STATSSTØTTE — BELGIEN

Statsstøttesag SA.54915 (2019/N) — Kapacitetsmekanisme

Opfordring til at fremsætte bemærkninger efter artikel 108, stk. 2, i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde

(EØS-relevant tekst)

(2020/C 346/03)

Ved brev af 21. september 2020, der er gengivet på det autentiske sprog efter dette resumé, meddelte Kommissionen Belgien, at den havde besluttet at indlede proceduren efter artikel 108, stk. 2, i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde i forbindelse med den ovennævnte foranstaltning.

Interesserede parter kan senest en måned efter offentliggørelsen af dette resumé og det efterfølgende brev sende deres bemærkninger til denne foranstaltning, med hensyn til hvilken Kommissionen indleder proceduren, til:

Europa-Kommissionen Generaldirektoratet for Konkurrence Registreringskontoret for Statsstøtte 1049 Bruxelles/Brussel Fax + 32 22961242 Stateaidgreffe@ec.europa.eu

Bemærkningerne vil blive videresendt til Belgien. Interesserede parter, der fremsætter bemærkninger til sagen, kan skriftligt anmode om at få deres navn hemmeligholdt. Anmodningen skal være begrundet.

RESUMÉ

1. Procedure

Belgien forhåndsanmeldte foranstaltningen den 3. juli 2019. Der blev udvekslet flere spørgeskemaer med de belgiske, og der blev afholdt møder for at drøfte det anmeldelsesforberedende materiale. Belgien anmeldte foranstaltningen den 19. december 2019.

2. Beskrivelse af den foranstaltning, med hensyn til hvilken Kommissionen indleder proceduren

Formålet med den foreslåede kapacitetsmekanisme er at garantere forsyningssikkerheden som defineret i en pålidelighedsstandard i elloven af 29. april 1999. Belgien identificeret en risiko for forsyningssikkerheden grundet den forestående udfasning af landets kernekraftværker i 2025.

Inden for rammerne af den belgiske kapacitetsmekanisme køber transmissionssystemoperatøren kapaciteten fra kapacitetsleverandører i form af pålidelighedsoptioner. De kapacitetsleverandører, der udvælges i auktionen, sælger pålidelighedsoptionerne til transmissionssystemoperatøren og modtager en fast godtgørelse herfor. Hvis referenceprisen (dvs. dagen før-elprisen) overstiger et på forhånd fastsat niveau, nemlig den såkaldte strikepris, skal kapacitetsleverandøren tilbagebetale forskellen mellem referenceprisen og strikeprisen til transmissionssystemoperatøren.

Transmissionssystemoperatøren afholder en kapacitetsauktion ud fra det kapacitetsressourceniveau, der er nødvendigt for at sikre et tilstrækkeligt ressourceniveau til at nå pålidelighedsstandarderne. Kapacitetsauktionen afholdes hvert år med henblik på levering om fire år i en »Y-4-auktion«. Der afholdes endnu en auktion i året umiddelbart forud for hovedauktionens leveringsår (»Y-1-auktion«).

Omkostningerne forbundet med kapacitetsmekanismen (dvs. omkostningerne til finansiering af kapacitetsbetalinger til leverandørerne) vil blive finansieret på basis af en forpligtelse til offentlig tjeneste via transmissionssystemoperatørens nettariffer.

Retsgrundlaget for foranstaltningen er elloven af 29. april 1999 om organiseringen af det belgiske elmarked som ændret ved en lov offentliggjort den 16. maj 2019 i Belgisch Staatsblad/Moniteur belge). Der vil blive vedtaget sekundær lovgivning i form af supplerende kongelige dekreter og markedsregler, og den vil indeholde en videreudvikling af kapacitetsmekanismen. Udkastene hertil er tilgængelige på Energiministeriets websted (1).

3. Vurdering af foranstaltningen

3.1. Forekomst af statsstøtte efter artikel 107, stk. 1, i TEUF

Kommissionen finder, at kapacitetsmekanismen finansieres ved hjælp af statsmidler, eftersom finansieringen stammer fra provenuet fra en skattelignende afgift, som staten har pålagt, og som forvaltes og fordeles i overensstemmelse med lovgivningens bestemmelser. Kommissionen bemærker, at de valgte tilbudsgivere via den anmeldte mekanisme modtager en kompensation, som de ikke ville have modtaget, hvis de havde fortsat med at drive forretning på elmarkedet på normale økonomiske vilkår ved kun at sælge elektricitet og accessoriske tjenester. Endvidere giver foranstaltningen kun visse virksomheder, der kan hjælpe med at tackle det identificerede utilstrækkelighedsproblem, og som konkurrerer med andre elproducenter, en fordel. Den anmeldte foranstaltning vil således give virksomheder, der er i en sammenlignelig faktisk og retlig situation som andre elproducenter, en økonomisk fordel. Foranstaltningen er derfor selektiv. Elektricitetsproduktion og engros- og detailmarkedet for elektricitet er aktiviteter, der er åbne for konkurrence i hele EU. Derfor kan en fordel indrømmet ved hjælp af statsmidler til en virksomhed i denne sektor påvirke samhandelen mellem medlemsstaterne og fordreje konkurrencen. Kommissionen finder derfor, at foranstaltningen udgør statsstøtte efter artikel 107, stk. 1, i TEUF.

