, at funktionen for prisfastsættelse på grundlag af knaphed bør udløses af knappe reserver i systemet og bør kalibreres med henblik på at forhøje balanceringsenergipriserne til VOLL, når systemet løber tør for reserver. Kommissionen opfordrede Belgien til at overveje at ændre sin ordning for prisfastsættelse på grundlag af knaphed i overensstemmelse hermed senest den 1. januar 2022. Belgien er desuden i gang med at iværksætte udligning af ubalancer og at forberede sig på at medvirke i EU's balanceringsplatforme for aFRR (automatiske frekvensgenoprettelsesreserver) og mFRR (manuelle frekvensgenoprettelsesreserver), som forventes at være på plads ved udgangen af henholdsvis 2021 og 2022. Belgien forpligtede sig i øvrigt til følgende med hensyn til anskaffelse af balancerings- og systemydelser: a) senest i juli 2020 skulle FCR (frekvenskontrolreserver) sættes i udbud på daglig basis og udelukkende anskaffes regionalt b) senest i juli 2020 skulle aFRR sættes i udbud på daglig basis, og alle teknologier, aktører og spændingsniveauer ville få mulighed for at deltage i markedet. Den aktiverede balanceringsenergi skal godtgøres med marginalpriser, så snart der er tilstrækkelig likviditet c) siden februar 2020 er mFRR blevet dimensioneret og fastsat på daglig basis, og den aktiverede balanceringsenergi godtgøres med marginalpriser.

(63) I den årsrapport, som Belgien fremlagde i juli 2021, bekræftes det, at disse foranstaltninger i mellemtiden er blevet truffet.

(64) I Belgien kan leverandører af fleksibelt elforbrug deltage i engroselektricitetsmarkederne (herunder day-ahead og intraday) og i balancemarkedet, og de behandles på samme måde som andre markedsdeltagere og leverandører af balanceringstjenester. Fleksibelt elforbrug kan enten leveres individuelt eller via aggregatorer. For at fremme fleksibelt elforbrug forpligtede Belgien sig i gennemførelsesplanen (der blev forelagt i 2019) til at udrulle intelligente målere på forskellige måder i de belgiske regioner: a) Flandern (37): 1) 33 % af kunderne skal have en intelligent måler senest i 2023 2) 66 % af kunderne i Flandern skal have en intelligent måler senest i 2028 3) 100 % af kunderne i Flandern skal have en intelligent måler senest i 2034 b) Vallonien: 1) senest den 1. januar 2023 skal der ske en systematisk udrulning af intelligente målere i) hos private forbrugere, der er bagud med betalingen, ii) når måleren skal udskiftes, iii) ved nye nettilslutninger, iv) når forbrugeren anmoder herom 2) senest den 31. december 2029 skal der være installeret intelligente målere hos 80 % af alle i) forbrugere med et forbrug på mindst 6 000 kWh, ii) producent-forbrugere, hvor den producerbare elektriske nettoeffekt udgør mindst 5 kWe, iii) offentligt tilgængelige ladestandere c) hovedstadsregionen Bruxelles: intelligente målere udrulles, i) når målerne skal udskiftes, eller ii) ved nye nettilslutninger.

(65) I Belgien lå frekvensen for elsammenkobling på 21 % i 2020. Hvis der tages hensyn til allerede planlagte projekter (se den føderale udviklingsplan for 2020-2030 (38)), vil den belgiske frekvens for elsammenkobling nå op på ca. 30 % i 2030 (39). Følgende forstærkninger af det belgiske net er netop sat i drift eller vil blive sat i drift inden for de kommende år: a) ALEGrO: ALEGrO-projektet, der er et projekt af fælles interesse (PCI-projekt) vedrørende en 1 GW-samkøringslinje mellem Belgien og Tyskland, blev igangsat i 2020 (40). b) NEMO: PCI-projektet NEMO vedrørende en 1 GW-samkøringslinje mellem Belgien og Det Forenede Kongerige har været i drift siden 2019. c) BRABO: PCI-projektet BRABO vedrører en opgradering af det belgiske elnet, som bl.a. har til formål at øge importkapaciteten fra Nederlandene.

2.4. Støttemodtagere

2.4.1. Støtteberettigelse

(66) Kapacitetsmekanismen vil være åben for enhver kapacitet, der kan bidrage til ressourcetilstrækkeligheden, herunder eksisterende og ny kapacitet samt lagring og fleksibelt elforbrug. Aggregering af kapacitet, bl.a. inden for forskellige teknologier, vil være tilladt.

(67) Deltagelse af udenlandsk kapacitet vil også være tilladt. Reglerne er nærmere beskrevet i afsnit 2.10.

(68) Støttemodtagerne under kapacitetsmekanismen vil være de kapacitetsudbydere, der udvælges i forbindelse med udbudsproceduren.

2.4.2. Minimumstærskel for deltagelse

(69) Minimumstærsklen for deltagelse er navnlig af følgende årsager fastsat til 1 MW: a) afstemning med balancemarkedet b) værdien er resultatet af en løbende dialog med markedsdeltagerne, hvor der blev iværksat adskillige formelle offentlige høringer c) værdier under grænsen på 1 MW vil medføre, at mange små kapaciteter skal igangsætte den obligatoriske prækvalifikationsproces for kapacitetsmekanismer og afholde de tilhørende omkostninger, selv om de måske ikke har til hensigt at deltage i kapacitetsmekanismeauktionen d) værdier under tærsklen på 1 MW vil også øge den administrative byrde betydeligt.

(70) Det fremgår af det kongelige dekret om kriterier for adgang til kumuleret støtte og minimumstærsklen for deltagelse, at minimumstærsklens niveau skal vurderes mindst hvert femte år i løbet af kapacitetsmekanismens levetid.

(71) Aggregeringsregler gør det muligt for mindre kapacitetsudbydere, der ikke opfylder minimumstærskelkravet, at deltage.

2.4.3. Aggregering

(72) Flere kapacitetsudbydere kan vælge at slutte sig sammen til en enkelt kapacitetsmarkedsenhed på mindst 1 MW og er ikke underlagt nogen begrænsning af deres maksimale størrelse. Den eneste begrænsning er, at de leveringspunkter, som energimarkedernes daglige programmer gælder for (typisk daglige leveringspunkter, hvis størrelse overstiger 25 MW), ikke kan indgå i en aggregeret portefølje. Aggregering er mulig på tværs af alle teknologier. Det er desuden muligt at omfordele komponenter inden for en aggregeret kapacitetsmarkedsenhed (»CMU«) for at skabe øget fleksibilitet i forhold til aggregatorer og tilskynde dem til at deltage i auktionsprocessen.

(73) Aggregeringsreglerne vil med jævne mellemrum blive gennemgået og ændret, hvis de belgiske myndigheder finder det nødvendigt, for at sikre, at aggregeringsreglerne ikke udgør en hindring for deltagelse i auktionen.

2.4.4. Ubekræftet kapacitet

(74) Mekanismen indeholder en særlig kategori vedrørende »ubekræftet kapacitet«. Der er tale om en kapacitet, som ikke kan knyttes til et leveringspunkt, når Y-4-prækvalifikationsprocessen indledes, og som derfor ikke kan opfylde de prækvalifikationskrav, der gælder for leveringspunktet. Kategorien dækker alle teknologier og har til formål at fremme deltagelse af kapaciteter, som kan have vanskeligere ved at opnå den modenhed, der normalt kræves i forbindelse med Y-4. Ubekræftet kapacitet omfatter mindre modne projekter, hvor leveringspunktet eksempelvis endnu ikke er kendt. Der foreligger ingen plan for projektets gennemførelse, og projektet modnes først yderligere i perioden før levering. De belgiske myndigheder har forklaret, at begrebet »ubekræftet kapacitet« blev indført efter anmodning fra markedet og især kan være nyttigt for aggregatorer/leverandører af fleksibelt elforbrug, som mener at være i stand til at finde en sådan kapacitet i perioden før levering, men f.eks. mangler at færdiggøre aftaler med efterspørgselssteder eller overvejer flere muligheder. Ubekræftet kapacitet bør kun udbydes på Y-4-auktioner. Inden for denne kategori er det kun muligt at indgå den almindelige etårige kapacitetskontrakt (se betragtning 138 og 145).

(75) For at begrænse den risiko for systemsikkerheden, der er forbundet med mindre modne projekter, er den samlede kapacitet, der kan henføres til denne kategori, begrænset til 200 MW for den første auktion. Der skal i henhold til elloven træffes afgørelse om den maksimale samlede kapacitet for hver auktion. Tærsklen vil kunne videreudvikles over tid med afsæt i de positive erfaringer, der gøres.

2.4.5. Reduktion

2.4.5.1. Generelle regler

(76) Kapacitetsmekanismen er åben for alle kapacitetsindehavere baseret på deres tilgængelighedsgrad og deres bidrag til målet om ressourcetilstrækkelighed. Det forventes faktisk ikke, at CMU'er står til rådighed hele tiden med 100 % af deres referenceeffekt, bl.a. på grund af vejrforhold, vedligeholdelsesarbejde og nedbrud.

(77) Der beregnes som følge heraf en reduktionsfaktor for hver teknologi for at vurdere dens pålidelighed og dens bidrag til forsyningssikkerheden på tidspunkter, der er særlig relevante i forhold til tilstrækkeligheden (»simulerede knaphedstimer«). Kapacitetsindehavere kan derfor kun deltage i auktionen og kan således kun indgå kapacitetskontrakter, som ikke overstiger deres reducerede kapacitet (41).

