STAATLICHE BEIHILFEN — BELGIEN

Staatliche Beihilfe SA.54915 (2019/N) — Kapazitätsmechanismus

Aufforderung zur Stellungnahme nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union

(Text von Bedeutung für den EWR)

(2020/C 346/03)

Mit Schreiben vom 21. September 2020, das nachstehend in der verbindlichen Sprachfassung abgedruckt ist, hat die Kommission Belgien von ihrem Beschluss in Kenntnis gesetzt, wegen der genannten Maßnahme das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) einzuleiten.

Alle Beteiligten können innerhalb eines Monats nach Veröffentlichung dieser Zusammenfassung und des Schreibens zu der Maßnahme, die Gegenstand des von der Kommission eingeleiteten Verfahrens ist, Stellung nehmen. Die Stellungnahmen sind an folgende Anschrift zu richten:

Europäische Kommission Generaldirektion Wettbewerb Registratur Staatliche Beihilfen 1049 Bruxelles/Brussel BELGIQUE/BELGIË Fax + 32 22961242 Stateaidgreffe@ec.europa.eu

Alle Stellungnahmen werden Belgien übermittelt. Beteiligte, die eine Stellungnahme abgeben, können unter Angabe von Gründen schriftlich beantragen, dass ihre Identität nicht bekannt gegeben wird und/oder dass Teile ihrer Stellungnahme vertraulich behandelt werden.

ZUSAMMENFASSUNG

1. Verfahren

Belgien hat die Maßnahme am 3. Juli 2019 vorab bei der Kommission angemeldet. Anschließend wurden den belgischen Behörden mehrere Fragebögen übermittelt, die diese beantworteten. Zudem fanden Treffen zur Erörterung des Sachverhalts statt. Am 19. Dezember 2019 meldete Belgien die Maßnahme bei der Kommission zur Genehmigung an.

2. Beschreibung der Maßnahme, die Gegenstand des von der Kommission eingeleiteten Verfahrens ist

Ziel des geplanten Kapazitätsmechanismus ist die Gewährleistung der Versorgungssicherheit nach Maßgabe eines im Stromgesetz vom 29. April 1999 festgelegten Zuverlässigkeitsstandards. Da die belgischen Kernkraftwerke im Jahr 2025 vom Netz gehen sollen, sieht Belgien seine Versorgungssicherheit in Gefahr.

Im Rahmen des belgischen Kapazitätsmechanismus erwirbt der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) über Zuverlässigkeitsoptionen Kapazität von den Kapazitätsanbietern. Die über eine Auktion ausgewählten Kapazitätsanbieter verkaufen dem ÜNB die Zuverlässigkeitsoptionen gegen eine festgelegte Kapazitätsvergütung. Sobald der Referenzpreis (d. h. der Day-Ahead-Preis) ein vorab festgelegtes Niveau, den Ausübungspreis, überschreitet, muss der Kapazitätsanbieter dem ÜNB die Differenz zwischen Referenzpreis und Ausübungspreis erstatten.

Der ÜNB führt im Rahmen des Kapazitätsmechanismus eine Auktion entsprechend den Kapazitätsressourcen durch, die benötigt werden, um angemessene Ressourcen zu gewährleisten, mit denen die Zuverlässigkeitsstandards erreicht werden können. Diese Kapazitätsauktionen werden einmal pro Jahr durchgeführt, wobei die Lieferung jeweils vier Jahre später erfolgt („T-4-Auktionen“). Im Jahr unmittelbar vor dem Lieferjahr der Hauptauktion wird eine weitere Auktion durchgeführt („T-1-Auktion“).

Die Kosten des Kapazitätsmechanismus (d. h. die Kosten der Kapazitätszahlungen an die Kapazitätsanbieter) werden auf der Grundlage einer Gemeinwohlverpflichtung über die Netzentgelte des ÜNB finanziert.