3.2. Støttens lovlighed

Ved at anmelde ordningen før dens gennemførelse har de belgiske myndigheder opfyldt deres forpligtelser i henhold til artikel 108. stk. 3, i TEUF.

3.3. Foranstaltningens forenelighed

Kommissionen har vurderet foranstaltningens forenelighed med det indre marked baseret på betingelserne i punkt 3.9 i Retningslinjer for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi 2014-2020 (2), hvori der fastsættes specifikke betingelser for støtte til tilstrækkelig produktion, og som har været gældende siden den 1. juli 2014. Den 2. juli 2020 vedtog Kommissionen en meddelelse om forlængelse af disse retningslinjer frem til den 31. december 2021 (3).

3.3.1. Mål af fælles interesse og støttens nødvendighed

Belgien identificerede behovet for kapacitetsmekanismen i en tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelse offentliggjort i 2019 af transmissionssystemoperatøren Elia (4). I undersøgelsen peges der på risiciene for den belgiske ressourcetilstrækkelighed, med henvisning til den nationale pålidelighedsstandard som beskrevet især i scenariet EU-HiLo (høj indvirkning — lav sandsynlighed), hvori det antages, at adskillige kernekraftværker er utilgængelige i Frankrig (foruden den »normale« utilgængelighed). Kommissionen er af den opfattelse, at det ikke forekommer hensigtsmæssigt at anvende EU-HiLo-scenariet i en markedsomfattende kapacitetsmekanisme til afgøre ressourcetilstrækkelighedsproblemet, da der er risiko for en overvurdering af problemet og en fordrejning af elmarkedet. Den metode, der blev anvendt i Elias undersøgelse, er blevet kritiseret af den nationale tilsynsmyndighed (CREG) (5).

Kommissionen betvivler derfor, at ressourcetilstrækkelighedsproblemet er blevet tilstrækkeligt belyst og ordentligt analyseret og kvantificeret af de belgiske myndigheder, navnlig med hensyn til punkt 221 og 222 i retningslinjerne for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi.

3.3.2. Støttens hensigtsmæssighed

Kommissionen betvivler, at foranstaltningen er hensigtsmæssig i henhold til punkt 226 i retningslinjerne for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi, når henses til den restriktive metode til beregning af investeringstærskler, som fører til flerårige kontrakter (på 3, 8 eller 15 år). Tærsklerne tager udgangspunkt i den installerede kapacitet (dvs. den maksimalt planlagte kapacitet) i stedet for den justerede kapacitet (dvs. den på forhånd fastsatte tilgængelighedsgrad og bidraget til ressourcetilstrækkelighedsmålet). Kommissionen er af den opfattelse, at dette kan forhindre fair konkurrence mellem teknologier, som yder samme bidrag til ressourcetilstrækkelighed, og kan afskrække især leverandører med intermitterende teknologier med høje justerende faktorer fra at deltage overhovedet (særlig sol- og vindenergi).

3.3.3. Tilskyndelsesvirkning

Formålet med foranstaltningen er at garantere forsyningssikkerheden ved at stille tilstrækkelig kapacitet til rådighed. Uden en proportional kapacitetsmekanisme vil der næppe være tilstrækkelig kapacitet til at garantere forsyningssikkerheden, fordi en betydelig del af anlæggene forventes at opnå utilstrækkelige indtægter fra »energy-only«-markedet til at dække deres omkostninger. Desuden skaber tilbagebetalingsforpligtelsen et økonomisk incitament til tilgængelighed i tilfælde af elmangel. Belgien har desuden indført en procedure for overvågning af tilgængeligheden før og i leveringsperioden og passende tests og sanktioner for at sikre, at tilgængelighedskravet opfyldes. Kommissionen når derfor frem til den foreløbige konklusion, at foranstaltningen i princippet har en tilskyndelsesvirkning.