(78) Metoden til beregning af disse reduktionsparametre er forskellig for hver teknologi og præciseres nærmere i det kongelige dekret, der beskriver kapacitetsberegningsmetoden og auktionsparametrene. Metoden vil afhænge af den pågældende kapacitet: a) reduktionsfaktorer for termiske teknologier med en daglig plan fastsættes ud fra en statistisk analyse af historiske data ved at udelade tvungne afbrydelser, da denne parameter anses for at være uafhængig af vejrforholdene b) reduktionsfaktorer for termiske teknologier uden en daglig plan fastsættes ved hjælp af målinger. Hvis målingerne er utilstrækkelige, simuleres de ved at dividere disse teknologiers forventede gennemsnitlige bidrag i de simulerede knaphedstimer med teknologiens aggregerede nominelle referenceeffekt c) reduktionsfaktorer for vejrafhængige teknologier med en daglig plan og for vejrafhængige teknologier uden en daglig plan, hvor der ikke er valgt en serviceleveranceaftale (se litra e) nedenfor), fastsættes ved at gange disse teknologiers tilhørende gennemsnitlige bidrag i de simulerede knaphedstimer med den anvendte teknologis aggregerede nominelle referenceeffekt d) reduktionsfaktorer for teknologier med en daglig plan, som er energibegrænsede, fastsættes ved at dividere sådanne teknologiers forventede gennemsnitlige bidrag i de simulerede knaphedstimer med den aggregerede nominelle referenceeffekt e) serviceleveranceaftalen (»SLA«) (anvendes typisk for fleksibelt elforbrug eller mindre lagring, men kan også anvendes for alle teknologier uden en daglig plan, herunder vedvarende energi): Reduktionsfaktoren knyttes til den enkelte serviceleveranceaftale, som CMU'en selv vælger under prækvalifikationsprocessen (som fastsat i kapacitetskontrakten) afhængig af de valgte energibegrænsninger. Det gør det muligt for udbydere af teknologier uden en daglig plan selv at afgøre, hvilken SLA der er bedst egnet til deres tekniske begrænsninger, frem for at skulle anvende en SLA, der allerede er angivet. Derudover kan en aggregator vælge den SLA, der passer bedst til den pågældendes portefølje.

(79) Den 4. maj 2021 fremlagde Belgien de ajourførte reduktionsfaktorer, der ses i nedenstående tabel: Tabel 4 Reduktionsfaktorer Serviceleveranceaftale (SLA) Rådighed/varighed [i timer] SLA Lagring i stor skala 1 time 11 % 11 % 2 timer 19 % 19 % 3 timer 28 % 28 % 4 timer 36 % 36 % 6 timer 52 % 52 % 8 timer 65 % 65 % Termiske teknologier med en daglig plan Underkategori Reduktionsfaktor Gasturbine med kombineret cyklus 91 % Gasturbine med åben cyklus 90 % Turboreaktorer 96 % Gasmotorer 95 % Dieselmotorer 93 % Kraftvarmeproduktion 93 % Biomasse 93 % Affald 93 % Kerneenergi 96 % Kul 90 % Energibegrænsede teknologier med en daglig plan Rådighed/varighed [i timer] Reduktionsfaktor 1 11 % 2 19 % 3 28 % 4 36 % 5 -6 52 % 7 -8 65 % Vejrafhængige teknologier Underkategori Reduktionsfaktor Offshorevindkraft 15 % Onshorevindkraft 6 % Solenergi 4 % Strømkraftværk 34 % Termiske teknologier uden et dagligt program Underkategori Reduktionsfaktor Aggregerede termiske teknologier 62 % Kilde: Anmeldelsen (42).

(80) Reduktionsreglerne k.an revurderes hvert år og ændres efter behov. TSO'en vil navnlig afholde høringer om listen over de aktuelle teknologier, der findes på markedet. Hvis der modtages feedback om, at der mangler en ny type teknologi på listen, kan der alligevel tages hensyn til dette i forbindelse med den årlige kalibrering af reduktionsfaktorerne. Reduktionsfaktorer og teknologier vil således blive ajourført hvert år og revurderet efter behov.

2.4.6. Regler for deltagelse på tværs af landegrænser

(81) Med hensyn til grænseoverskridende deltagelse fastsætter systemoperatøren den maksimale indgangskapacitet, der står til rådighed for indirekte udenlandsk kapacitets deltagelse i systemområdet, for hvert markedsområde, der har direkte netforbindelse til det belgiske systemområde, i overensstemmelse med elforordningens artikel 26.

(82) Indtil de relevante strategier, forslag eller afgørelser til gennemførelse af elforordningens artikel 26 er vedtaget, fastsættes bidraget for hvert markedsområde, der har direkte forbindelse til Belgien, ud fra disse områders bidrag i de simulerede knaphedstimer som beskrevet i afsnit 2.10.1.

2.4.7. Regler for ubekræftet kapacitet

(83) For at sikre lige vilkår i forhold til andre aftalte kapaciteter i forbindelse med en Y-4-auktion vil Elia anvende de reduktionsfaktorer, der er kendt på tidspunktet for Y-4-auktionen, som inputparameter i den almindelige prækvalifikationsproces for ubekræftede kapaciteter (eftersom den almindelige prækvalifikationsproces for disse kapaciteter kan tilrettelægges op til 24 måneder efter Y-4-auktionen).

2.5. Auktionsproces og regler for prisfastsættelse

2.5.1. Auktionshyppighed

(84) Ifølge anmeldelsen vil TSO'en afholde kapacitetsauktioner baseret på de kapacitetsressourcer, der er nødvendige for at sikre et tilstrækkeligt ressourceniveau til at nå pålidelighedsstandarden.

(85) Der afholdes en kapacitetsauktion hvert år med henblik på levering om fire år i form af en »Y-4-auktion«. Der afholdes desuden en »year-ahead«-auktion i året umiddelbart forud for hovedauktionens leveringsår (»Y-1-auktion«). Den første Y-4-auktion er planlagt til 2021, og den første Y-1-auktion forventes afholdt i 2024.

2.5.2. Fastlæggelse af den mængde, der skal udbydes på auktion

(86) I en tidligere udgave af elloven bestemte artikel 7j, stk. 2, at TSO'en skulle foreslå, hvilken metode der skulle anvendes til fastlæggelse af parametrene for den mængde kapacitet, der skulle anskaffes. I henhold til elforordningen, der har været gældende fra den 1. januar 2020, skal medlemsstaten godkende den mængde, der skal bortauktioneres, på grundlag af et forslag fra reguleringsmyndigheden CREG. Det belgiske kapacitetsmekanismeudvalg (økonomimyndigheden, CREG, Elia og energiministerens kabinet) besluttede derfor allerede i 2019, at CREG skulle udarbejde et forslag til en metode vedrørende parametrene for den mængde, der skal anskaffes på auktioner. Følgende betragtninger indeholder nærmere oplysninger om kronologien.

(87) Den 22. november 2019 udarbejdede Elia et udkast til forslag til et kongeligt dekret om fastsættelse af metoden for auktionsparametre (såsom reduktionsfaktorer, strike- og referencepriser og det mellemliggende prisloft), herunder processen for udarbejdelse af scenariet for fastlæggelse af den krævede kapacitet (43). Den 6. december 2019 vedtog CREG en udtalelse (44) om Elias forslag, hvori CREG navnlig forklarer, at det vil være uhensigtsmæssigt og uforeneligt med elforordningens artikel 24, stk. 1, at anvende EU-HiLo-scenariet til at fastlægge den kapacitet, der skal indkøbes (45) .

(88) Den 18. marts 2020 sendte CREG udkast til forslag nr. 2064 om fastlæggelse af den mængde kapacitet, der skal anskaffes, til den belgiske energiminister. Forslagsudkastet var i høj grad inspireret af CREG's notat nr. (Z)2024, som blev sendt til ministeren den 20. december 2019 efter en offentlig høring (46). CREG vedtog det endelige forslag den 24. marts 2020 (47). Forslaget: a) indeholder en budgetmæssig begrænsning, hvorefter omkostningerne ved kapacitetsmekanismen skal være lavere end de omkostninger, som den forventede ikke-leverede energi (EENS) (48) medfører for forbrugeren, og som undgås ved hjælp af en kapacitetsmekanisme. Omkostningerne ved kapacitetsmekanismen svarer til omkostningerne til den kapacitet, der kræves for at overholde pålidelighedsstandarden. De forventede omkostninger ved manglende energi svarer til EENS ganget med betalingsviljen hos kunder, der utilsigtet ikke modtager denne energi (VOLL). Hvis der opstår en risiko for forsyningssikkerheden, betegner VOLL omkostningerne ved varslede afbrud. CREG har på grundlag af VOLL-værdier beregnet af planlægningskontoret (49) og i forbindelse med en undersøgelse iværksat af ACER (50) fastsat følgende budgetmæssige begrænsning: Kilde: CREG's »Proposition(E)2064« af 24. marts 2020. b) indeholder følgende efterspørgselskurve, hvor C-Q er målet for den mængde, der skal bortauktioneres (51): Kilde: CREG's »Proposition(E)2064« af 24. marts 2020.

(89) Under hensyntagen til resultaterne af den offentlige høring vedrørende CREG's notat nr. (Z)2024 konkluderede den belgiske energiminister, at den metode, som CREG havde foreslået (især den budgetmæssige begrænsning), ikke gav tilstrækkelige garantier for, at kapacitetsmekanismens formål om at »sikre det krævede forsyningssikkerhedsniveau« ville blive respekteret i overensstemmelse med de retlige kriterier.

(90) Den belgiske energiminister udarbejdede derfor en alternativ metode til fastlæggelse af parametrene for den mængde kapacitet, der skal indkøbes som led i kapacitetsmekanismen, hvor der blev taget hensyn til Elias forslag til et kongeligt dekret, som er nævnt i betragtning 87, og til CREG's forslag, som er nævnt i betragtning 88. Der blev afholdt en offentlig høring om denne justerede metode fra den 23. marts 2020 til den 27. marts 2020. I henhold til den ændrede kapacitetsmekanismelov bestemmes det i ellovens ændrede artikel 7j, stk. 2, at parametrene for den mængde, der skal indkøbes, skal fastlægges i et kongeligt dekret på grundlag af et forslag fra reguleringsmyndigheden. Det endelige kongelige dekret blev offentliggjort i det belgiske lovtidende den 30. april 2021, efter at den ændrede kapacitetsmekanismelov var blevet godkendt (52). Betragtning 91-99 beskriver den procedure, der er fastsat i det endelige kongelige dekret.

(91) Hvert år vil den mængde kapacitet, der kræves for at opfylde pålidelighedsstandarden i et bestemt fremtidigt leveringsår (dvs. målmængden), blive fastlagt på grundlag af et forslag fra reguleringsmyndigheden. Reguleringsmyndigheden fremsætter dette forslag under hensyntagen til data, der fremlægges af TSO'en, og disse data beregnes desuden af TSO'en på grundlag af et scenarie og mellemliggende værdier, som er blevet foreslået af reguleringsmyndigheden og fastlagt af ministeren. Målmængden fastlægges på grundlag af den retlige pålidelighedsstandard, som svarer til en vis LOLE-værdi. Et scenarie kalibreres for at sikre, at dette kriterium er opfyldt. Når scenariet er kalibreret, udføres der en markedssimulering med efterfølgende identificering af simulerede knaphedstimer. Målmængden beregnes dernæst som summen af den gennemsnitlige belastning i de simulerede knaphedstimer og balanceringsbehovet, hvorefter den gennemsnitlige EENS i de simulerede knaphedstimer fratrækkes.

(92) Det scenarie, der er nævnt i betragtning 91, bliver et af de centrale referencescenarier, der skal anvendes til at påpege problemet med ressourcetilstrækkelighed, enten ud fra den seneste europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering (53) eller ud fra den seneste nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering (54), og det vil blive ajourført med de senest foreliggende oplysninger (55). Proceduren for endelig fastlæggelse af den mængde kapacitet, der skal anskaffes, skal også stemme overens med de relevante dele af elforordningen.

(93) Det kongelige dekret angiver følgende procedure for opstilling af referencescenariet. Som input til energiministeriets afgørelse vil den belgiske TSO offentliggøre en anbefaling efter offentlig høring af markedsparterne om data og antagelser. Herefter vil reguleringsmyndigheden fremsætte et forslag til et referencescenarie under hensyntagen til den metode, der er fastsat i det kongelige dekret. Til sidst vil økonomimyndigheden offentliggøre en vejledning om dette forslag. Den endelige beslutning om valget af scenarie træffes af energiministeren.

(94) Et overordnet auktionsloft angiver det maksimale vederlag, der kan modtages ved et bud på kapacitetsauktionen, og gælder for alle kapacitetskategorier. Ved at begrænse det maksimale vederlag, der kan modtages, begrænser det overordnede auktionsloft muligheden for, at aktører misbruger deres markedsstyrke ved at afgive uhensigtsmæssige bud. Det overordnede auktionsprisloft beregnes ved at gange netto-CONE (56) med en faktor X. Korrektionsfaktoren X tager højde for usikkerheden i forbindelse med den anslåede netto-CONE, både med hensyn til bruttoomkostningsvariabiliteten for nye aktører i forbindelse med forskellige teknologier og fastsættelse af årlige inframarginale annuiteter på energimarkederne og nettoindtægter på markedet for supplerende balanceringstjenester. Det overordnede auktionsprisloft for den første auktion svarer til 75 EUR/kW/år, hvilket svarer til netto-CONE ganget med en korrektionsfaktor på 1,50 (57).

(95) Efterspørgselskurven for Y-4-auktioner tegnes ud fra tre punkter som vist i figur 1 nedenfor:

(96) Efterspørgselskurven for Y-1-auktioner er tegnet ud fra det samme punkt B og C som for Y-4-auktioner, men målmængden er justeret for at tage højde for den kapacitet, som allerede er kontraheret på den Y-4-auktion, der dækker den samme leveringsperiode. Punkt A svarer på andenaksen til det overordnede auktionsprisloft og på førsteaksen til målmængden.

(97) De belgiske myndigheder finder, at efterspørgselskurvens udformning overholder to principper: a) sikring af forsyningssikkerheden: Det betyder, at når Y-4- og Y-1-auktionerne er afsluttet, bør pålidelighedsstandarden være opfyldt, da kapacitetsmekanismen ellers ikke vil opfylde sit formål. Eftersom punkt B svarer til den værdi, der kræves for at opfylde pålidelighedsstandarden, bør det sikres, at der i det mindste indgås aftale om denne mængde. Da det efter en Y-4-auktion stadig er muligt at indgå aftale om yderligere kapacitet på Y-1-auktionen, kan der forekomme en hældning mellem punkt A og punkt B på Y-4-kurven, hvilket gør det muligt at indgå aftale om en mindre mængde end den, der er kalibreret for punkt B i forbindelse med denne Y-4-auktion. Hvis der indgås aftale om en mindre mængde end den, der er knyttet til punkt B på Y-1-kurven, vil det dog ikke være sikkert, at pålidelighedsstandarden opfyldes. Det forklarer, hvorfor Y-1-kurven er vertikal mellem punkt A og punkt B b) sikring af en forholdsmæssig mekanisme med færrest omkostninger: Det betyder, at den samlede mængde, der skal anskaffes, ikke bør overstige den mængde, der kræves for at opfylde pålidelighedsstandarden, da dette ellers vil øge de samlede omkostninger ved mekanismen. Det forklarer, hvorfor efterspørgselskurven er vertikal mellem punkt B og skæringspunktet med X-aksen både for Y-4- og Y-1-auktioner.

(98) Ifølge elloven skal en minimumskapacitetsmængde øremærkes til Y-1-auktioner og fratrækkes målmængden for Y-4-auktionen. Denne øremærkede mængde skal mindst svare til den kapacitet, der i gennemsnit kræves for at dække den samlede spidslastkapacitet i mindre end 200 driftstimer pr. år. Ifølge det kongelige dekret om fastsættelse af en metode til beregning af kapacitet og auktionsparametre i forbindelse med kapacitetsmekanismen, bestemmes det, hvilken kapacitet der er nødvendig for at dække den samlede spidslastkapacitet i mindre end 200 timer i gennemsnit for hver blok på 100 MW, ud fra det gennemsnitlige antal timer, der kræves for at opfylde det forsyningssikkerhedskriterium, der er baseret på belastningsvarighedskurven. Det er disse timer, der for visse kapaciteters vedkommende kræves for at dække det maksimale elforbrug. Den anslåede efterspørgselskurve førte til øremærkning af ca. 2,5 GW til den Y-1-auktion, der forventes afholdt i 2024. Ifølge Belgien vidner beslutningen om at øremærke en del af den mængde, der skal anskaffes, til Y-1-auktionsprocessen om medlemsstatens vilje til at forstærke mekanismens tekniske neutralitet og tekniske åbenhed. Denne foranstaltning tilskynder leverandører af fleksibelt elforbrug til at deltage, da det kan være vanskeligere for disse kapacitetsudbydere at planlægge deres tilgængelighed lang tid i forvejen, hvilket kan gøre det besværligt for dem at deltage i Y-4-auktionen. Til trods for denne flytning af kapacitet til Y-1-auktionen har alle kapacitetsindehavere ret til at deltage i både Y-4- og Y-1-auktionsprocessen vedrørende en bestemt leveringsperiode.

(99) Forud for gennemførelsen af det endelige udkast til kongeligt dekret a) iværksatte Elia en offentlig høring om scenarier, følsomheder og data med henblik på beregning af kapacitetsmekanismeparametre for Y-4-auktionen for leveringsperioden 2025-2026. Den offentlige høring blev afholdt mellem den 5. maj 2020 og den 5. juni 2020 (59). Elias høring vedrørte dataene fra ENTSO-E's MAF 2019, ajourført med de senest foreliggende oplysninger fra offentlige kilder og vedrørende de følsomheder, som skal indgå i det referencescenarie, der kan få betydning for forsyningssikkerheden i Belgien, i overensstemmelse med det kongelige dekret (se betragtning 93). Efter den offentlige høring anbefalede Elia, at der i referencescenariet blev integreret en følsomhed vedrørende »lav efterspørgsel« og en følsomhed, der svarer til EU-HiLo-scenariet (60) (se betragtning 30). Den 10. juli 2020 vedtog CREG efterfølgende et forslag til referencescenarie (61), hvori den navnlig gentager sin kritik af Elias anbefaling om integrering af en følsomhed med hensyn til reduktion af den tilgængelige franske kernekraft med fire anlæg (se betragtning 87) og også peger på den eksisterende franske kapacitetsmekanisme til sikring af tilstrækkelighed og på risikoen for en forøgelse af den kapacitet, der skal anskaffes. Kort derefter vedtog økonomimyndighedens generaldirektorat for energi imidlertid en vejledning til energiministeren (62), hvori det anbefaler, at den forventede efterspørgsel i referencescenariet ændres, eftersom efterspørgslen er faldet som følge af covid-19-udbruddet. Der blev også taget højde for flere utilgængelige kernekraftanlæg i Frankrig. Økonomimyndighedens generaldirektorat for energi afviste således de fleste af CREG's kritikpunkter, men opfordrede alligevel Elia til at gennemgå sin analyse i betragtning af, hvad PLEF har gjort (se betragtning 35) b) afholdt CREG en offentlig høring fra den 1. juli 2020 til den 13. juli 2020 om et forslag til værdier for brutto-CONE, vægtede gennemsnitlige kapitalomkostninger (WACC) og korrektionsfaktoren X (63). Energiministeren træffer en årlig beslutning, der tager udgangspunkt i CREG's forslag, men kan afvige herfra.