3.3.4. Proportionalitetsprincippet

Kommissionen ønsker at få klarlagt, om foranstaltningen er forholdsmæssig i henhold til afsnit 3.9.5 i retningslinjerne for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi. Kommissionen nærer tvivl med hensyn til: i) om udbudsproceduren er baseret på ikke-diskriminerende kriterier som følge af de i afsnit 3.3.2 nævnte investeringstærskler, ii) om den metode, der anvendes til den kapacitetskurve, der benyttes til at beregne den mængde kapacitet, der skal indkøbes ved hver auktion, er forholdsmæssig, da den kan baseres på en urealistisk følsomhed i EU-HiLo og andre følsomheder, hvis det antages, at der ikke er tilgængelighed til franske kernekraftværker.

3.3.5. Forebyggelse af negative virkninger på konkurrence og samhandel

Belgien vil anvende et mellemliggende prisloft på kapacitet i kategorien etårskontrakter for at undgå urimelige fortjenester. Kapacitetsleverandører vil derfor hverken kunne afgive bud, der overstiger dette loft, eller modtage en højere clearingpris. Der er ikke planer om individuelle kapacitetsvurderinger med henblik på at indrømme undtagelser i tilfælde af højere omkostninger.

I kapacitetsmekanismen vil den indirekte udenlandske kapacitet være underlagt det mellemliggende prisloft. Kommissionen er af den foreløbige opfattelse, at kombinationen af manglen på flerårige kontrakter og anvendelsen af mellemprisen vil forhindre disse kapaciteter i at afgive bud baseret på deres reelle omkostninger på auktionen, hvis de er højere end det mellemliggende prisloft. De kan derfor blive afskrækket fra at deltage i kapacitetsmekanismen. Kommissionen er af den opfattelse, at dette fører til forskelsbehandling af udenlandsk kapacitet i strid med punkt 232 i miljø- og energiretningslinjerne.

Desuden siger punkt 233, litra c), i energiretningslinjerne, at kapacitetsmekanismer ikke må underminere beslutninger om investeringer i produktionskapacitet, som er truffet før foranstaltningen. Mellemprisen kan imidlertid have den virkning, at kapacitetsleverandører ikke kan afgive bud baseret på deres faktiske omkostninger og ikke kan byde på flerårige kontrakter, hvilket medfører, at de udelukkes fra kapacitetsmekanismen, og endda må forlade elektricitetsmarkedet. Kommissionen ønske derfor om yderligere oplysninger for at vurdere effekten af det mellemliggende prisloft og dets forenelighed med dette punkt i miljø- og energiretningslinjerne.

Belgien har forklaret, at det vil tildele kapacitetsindtægterne fra tildelingen af grænseoverskridende billetter (dvs. adgangsrettigheder for udenlandske kapacitetsleverandører til at deltage i kapacitetsmekanismen), jf. artikel 19, stk. 2, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/943 (6). Kommissionen finder, at den har behov for yderligere oplysninger for at kunne vurdere, om kapacitetsmekanismen er forenelig med punkt 233, litra a), i miljø- og energiretningslinjerne, dvs. til at sikre, at indtægterne fra kapacitetsbegrænsninger vil blive til at skabe det rette incitament til at investere i sammenkoblingskapacitet.

3.3.6. Støtteforanstaltningernes forenelighed med EU-rettens uløseligt forbundne bestemmelser

Hvis en statsstøtteforanstaltning medfører aspekter, der er uløseligt forbundet med støttens formål, og som er i strid med andre bestemmelser i EU-retten, kan en sådan overtrædelse påvirke vurderingen af statsstøtten. Kommissionen er på dette punkt nået frem til den foreløbige konklusion, at kapacitetsmekanismens finansieringsmekanisme ikke medfører restriktioner, der er i strid med artikel 30 eller artikel 110 i TEUF, eftersom Belgien vil tillade udenlandske kapaciteter at deltage i kapacitetsmekanismen. Kommissionen nærer dog tvivl med hensyn til, om kapacitetsmekanismen er i overensstemmelse med artikel 22, stk. 1, litra c), og artikel 24, stk. 1, forordning (EU) 2019/943, eftersom både den nationale tilstrækkeligheds- og fleksibilitetsundersøgelse og det referencescenarie, som anvendes til at bestemme mængden af kapacitet, der skal auktioneres, er baseret på antagelser om udenlandsk elektricitetsforsyning (yderligere mangel på franske kernekraftværker).

I henhold til artikel 16 i Rådets forordning (EU) 2015/1589 (7) kan ulovlig støtte tilbagesøges hos støttemodtageren.

BREVET ORDLYD

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

(2) EUT C 200 af 28.6.2014, s. 1.

(3) Se meddelelse C(2020) 4355 final.

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

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

(6) EUT L 158 af 14.6.2019, s. 54.

(7) EUT L 248 af 24.9.2015, s. 9.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(19) OJ C 121, 6.4.2018.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(35) See also recital (38) below.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(59)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(68) Calculated as follows:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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