(100) Efterspørgselskurven for Y-4-auktionen i oktober 2021 er baseret på det centrale scenarie i MAF 2019 med ajourførte data og justeringer baseret på den produktionstilstrækkelighedsvurdering, som PLEF foretog og offentliggjorde i april 2020 (se også betragtning 287-289).

(101) I tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021 anvendes det centrale scenarie i MAF 2020 suppleret med de seneste datasæt, der foreligger for hvert land, og som er indsamlet inden for ENTSO-E, og offentlig information eller ajourførte nationale undersøgelser for andre lande. Ifølge Belgien sikres sammenhængen ved at anvende den samme kilde (MAF) som datasæt både til ressourcetilstrækkelighedsvurderinger og til kalibrering af efterspørgselskurver.

(102) Belgien har præciseret, at den følsomhed, der blev anvendt ved beregningerne af efterspørgselskurven for den første auktion, og som vedrørte den utilgængelige franske kernekraftkapacitet (i overensstemmelse med PLEF's produktionstilstrækkelighedsvurdering), også er blevet modelleret i tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2021.

(103) Den anslåede mængde, der skal anskaffes på de første Y-4- og Y-1-auktioner, udgør ca. 9,5 GW. Den samlede mængde fastsættes for hver auktion og baseres på den metode, der er beskrevet i afsnit 2.5.2. De belgiske myndigheder har i efterspørgselskurven for Y-4-auktionen afsat en betydelig mængde til Y-1-auktionen for at sikre, at der sker en ny kalibrering, når leveringsåret nærmer sig, og undgå, at der bortauktioneres for meget kapacitet på den første Y-4-auktion. Den omfattende kapacitet, der er øremærket til Y-1-auktionen, gør det muligt for de belgiske myndigheder at håndtere mindre afvigelser som følge af nye inputdata og metodemæssige forbedringer, men sikrer også, at nye og innovative teknologier får rig mulighed for at deltage, hvilket i praksis sikrer foranstaltningens teknologiske neutralitet.

(104) Samlet set vil ca. 54 % af det gennemsnitlige spidslastforbrug i tider med knaphed blive kontraheret på Y-4-auktionen i 2021, hvilket reducerer målmængden til, hvad der er strengt nødvendigt.

(105) Belgien har forpligtet sig til at krydstjekke og om nødvendigt justere de mængder, der skal anskaffes på T-4-auktionen i 2023 og T-1-auktionen i 2026, i forhold til resultaterne fra den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering i 2023.

2.5.3. Prækvalifikationsfasen

(106) Der er fastsat en obligatorisk prækvalifikationsprocedure for alle indehavere af produktionskapacitet, som overstiger 1 MW. Prækvalificerede kapacitetsudbydere er dog ikke forpligtet til at deltage i udbuddet (fravalg). Der er for at lette den obligatoriske prækvalifikation indført en hurtig prækvalifikationsproces, således at kapacitetsindehavere kan opfylde prækvalifikationsforpligtelsen uden videre besvær (der kræves kun en begrænset mængde oplysninger, bl.a. om identifikationsnummeret, typen af leveringspunkt og den samlede installerede kapacitet): for kapacitetsindehavere efter en hurtig kvalifikationsproces anses kapaciteten automatisk for fravalgt.

(107) Prækvalifikationskravene omfatter en emissionsgrænse: Kapacitetsudbydere, der overskrider følgende emissionsgrænse, kan ikke deltage i kapacitetsauktionen: a) for kapacitetsudbydere, der påbegyndte produktionen den 4. juli 2019 eller senere, gælder en emissionsgrænse på 550 g CO2 af fossil oprindelse pr. kWh elektricitet b) kapacitetsudbydere, der påbegyndte produktionen før den 4. juli 2019, må hverken udlede over 550 g CO2 af fossil oprindelse pr. kWh elektricitet eller over 350 kg CO2 af fossil oprindelse i gennemsnit pr. år pr. installeret kWe.

(108) Som led i prækvalifikationsprocessen skal ansøgere desuden stille en midlertidig økonomisk sikkerhed for at få adgang til at deltage i auktionen. Den midlertidige økonomiske sikkerhed træder i kraft, når CMU'en udvælges ved auktionen. Hvis den kapacitetsudbyder, der er blevet udvalgt ved auktionen, ikke opfylder sine kontraktlige forpligtelser eller ikke er villig til at underskrive kapacitetskontrakten, pålægges der økonomiske sanktioner som led i den kontrol, der finder sted før levering. Medkontrahenten kan kræve fyldestgørelse i den økonomiske sikkerhed, hvis sanktionerne ikke bliver betalt. Den midlertidige økonomiske sikkerhed vil på prækvalifikationstidspunktet udgøre 20 000 EUR/MW for virtuelle og supplerende CMU'er og 10 000 EUR/MW for eksisterende CMU'er baseret på CMU'ens berettigede mængde (i betragtning af at den aftalte kapacitet endnu ikke er kendt og for at sikre, at den økonomiske sikkerhed står i forhold til projektets størrelse og den heraf følgende risiko for systemet i tilfælde af manglende levering). Hvis CMU'ens endelige aftalte kapacitet er mindre end dens berettigede mængde, reduceres den økonomiske sikkerheds beløb til den positive forskel mellem den berettigede mængde og den aftalte kapacitet ganget med 20 000 EUR (for virtuelle og supplerende CMU'er) eller 10 000 EUR (for eksisterende CMU'er).

(109) Parter, der ønsker at ansøge om prækvalifikation (for at kunne indgå en 15-årig kapacitetskontrakt) for nye anlæg, der fyres med fossilt brændsel, skal endvidere være klar over, at en eventuel kapacitetskontrakt ikke fritager dem for at iagttage den nuværende og fremtidige lovgivning og de mål, som Den Europæiske Union og/eller Belgien har fastsat for at reducere drivhusgasemissioner. De skal desuden anerkende, at de i kapacitetskontrakten vil blive forpligtet til at bidrage til udarbejdelsen af de politikker, der kræves for at nå disse mål. De skal med henblik herpå vedhæfte en skriftlig erklæring, hvori de giver tilsagn om at a) undersøge, om det er teknisk og økonomisk muligt at reducere drivhusgasemissionerne fra det pågældende anlæg frem til den 31. december 2026, i overensstemmelse med de relevante europæiske og belgiske regler og mål b) senest den 31. december 2027 fremlægge en emissionsreduktionsplan, som beskriver, hvordan de vil bidrage til omstillingen til klimaneutralitet, og indeholder foreløbige mål for årene 2035 og 2045 c) opnå nulemissioner eller negative emissioner senest i 2050. De parter, der bidrager til udarbejdelsen af en emissionsreduktionsplan, kan vælge at gennemføre denne undersøgelse i fællesskab.

(110) Det skal godtgøres over for økonomimyndighedens generaldirektorat for energi, at de tilsagn, der er anført i betragtning 109, overholdes.

2.5.4. Auktionens specifikke udformning

2.5.4.1. Prisregel

(111) Den konkurrencebaserede auktionsmekanisme er baseret på forseglede bud, hvor tilbudsgiverne byder anonymt, og markedet efterfølgende cleares i en enkelt runde. Ifølge de belgiske myndigheder vil auktioner med forseglede bud begrænse potentielt misbrug af markedsstyrke, fordi der ikke gives oplysninger til markedet under markedsclearingen, og tilbudsgiverne ikke får mulighed for at ajourføre deres bud. De peger også på, at tilbudsgiverne i en procedure med forseglede bud i modsætning til hollandske auktioner ikke er bundet i (typisk) 2-3 dage, hvor de skal være klar til at reagere på de oplysninger, der lægges frem under auktionsprocessen. Den mindre komplekse og tidskrævende auktionsproces vil kunne sænke adgangsbarrieren endnu mere, hvilket især er relevant for nye og mindre aktører og for parter, som leverer fleksibelt elforbrug og ikke har energimarkedet som kerneaktivitet.

(112) Alle valgte tilbudsgivere tildeles et kapacitetsvederlag baseret på budprisen (pay-as-bid-reglen) for alle auktioner, der vedrører i hvert fald de to første leveringsperioder (Y-4- og Y-1-auktionerne for de leveringsperioder, der indledes i november 2025 og november 2026). De valgte kapacitetsudbydere vil med andre ord modtage den pris, de har budt, som kapacitetsvederlag.

(113) Efter at parlamentet har modtaget en evalueringsrapport, kan den pris, der clearer markedet (pay-as-cleared-reglen), anvendes ved auktioner for efterfølgende leveringsperioder. Når pay-as-cleared-reglen anvendes, vil kapacitetsvederlaget svare til prisen på det højeste bud, der er valgt (dog begrænset af det mellemliggende prisloft, se afsnit 2.5.4.2).

(114) De belgiske myndigheder vurderer, at manglende tilstrækkelighed i Belgien omkring 2025 vil kræve, at der sikres ny kapacitet (se betragtning 29). Det er derfor sandsynligt, at kapacitetsindehavere med meget forskelligartede omkostningsstrukturer kommer til at konkurrere ved de første kapacitetsauktioner. De belgiske myndigheder frygter som følge heraf, at visse kapacitetsudbydere vil kunne opnå høje inframarginale kapacitetsmekanismeindtægter og uventede fortjenester, hvis pay-as-cleared-reglen anvendes. Hvis der foreligger tilstrækkelig information til, at markedsdeltagerne kan forudse den kommende markedsclearingpris baseret på pay-as-cleared-metoden, vil en pay-as-bid-regel i teorien få det samme resultat, da tilbudsgiverne vil have en interesse i at byde til denne forventede clearingpris. I praksis kan det imidlertid ikke undgås, at den potentielle pay-as-cleared-markedspris vil være forbundet med en vis usikkerhed og uforudsigelighed i forbindelse med de første kapacitetsauktioner. Når pay-as-bid-reglen anvendes, vil markedsaktørerne derfor kunne optræde mere forsigtigt for at undgå ikke at blive valgt med det resultat, at pay-as-bid-metoden fører til lavere omkostninger.

(115) Efter Belgiens opfattelse vil den omkostningseffektive fordel ved pay-as-bid-auktioner imidlertid kunne mindskes med tiden. Det skyldes ikke kun, at behovet for ny kapacitet kan forsvinde, men også at løbende pay-as-bid-auktioner vil gøre markedsdeltagerne bedre til at forudse referenceprisen for markedsclearing, hvilket vil resultere i en »flad« udbudskurve. Hvis problemet med »manglende penge« forsvinder på mellemlang til lang sigt, vil pay-as-bid-metoden i øvrigt kunne forhindre prisen i at bevæge sig mod nul, eftersom kapacitetsudbyderne ikke vil have nogen interesse i at byde ved nul ifølge pay-as-bid-reglen.

(116) Efter de første auktioner kan pay-as-cleared-reglen efter Belgiens opfattelse blive det bedste valg i forhold til at stimulere konkurrencen, sikre et gennemsigtigt prissignal og gøre det muligt for kapacitetsvederlaget at bevæge sig mod nul, når den leverede kapacitet forventes at være tilstrækkelig til at dække den efterspurgte kapacitet. Pay-as-cleared-reglen kendetegnes især ved, at den rationelle budadfærd tager udgangspunkt i de faktiske omkostninger. Eftersom pay-as-cleared-metoden sikrer et gennemsigtigt prissignal til markedet, kan denne information i øvrigt være særlig værdifuld for mindre anlæg og nye markedsaktører, som får et bedre overblik over de aktuelle og forventede fremtidige markedsforhold og dermed tilskyndes til at deltage over tid. Pay-as-cleared-reglen gør det desuden lettere at indgå aftaler, især for sammenslutninger. Belgien vil derfor udforme en procedure, der gør det muligt at skifte til pay-as-cleared-reglen, når der viser sig, at dette vil være fordelagtigt.

2.5.4.2. Mellemliggende prisloft

(117) Som det beskrives nærmere i afsnit 2.6, kan en CMU, der har brug for betydelige investeringer, ansøge om en flerårig kapacitetskontrakt. Denne regel gælder i øjeblikket ikke for indirekte udenlandsk deltagelse, hvor det kun er muligt at modtage en etårig kontrakt (se betragtning 143 og 144). Ifølge de belgiske myndigheder findes der ingen eller begrænsede krav om investeringsomkostninger for CMU'er med etårige kontrakter (de ville ellers være berettiget til en flerårig kontrakt). Det er derfor planen, at der skal anvendes et mellemliggende prisloft for CMU'er med etårige kontrakter for at undgå uventede fortjenester. Denne regel vil også gælde for kontrakter, der tildeles for indirekte udenlandsk kapacitet (se nærmere i afsnit 2.10.1).

(118) CMU'er med etårige kontrakter vil ikke få mulighed for at byde til en pris, der overstiger det mellemliggende prisloft. Selv efter pay-as-cleared-reglen (se betragtning 113) vil disse CMU'er desuden ikke modtage kapacitetsbetalinger, der overstiger det mellemliggende prisloft.

(119) Ifølge de belgiske myndigheder vil det mellemliggende prisloft også forhindre markedsaktører med betydelig markedsstyrke i midlertidigt eller definitivt at lukke eksisterende kapacitet af strategiske årsager, således at de reelt fjerner kapacitet fra markedet og påvirker markedsclearingprisen. Ved at begrænse de maksimale kapacitetsvederlag for kapaciteter med etårige kapacitetskontrakter (herunder eksisterende anlæg) vil det mellemliggende prisloft begrænse potentialet for uforholdsmæssigt store inframarginale indtægter.

(120) De belgiske myndigheder påpeger, at det mellemliggende prisloft på den ene side bør være så lavt, at uventede fortjenester undgås, men på den anden side ikke bør være så lavt, at det forhindrer investorer i at opnå et normalt afkast eller ligefrem forhindrer CMU'erne i at deltage i kapacitetsauktionen og sender et uønsket signal om at forlade markedet.

(121) Det følger af den metode, der er beskrevet i det kongelige dekret om metoden for beregning af auktionsparametre i forbindelse med kapacitetsmekanismen, at det mellemliggende prisloft skal kalibreres efter det forventede niveau for »manglende penge« for den dårligst fungerende teknologi, der allerede findes på markedet, under hensyntagen til både omkostninger og indtægter.

(122) Følgende omkostninger tages i betragtning: a) årlige faste drifts- og vedligeholdelsesomkostninger b) annualiserede ikke-årlige vedligeholdelsesomkostninger (undtagen omkostninger til en kapacitetsforøgelse eller en udvidelse af et anlægs levetid) c) aktiveringsomkostninger til en tilgængelighedstest.

(123) Disse omkostningselementer divideres med de gældende reduktionsfaktorer, da det mellemliggende prisloft anvendes i forbindelse med auktionen, hvor priserne angives pr. reduceret MW. De belgiske myndigheder har leveret de data, der præsenteres i tabel 5 nedenfor (64). Tabel 5 Samlede årlige omkostninger for en kort liste over eksisterende teknologier (65) Årlig fast drift og vedligeholdelse [EUR/kW/år] Aktiveringsomkostning til tilgængelighedstest [EUR/kW/år] Reduktionsfaktor (66) LAV MELLEM HØJ CCGT 29 30 41 0 91 % OCGT 19 19 40 0 90 % Turboreaktor 23 29 29 0 96 % Markedsrespons 5 10 15 0,18 36 % Kilde: Anmeldelsen.

(124) Følgende årlige indtægter tages i betragtning: a) årlige inframarginale indtægter oppebåret på elektricitetsmarkedet b) årlige nettoindtægter fra levering af frekvensrelaterede balanceringstjenester.

(125) De belgiske myndigheder har leveret de data, der præsenteres i tabel 6 nedenfor: Tabel 6 Samlede årlige indtægter for en kort liste over eksisterende teknologier (67) Samlede årlige indtægter [EUR/kW/år] (68) LAV MELLEM HØJ CCGT 5 11 20 OCGT 10,2 12,6 15,5 Turboreaktor 19,3 23,2 27 Markedsrespons 14,3 17,1 20 Kilde: Anmeldelsen.

(126) Endelig beregnes »manglende penge« ved at trække de årlige indtægter fra de årlige omkostninger. Det beregnede tal tillægges en usikkerhedsmargen på 5 % for at tage højde for de generelle usikkerheder, der er forbundet med et overslag over »manglende penge«, især fordi kalibreringen af det mellemliggende prisloft kræver, at der fastsættes generelle omkostninger og indtægter for hver teknologi, og dette overslag udarbejdes indtil flere år før den relevante leveringsperiode.

(127) De belgiske myndigheder har leveret dataene i tabel 7. De forskellige »niveauer« for »manglende penge« svarer til følgende kategorier: niveau 1 omfatter lave omkostningstal og høje indtægtstal, niveau 2 omfatter lave omkostningstal og mellemhøje indtægtstal, niveau 3 omfatter lave omkostningstal og lave indtægtstal, niveau 4 omfatter mellemhøje omkostningstal og høje indtægtstal, niveau 5 omfatter mellemhøje omkostningstal og mellemhøje indtægtstal, og niveau 6 omfatter mellemhøje omkostningstal og lave indtægtstal. Tabel 7 Værdier for »manglende penge« fra en kort liste over eksisterende teknologier (69) »Manglende penge« [EUR/reduceret kW/år] Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Niveau 4 Niveau 5 Niveau 6 CCGT 10,4 20,8 27,7 11,5 21,9 28,8 OCGT 4,1 7,5 10,3 4,1 7,5 10,3 Turboreaktor 0 0 4 2,2 6,4 10,6 Markedsrespons 0 0 0 0 0 0 Kilde: Anmeldelsen.

(128) De belgiske myndigheder har på grundlag af input og data fra Elia og tilsynsmyndighedens vejledning om disse data fastsat det mellemliggende prisloft for den første auktion, dvs. Y-4-auktionen, hvor leveringsperioden går fra november 2025 til oktober 2026, til 20 EUR/reduceret kW/år.

(129) Under den formelle undersøgelsesprocedure indførte Belgien en ordning, som gør det muligt at meddele individuel dispensation fra det mellemliggende prisloft (70).

(130) Dispensationsordningen er blevet indført i det kongelige dekret om fastsættelse af en metode til beregning af kapacitet og auktionsparametre i forbindelse med kapacitetsmekanismen. Dispensationsordningen finder anvendelse på såvel nationale kapaciteter som indirekte grænseoverskridende kapaciteter.

(131) Baseret på det kongelige dekret vil der for den første auktion blive meddelt dispensation efterfølgende, dvs. efter at auktionen er afsluttet, på grund af det korte interval mellem dispensationsordningens udformning og forberedelsen af den første auktion. Belgien har forklaret, at potentielle støttemodtagere vil anmode om dispensation før auktionerne og fremlægge alle relevante oplysninger før auktionerne. Alle kriterier og regler vedrørende dispensationen vil blive fastlagt på en gennemsigtige måde forud for auktionerne. Dispensationen vil ikke afhænge af de bud, som auktionsdeltagerne afgiver. Hvis det efterfølgende konkluderes, at visse anlæg ikke er berettiget til dispensation, og deres betalinger nedsættes, påvirker det ikke udfaldet (med hensyn til kontrakt, betaling og tildelt mængde) for de andre anlæg, der deltog i auktionen.

2.5.4.3. Clearingregler

(132) Kapacitetsauktionen bør cleares ved udvælgelse af den budkombination, der maksimerer den sociale velfærd, under hensyntagen til efterspørgselskurven (fastsat administrativt) og udbudskurven (ved aggregering af kapacitetsindehavernes forskellige bud) og under hensyntagen til mængderne og priselementerne i de forskellige bud. Den sociale velfærd beregnes i denne sammenhæng som summen af forbrugeroverskuddet (samfundets overskud som følge af, at behovet for forsyningssikkerhed er blevet opfyldt til en pris, som er lavere end den, forbrugerne er villige til at betale for kapacitet, som fastlagt ved efterspørgselskurven) og producentoverskuddet (kapacitetsudbydernes overskud som følge af, at deres bud er blevet udvalgt til en pris, der ligger over budprisen).

(133) Hvis flere clearingløsninger (dvs. en kombination af bud) er ækvivalente med hensyn til maksimering af det økonomiske overskud, vælges den løsning, hvor CO2-emissionerne er lavest. Hvis to løsninger er ækvivalente med hensyn til maksimering af det økonomiske overskud og de vægtede gennemsnitlige CO2-emissioner, vælges den løsning, der har den korteste vægtede gennemsnitlige kontraktvarighed, for at begrænse den flerårige fastlåsning (71).

(134) Auktionsalgoritmen vil også højde for netbegrænsninger ved at forkaste visse budkombinationer, der samlet set ikke er gennemførlige i forhold til nettet. De netbegrænsninger for TSO-nettet, der anvendes i forbindelse med auktionsclearingen, fastlægges, før clearingen finder sted, ud fra hensynet til enten forsyningssikkerheden eller fysiske afstandsbegrænsninger.

2.6. Kontraktens varighed

(135) Ifølge de belgiske myndigheder gør en langvarig kapacitetskontrakt det muligt for kapacitetsudbyderen at sikre langsigtet finansiering, således at investeringsomkostningerne kan spredes over længere tid. Det kan mindske det kapacitetsvederlag, der kræves hvert år, og være med til at sikre, at et nyt projekt er konkurrencedygtigt i forhold til eksisterende projekter på markedet. Det er også yderst vigtigt at skabe adgang for nye aktører, der tilbyder konkurrencedygtige priser, for at kunne kontrollere eksisterende kapacitetsudbyderes markedsstyrke.

(136) Langvarige kapacitetskontrakter kan imidlertid »fastlåse« en teknologi på energimarkedet i et længere tidsrum. Den belgiske stat har derfor valgt forskellige kapacitetskategorier (fra 1 år op til 3, 8 og 15 år). Nye investeringer udløser således ikke straks en kapacitetskontrakt for den maksimale periode (15 år), hvilket gør det muligt at undgå, at det fremtidige energimarked blokeres for nye (og potentielt mere miljøvenlige) teknologier.

(137) I CREG's forslag til kongeligt dekret af 12. december 2019 (72) beskrives støtteberettigede omkostninger som: »indledende og enkeltstående investeringsudgifter, som planlægges fra datoen for offentliggørelse af resultaterne af den auktion, hvor buddet for denne kapacitet antages, og afholdes senest på dagen før den første dag i kapacitetens leveringsperiode, og som er nødvendige for etablering og/eller levering af de væsentlige fysiske og tekniske elementer af kapaciteten og for at forsyne det belgiske marked med yderligere kapacitet i den første leveringsperiode, der er omfattet af kapacitetskontrakten«. For den eksisterende kapacitet har følgende udgifter til virkning at udbyde yderligere kapacitet: i) udgifter, som er nødvendige for, at kapaciteten kan overholde miljøstandarderne, og som dermed gør det muligt at bevare den på markedet ii) udgifter, der er nødvendige for at øge kapacitetens installerede effekt eller forlænge anlæggets tekniske levetid, og iii) udgifter for direkte udenlandsk kapacitet, som er nødvendige for at tilslutte anlægget til et net i det belgiske systemområde (se afsnit 2.10.2).

(138) Det foreslåede kongelige dekret omhandler de tærskler, der præsenteres i tabel 8. Disse investeringstærskler er beregnet med henblik på at sikre, at de gennemsnitlige anslåede annualiserede investeringsomkostninger fordeles ligeligt mellem de kapacitetskategorier, hvor kapacitetskontraktens varighed udgør højest 15, 8 og 3 år. CREG vil foreslå, at investeringstærsklerne ajourføres, når det anses for nødvendigt og mindst hvert tredje år (73). Tærsklerne tager hensyn til den installerede kapacitet frem for den reducerede kapacitet. Hvis investeringstærsklerne tog hensyn til den reducerede kapacitet, der udbydes af CMU'erne, i stedet for den installerede kapacitet, ville det efter Belgiens opfattelse medføre, at kapaciteter med en høj reduktionsfaktor lettere nåede op på investeringstærsklerne for flerårige kontrakter, hvilket ville være i strid med kapacitetsmekanismens formål. Tabel 8 Investeringstærskler for langsigtede kapacitetskontrakter Kontraktens varighed Tærskler foreslået af CREG Den belgiske regerings nye forslag År EUR/kW EUR/kW 15 600 360 8 400 239 3 177 106 Kilde: Økonomimyndigheden.

(139) CREG vil overvåge investeringsomkostningerne for både før og efter, at anlægget har afgivet sit bud, at sikre, at hver kapacitetsudbyder er henført til den korrekte kapacitetskategori. Kapacitetsudbyderen skal navnlig fremlægge et efterfølgende investeringsdokument, som reguleringsmyndigheden kan anvende ved den efterfølgende vurdering af den valgte kapacitetskategori. Hvis den efterfølgende analyse viser, at omkostningskriterierne ikke var opfyldt (f.eks. på grund af en begrænset toleranceramme i forhold til mindre usikkerheder), kan kontraktvilkårene revideres (således at CMU'en omklassificeres i den korrekte kontraktkategori). Såfremt det efterfølgende investeringsdokument ikke fremlægges (rettidigt), kan reguleringsmyndigheden i øvrigt også omklassificere CMU'en i den etårige kapacitetskategori.

(140) Ifølge det oprindelige forslag henføres aggregerede tilbud også til en kontraktkategori. Hvis et aggregeret tilbud består af kapaciteter, der svarer til forskellige kontraktkategorier, henføres det aggregerede tilbud til den kontraktkategori, der svarer til kapaciteten med den korteste kontraktkategori.

(141) Dette forslag blev revideret efter den formelle undersøgelsesprocedure. I henhold til det kongelige dekret om fastlæggelse af investeringstærskler, støttekriterier for investeringsomkostninger og klassificeringsproceduren henføres hver kapacitet, der indgår i et aggregeret tilbud, til en kapacitetskategori. Ud fra kapaciteternes klassificering fastsætter CREG efter omstændighederne andre klassificeringskombinationer, og hver kombination knyttes til en maksimal nominel referenceeffekt svarende til summen af de nominelle referencekapaciteter for kapaciteterne i det aggregerede tilbud, som klassificeres i en kapacitetskategori, der er lig med eller højere end den specificerede kapacitetskategori. På dette grundlag vælger den ansvarlige for det aggregerede tilbud den kapacitetskategori, der gælder for det aggregerede tilbud.

(142) I forlængelse af den formelle undersøgelsesprocedure ændrede Belgien også de bestemmelser i det kongelige dekret, der vedrører støtteberettigede investeringsomkostninger. Ifølge det ændrede kongelige dekret er det kun omkostninger til tilpasning til fremtidige EU-standarder, der er støtteberettigede i forbindelse med kapacitetsmekanismen.

(143) Det er ifølge de belgiske myndigheder ikke muligt at indgå flerårige kontrakter for udenlandsk kapacitet, eftersom der ikke altid kan garanteres en tilstrækkelig indgangskapacitet på længere sigt. Indgangskapaciteten afhænger ikke kun af samkøringens niveau og tilgængelighed, men også af risikoen for sammenfaldende systemstress i forhold til nabolande. Den sidstnævnte risiko kan variere betydeligt over tid afhængig af tilstrækkeligheds- og markedssituationen i andre lande.

(144) De belgiske myndigheder har imidlertid forpligtet sig til at revidere udenlandske kapaciteters eventuelle adgang til flerårige kontrakter. Den første revision finder sted den 15. januar 2023 og derefter hvert andet år. Hvis revisionen viser, at risiciene i forbindelse med samkøringens niveau og tilgængelighed og risikoen for samtidig systemstress er afhjulpet i tilstrækkelig grad, således at kontrakter af mere end et års varighed vedrørende indirekte udenlandsk kapacitet ikke skaber urimelige risici for tilstrækkeligheden, kan der tildeles flerårige kontrakter for udenlandsk kapacitet.

(145) Ubekræftet kapacitet vil endelig kun få adgang til en etårig kapacitetskontrakt, fordi det er vanskeligt at dokumentere præcise omkostningstal, som gør det muligt at henføre dem til en af de flerårige kontraktkategorier (se afsnit 2.4.4).

2.7. Forpligtelser

2.7.1. Pålidelighedsoptioner

(146) Inden for rammerne af den belgiske kapacitetsmekanisme køber medkontrahenten kapacitet fra kapacitetsudbydere i form af pålidelighedsoptioner. De kapacitetsudbydere, der udvælges på auktionen, sælger pålidelighedsoptionerne til den centrale køber og modtager et fast kapacitetsvederlag herfor. Hvis referenceprisen overstiger et på forhånd fastsat niveau, den såkaldte strikepris, er kapacitetsudbyderen forpligtet til at tilbagebetale forskellen mellem referenceprisen og strikeprisen til den centrale køber baseret på de aftalte kapacitetsmængder.

(147) Kapacitetsudbyderens indtægter på »energy-only«-markedet kan som følge heraf ikke overstige strikeprisen, men kapacitetsudbyderne sikres et fast og sikkert kapacitetsvederlag herfor. Kapacitetsudbyderne afgiver med andre ord en del af deres usikre knaphedsrente til gengæld for et sikkert vederlag, hvilket reducerer risikoen for svingende indtægter betydeligt og dermed risiciene i forbindelse med den investering, der skal foretages. Der er to formål med pålidelighedsoptioner. Tilbagebetalingsforpligtelsen begrænser for det første muligheden for at opnå uventede fortjenester, og for det andet tilskynder den CMU'erne til at stå til rådighed på tidspunkter, hvor det er relevant for forsyningssikkerheden.

2.7.2. Referencepris

(148) Belgien har valgt prisen på day-ahead-markedet som referencepris. De største fordele ved dette valg er ifølge Belgien: a) Day-ahead-markedet repræsenterer det mest relevante markedssignal i forhold til tilstrækkelighed, eftersom de fleste incitamenter for markedsaktørernes positioner indgår i produktionsplanlægning og prognoser. b) Day-ahead-markedet har en stærk signalfunktion og udgør det stærkeste og mest likvide spotmarked som følge af dets detaljeringsgrad og de meget nøjagtige antagelser, hvilket afspejles i de mængder, der udveksles. c) Efter day-ahead-matchningen i det belgiske system skal alle balanceansvarlige aktører balanceres (day-ahead-nominering kl. 15.00), og på det præcise tidspunkt afregnes markedet. Day-ahead-markedet udgør således den sidste mulighed i elektricitetsproduktets tidslinje for at matche alle resterende købs- og salgsbud efter forwardmarkedet, og før fleksibilitetsbehovet håndteres på intraday- og balancemarkederne. d) På grund af den tidsmæssige placering på spotmarkederne vil det være muligt for alle teknologier (f.eks. også langsom kapacitet) at reagere.

(149) Belgien har forklaret, at referenceprismetoden vil kunne revideres på et senere tidspunkt for at sikre, at den sender det mest hensigtsmæssige prissignal, når andre spotmarkeders modenhed når op på et niveau, der ligger tæt på day-ahead-markedet. Priserne på intraday-markedet kan navnlig tages op til fornyet vurdering, når der er opnået en tilstrækkelig og kontinuerlig likviditet.

(150) Belgien har valgt en enkelt strikepris med visse justeringer for at sikre teknologisk åbenhed i systemet og begrænse uventede fortjenester i forbindelse med kalibrering. Ifølge de belgiske myndigheder er disse justeringer nødvendige for at mindske den risiko, som en enkelt strikepris kan medføre for visse teknologiers deltagelse i kapacitetsmekanismen. Det er især teknologier med kortsigtede marginalomkostninger, som er højere end strikeprisen, der kan blive bremset uden disse justeringer.

(151) Strikeprisparameteren kalibreres i henhold til ellovens artikel 7j, stk. 2, senest den 31. marts hvert år ved et ministerielt dekret (både for Y-4- og Y-1-auktioner) baseret på den metode, der er fastsat i det kongelige dekret om auktionsparametre.

(152) Der tages udgangspunkt i en analyse af de aggregerede kurver, som gengiver den elastiske del af den markedsreaktion, der er observeret på day-ahead-markedet, vægtet over en treårig periode for de relevante perioder i løbet af disse tre år (hverdage om vinteren). Metoden viser, at den kalibrerede strikepris bør vælges i det tilsvarende interval [75 %; 85 %] af den priselastiske reaktion fra det marked, der reagerer herpå, og under hensyntagen til en række vejledende principper: a) det første kriterium: Kortsigtede marginalomkostninger for teknologier med en daglig plan bør dækkes af den valgte strikepris b) det andet kriterium: Der tages hensyn til kalibreringskurvens udformning ved kalibrering af strikeprisen c) det tredje kriterium: Der tages hensyn til udviklingen på energimarkedet ved kalibrering af strikeprisen d) det fjerde kriterium: strikeprisens tidsmæssige stabilitet e) det femte kriterium: en rimelig chance for, at referenceprisen når op på strikeprisen.

(153) Dette skal i forbindelse med vurderingen af det første kriterium ses i lyset af de resultater og hypoteser, der indgik i tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2019, navnlig afsnit 2.9.3 og 2.9.4. Beregningen af disse kortsigtede marginalomkostninger baseres på en række antagelser: et overslag over brændselspriser, et overslag over den potentielle udvikling i CO2-prisen og et overslag over ydeevnen (»effektivitet«) for de forskellige teknologier, der var omfattet af tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelsen fra 2019 (i dette tilfælde CCGT, OCGT og dieselgeneratorer).

(154) Belgien har foreslået et vejledende kalibreret strikeprisinterval baseret på de seneste tre vinterperioder (vinteren 2016/17 til vinteren 2018/19), som indsnævres til [320; 500] EUR/MWh.

(155) Det betyder, at strikeprisen kan udvikles over tid (men ligger fast, så længe CMU'ens kapacitetskontrakt er gældende) i takt med udviklingen på energimarkedet, og at de kapacitetskontrakter, der indgås efter én auktion, ikke nødvendigvis har den samme strikepris som kapacitetskontrakter vedrørende en anden auktion. Kapacitetsudbyderne vil under alle omstændigheder blive underrettet om den gældende strikepris forud for hver auktion, således at de kan tage hensyn til denne pris i deres bud.

(156) Belgien har desuden valgt at give CMU'er uden individuelle planlægningsforpligtelser (leverandører af fleksibelt elforbrug og aggregatorer falder typisk ind under denne kategori) mulighed for at erstatte den enkelte strikepris med deres angivne markedspris (dvs. deres korte marginalomkostninger) i forbindelse med tilbagebetalingsforpligtelsen, såfremt denne pris vil være højere end den enkelte strikepris. Disse CMU'er uden individuelle planlægningsforpligtelser (herunder leverandører af fleksibelt elforbrug) er med andre ord kun underlagt tilbagebetalingsforpligtelsen, hvis referenceprisen overstiger deres angivne markedspris, dvs. den pris, over hvilken disse kapacitetsudbydere har angivet, at de vil levere energi på energimarkedet. Såfremt kalibreringen af den enkelte strikepris vil resultere i en pris, der er lavere end disse CMU'ers aktiveringsomkostninger, er de således ikke forpligtet til at tilbagebetale indtægter, som de ikke har modtaget på energimarkedet (hvis referenceprisen vil overstige strikeprisen, men ligge under deres angivne markedspris). Denne foranstaltning blev indført efter en offentlig høringsproces for at imødekomme leverandører af fleksibelt elforbrug og andre parter, der var bekymrede for, at de ellers ville få vanskeligt ved at deltage, eftersom de kunne blive afkrævet tilbagebetaling uden at have været genstand for lastfordeling og uden at have oppebåret indtægterne i første omgang. Ifølge Belgien sikrer den også teknologisk åbenhed og begrænser uventede fortjenester. Myndighederne har navnlig påpeget, at dette designelement udtrykkeligt bør gøre det lettere for fleksibelt elforbrug og for andre teknologier med højere kortsigtede marginalomkostninger at deltage i kapacitetsmekanismen.

(157) CMU'er uden individuelle planlægningsforpligtelser kan desuden vælge at oplyse flere day-ahead-priser som angivne markedspriser. Dette er især relevant for aggregatorer, hvis portefølje kan bestå af CMU'er med forskellige marginalpriser og afspejle deres faktiske omkostningskurve. Hensigten er at undgå at anvende tilbagebetalingsforpligtelsen for energi, som ikke er blevet solgt på markedet, og hvor der ikke har været nogen indtægt.

2.7.3. Tilbagebetalinger

2.7.3.1. Beskrivelse

(158) Hvis elprisen på engros-day-ahead-markedet overstiger strikeprisen, skal kapacitetsudbyderen betale forskellen mellem referenceprisen og strikeprisen til Elia baseret på de aftalte kapacitetsmængder. Kapacitetsudbyderens indtægter på »energy-only«-markedet kan som følge heraf ikke overstige strikeprisen, men kapacitetsudbyderne sikres et fast og sikkert kapacitetsvederlag herfor.

(159) Kapacitetsudbyderen vil være underlagt tilbagebetalingsforpligtelsen, uanset om vedkommende har solgt elektricitet til høje priser i den relevante afregningsperiode.

(160) Det er vigtigt at tilføje, at pålidelighedsoptionen er udformet på en sådan måde, at planlagte og ikke-planlagte anlægsudfald, der meddeles behørigt på forhånd, undtages fra denne tilbagebetalingsforpligtelse i forhold til utilgængeligheden. Tilbagebetalingsforpligtelsen har nemlig til formål at undgå uventede fortjenester i forbindelse med godtgørelse af uforudsete indtægter fra energimarkedet. Når der opstår udfald (både planlagte og ikke-planlagte), leveres der imidlertid ingen energi. I tilfælde af (behørig meddelte) udfald er det som følge heraf umuligt for kapacitetsudbyderen at opnå de højere energiindtægter, der følger af store prisstigninger, og der bør derfor ikke være anvendes nogen tilbagebetalingsforpligtelse under disse omstændigheder.

(161) Anlæg baseret på fleksibelt elforbrug og andre former for kapacitet uden daglige planlægningsforpligtelser er underlagt tilbagebetalingsforpligtelsen, hvis referenceprisen overstiger deres angivne markedspris (se betragtning 156).

(162) De belgiske myndigheder har forpligtet sig til at udføre en teknisk og økonomisk analyse for at undersøge auktionsbud og -resultater med særlig fokus på tilbagebetalingsforpligtelsens virkninger. Analysen vil blive udført hvert andet år, efter at den første auktion er afholdt i foråret 2022. Analyseresultaterne vil blive genstand for offentlig høring.

2.7.3.2. Stop-loss-mekanismer

(163) Belgien har også til hensigt at indføre en stop-loss-mekanisme for såvel tilbagebetalingsforpligtelsen (knyttet til pålidelighedsoptionerne) som sanktionerne for manglende tilgængelighed, der anvendes kumulativt (se afsnit 2.8.4).

(164) Disse stop-loss-mekanismer betyder, at kapacitetsudbydere i forbindelse med kapacitetsmekanismen aldrig vil skulle tilbagebetale et beløb, der overstiger værdien af deres årlige kapacitetsvederlag. Såfremt kontraktens værdi falder til nul, vil der med andre ord ikke skulle betales noget (hverken for pålidelighedsoptionerne eller for rådighedsbetalingerne). Dette princip medfører en nyttig begrænsning af risikoen for kapacitetsyderen, som gør det muligt at afgive nulbud, hvis de »manglende penge« på energimarkedet falder til nul. Uden en stop-loss-mekanisme ville kapacitetsudbyderen risikere at blive pålagt en tilbagebetalingsforpligtelse og/eller en sanktion, selv om vedkommende ikke manglede penge, og kapacitetskontraktens værdi lå på 0 EUR. For at undgå denne risiko ville en kapacitetsudbyder aldrig afgive et bud på 0/MW/år (selv om vedkommende ikke manglede penge), hvis stop-loss-mekanismen ikke var blevet indført.

2.8. Overvågning af tilgængelighed, testning og sanktioner

2.8.1. Kontrol før levering

(165) I perioden før levering (dvs. perioden efter, at en CMU er blevet udvalgt på en auktion, men før leveringsperiodens start) pålægges de udvalgte kapacitetsudbydere en række krav for at sikre, at deres aftalte kapacitet vil være til rådighed ved leveringsperiodens start og bidrage til forsyningssikkerheden. Det sker navnlig for at begrænse risikoen for gaming (køb og videresalg) og tage højde for den usikkerhed, der er forbundet med nye investeringer (f.eks. forsinkelse af bygge- og anlægsarbejde).

(166) Der kræves betinget økonomisk sikkerhedsstillelse for at sikre, at alle forpligtelser med hensyn til kontrol før levering, der følger af kapacitetskontrakten og/eller reglerne om kapacitetsmarkedets funktion, opfyldes korrekt og rettidigt (se betragtning 108). Hvis kapacitetsudbyderen ikke overholder sine forpligtelser i perioden før levering, kan den økonomiske sikkerhed realiseres.

(167) For eksisterende CMU'er vil der blive udført tilgængelighedstest og pålagt sanktioner i tilfælde af manglende overholdelse. For supplerende og virtuelle CMU'er er der desuden fastsat yderligere forpligtelser og overvågningskrav, som gælder fra Y-4-auktionen og indtil leveringsperioden. Overvågningen af disse nye kapaciteter før levering baseres på den detaljerede projektplan, som kapacitetsudbyderen har fremlagt. Hvis kapacitetsudbyderen ikke når de milepæle, der er angivet i projektplanen, og der opstår en slutforsinkelse, kan der pålægges sanktioner, herunder økonomiske sanktioner (der er omfattet af den økonomiske sikkerhed), eller i visse tilfælde ske begrænsning af den oprindeligt aftalte kapacitet (og dermed af det årlige kapacitetsvederlag) og/eller begrænsning af kapacitetskontraktens varighed (og dermed af det antal år, hvor der modtages et kapacitetsvederlag).

2.8.2. Overvågning af tilgængelighed

(168) Den belgiske TSO sikrer sig, at alle CMU'er, der er indgået kontrakt med, er tilgængelige (under hensyntagen til reduktion), med henblik på at nå det ønskede forsyningssikkerhedsniveau. Da hovedformålet med kapacitetsmekanismen er at sikre et passende kapacitetsniveau i systemet, overvåges tilgængeligheden på tidspunkter, der er relevante for forsyningssikkerheden. Der er i denne forbindelse fastsat en trigger for tilgængelighedsovervågning for at finde frem til de tidspunkter, som er relevante i forhold til tilstrækkeligheden, og hvor TSO'en vil overvåge CMU'ernes tilgængelighed.

(169) Denne trigger er baseret på day-ahead-markedsprisen. Day-ahead-markedsprisen er valgt af de samme årsager som for tilbagebetalingsprisen, jf. beskrivelsen i afsnit 2.7.2. På triggertidspunkterne (dvs. de tidspunkter, hvor day-ahead-markedsprisen overstiger triggeren) kan TSO'en undersøge, om den anskaffede kapacitet reelt er i stand til at reagere på et day-ahead-markedssignal. Hvis kapaciteten ikke svarer til den forpligtede kapacitet (74) (ifølge vilkårene og betingelserne i kapacitetskontrakten og funktionsreglerne), kan der iværksættes sanktioner for den del af den forpligtede kapacitet, der ikke var tilgængelig, medmindre CMU'en kan tilvejebringe den positive forskel mellem den forpligtede kapacitet og den tilgængelige kapacitet (75) via det sekundære kapacitetsmarked (se afsnit 2.9). Ved at sælge forpligtelser på det sekundære marked kan kapacitetsudbyderen reducere den forpligtede kapacitet effektivt med henblik på at undgå en uoverensstemmelse mellem den forpligtede og den tilgængelige kapacitet og de deraf følgende sanktioner.

(170) Ved beregningen af den forpligtede kapacitet skelnes der mellem energibegrænsede og ikke-energibegrænsede anlæg, eftersom de bidrager til forsyningssikkerheden på forskellige måder. Et energibegrænset anlæg (f.eks. batterier og anlæg baseret på fleksibelt elforbrug) kan kun stå til rådighed i et vist antal timer i træk. Disse begrænsninger gælder derimod ikke for ikke-begrænsede anlæg.

(171) Ser man på ikke-energibegrænsede anlæg (f.eks. termiske anlæg og vindmølleparker), har triggertidspunktets varighed (udtrykt i antal timer) ingen betydning for den tilgængelige kapacitet. Disse anlæg bør i gennemsnit være i stand til som minimum at levere deres reducerede kapacitet. Den forpligtede kapacitet svarer derfor til den reducerede kapacitet for anlægget, som er fastlagt under prækvalifikationsfasen, for enhver triggertime i kapacitetskontraktens løbetid.

(172) Da energibegrænsede anlæg (f.eks. batterier og anlæg baseret på fleksibelt elforbrug) kun kan stå til rådighed i et vist antal timer i træk, kan disse CMU'er vælge en bestemt serviceleveranceaftale (SLA) under prækvalifikationsfasen. Den forpligtede kapacitet svarer derfor til deres ikke-reducerede kapacitet for de timer, der ligger inden for rammerne af deres energibegrænsninger. Den forpligtede kapacitet vil udgøre 0 MW for enhver anden triggertime samme dag. CMU'en kan stadig frit lastfordele deres anlæg i forhold til ethvert triggertidspunkt for en række triggertimer, som de vælger, når blot de som minimum har leveret, hvad der svarer til deres SLA, for alle triggertimer i løbet af en dag.

(173) Kapacitetsudbydere med en daglig planlægningsforpligtelse på energimarkedet formodes at have en tilgængelig kapacitet for hver triggertime med den tilgængelige maksimale effekt (Pmax) (76).

(174) Det er på den anden side mindre klart, hvor tilgængelige kapacitetsudbydere uden en sådan planlægningsforpligtelse reelt er. Disse kapacitetsudbydere skal derfor altid, før day-ahead-markedet lukker, meddele en day-ahead-pris, over hvilken de vil levere energi til markedet gennem CMU'en som minimum svarende til den forpligtede kapacitet. Denne pris kan være højere end triggerprisen. Hvis markedet cleares under denne pris, formodes det, at anlægget er tilgængeligt (men ikke har leveret energi), baseret på en angivelse. Hvis markedet cleares over den angivne day-ahead-pris, vil TSO'en kontrollere leveringen af energi. Overvågningen indebærer således ikke, at der leveres energi på alle triggertidspunkter. Det vil kun være tilfældet, hvis markedsforholdene er gunstige for CMU'en (dvs. den angivne day-ahead-pris).

(175) Kapacitetsudbydere uden planlægningsforpligtelser kan også angive andre priser vedrørende levering på andre markeder (intraday- eller balancemarkeder) og/eller levering af mindre mængder. Formålet med dette er at afspejle markedets funktion, eftersom en del af energien kan sælges tættere på realtid. TSO'en vil overvåge tilgængeligheden ud fra den pris, der var gældende på tidspunktet for energiens levering. Hvis den/de angivne priser aldrig overgås på det/de respektive markeder, vil anlægget ikke være synligt nok på markedet, og det vil derfor oftere blive testet. Reglerne om kapacitetsmekanismens funktion vil give TSO'en ret til at anmode om et vist antal test i løbet af en leveringsperiode (se afsnit 2.8.3).

(176) Ifølge Belgien har en kapacitetsudbyder to vigtige incitamenter til at angive korrekte priser for deres CMU'er hvad angår tilbagebetalingsforpligtelsen og overvågning af tilgængeligheden: a) En vellykket lastfordeling af CMU'en i forhold til den angivne pris skaber tillid til, at anlægget er i stand til at reagere på markedet. Dette vil som tidligere nævnt gøre det mindre sandsynligt, at der foretages tilgængelighedstest. Udgifterne til disse test dækkes af kapacitetsudbyderen (se betragtning 181), hvilket udgør en tilskyndelse til at vise tilgængelighed gennem ordningen med angivelse af priser. b) I triggertimer med tilbagebetalingsforpligtelse vil CMU'ens lastfordeling blive kontrolleret i forhold til de priser, som kapacitetsudbyderen har angivet. TSO'en bør med andre ord være i stand til at foretage målinger vedrørende den oplyste mængde, der skulle leveres, og den margen, der skulle sikres. Hvis en CMU f.eks. har oplyst, at man med udgangspunkt i de heraf følgende markedspriser vil fordele energi svarende til 90 % af