Rechtsgrundlage der Maßnahme ist das belgische Gesetz vom 29. April 1999 über die Organisation des Strommarkts in der geänderten Fassung, die am 16. Mai 2019 im belgischen Amtsblatt („Belgisch Staatsblad“/„Moniteur belge“) veröffentlicht wurde. Zur Ausarbeitung der Modalitäten des Kapazitätsmechanismus wird Sekundärrecht in Form von königlichen Erlassen und Marktregeln verabschiedet werden. Die Entwürfe dieser Rechtsakte sind auf der Website des Energieministeriums verfügbar. (1)

3. Würdigung der Maßnahme

3.1. Vorliegen einer staatlichen Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV

Die Kommission geht davon aus, dass der Kapazitätsmechanismus aus staatlichen Mitteln finanziert wird, da er aus dem Erlös einer vom Staat erhobenen steuerähnlichen Abgabe finanziert wird, die nach den einschlägigen rechtlichen Bestimmungen verwaltet und zugewiesen wird. Die erfolgreichen Bieter erhalten über den angemeldeten Mechanismus eine Vergütung, die sie nicht erhalten würden, wenn sie weiter unter normalen wirtschaftlichen Bedingungen auf dem Strommarkt tätig wären und nur Strom und Systemdienstleistungen verkaufen würden. Darüber hinaus verschafft die Maßnahme nur bestimmten Unternehmen einen Vorteil, nämlich jenen, die zur Lösung des festgestellten Kapazitätsproblems beitragen können. Diese stehen mit anderen Stromerzeugern im Wettbewerb. Somit wird die angemeldete Maßnahme Unternehmen einen wirtschaftlichen Vorteil verschaffen, die sich in einer vergleichbaren tatsächlichen und rechtlichen Situation wie andere Stromerzeuger befinden. Dadurch ist die Maßnahme selektiv. Sowohl die Stromerzeugung als auch der Stromgroßhandel und die Endkundenmärkte sind in der gesamten EU für den Wettbewerb geöffnet. Somit kann ein Vorteil aus staatlichen Mitteln für ein Unternehmen in diesem Wirtschaftszweig den Handel zwischen Mitgliedstaaten beeinträchtigen und den Wettbewerb verzerren. Daher gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass die Maßnahme eine staatliche Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV darstellt.

3.2. Rechtmäßigkeit der Beihilfe

Belgien hat die Regelung vor der Durchführung angemeldet und ist somit seinen Verpflichtungen aus Artikel 108 Absatz 3 AEUV nachgekommen.

3.3. Vereinbarkeit der Maßnahme

Die Kommission hat die Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Binnenmarkt anhand der spezifischen Voraussetzungen für Beihilfen zur Förderung einer angemessenen Stromerzeugung geprüft, die in Abschnitt 3.9 der seit dem 1. Juli 2014 geltenden Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020 (2) (im Folgenden „Leitlinien“) festgelegt sind. Die Leitlinien wurden mit einer Mitteilung der Kommission vom 2. Juli 2020 (3) bis zum 31. Dezember 2021 verlängert und geändert.

3.3.1. Ziel von gemeinsamem Interesse und Erforderlichkeit der Beihilfe

Belgien ermittelte den Bedarf für den Kapazitätsmechanismus in einer 2019 vom ÜNB Elia veröffentlichten Studie zur Angemessenheit und Flexibilität (4). In der Studie werden Risiken bezüglich der Angemessenheit der belgischen Ressourcen unter Bezugnahme auf den nationalen Zuverlässigkeitsstandard ermittelt und insbesondere für ein EU-HiLo-Szenario (High impact — low probability) aufgezeigt, das auf der Annahme beruht, dass mehrere französische Kraftwerke nicht verfügbar sind (zusätzlich zur „normalen“ Nichtverfügbarkeit). Nach Auffassung der Kommission ist die Heranziehung des EU-HiLo-Szenarios in einem marktweiten Kapazitätsmechanismus nicht geeignet, um das Ausmaß des Problems hinsichtlich der Angemessenheit der Ressourcen zu ermitteln, da das Szenario die Gefahr einer Überschätzung des Problems und einer Verfälschung des Wettbewerbs auf dem Strommarkt birgt. Die in der von Elia durchgeführten Untersuchung angewandte Methodik wurde von der belgischen Regulierungsbehörde für Energie und Gas (CREG) kritisiert (5).

Die Kommission hat deshalb Zweifel, ob das Problem in Bezug auf die Angemessenheit der Ressourcen von den belgischen Behörden genau genug ermittelt und ordnungsgemäß analysiert und quantifiziert wurde (vgl. insbesondere die Randnummern 221 und 222 der Leitlinien).

3.3.2. Geeignetheit der Beihilfe

Die Kommission hat angesichts der restriktiven Berechnung der Investitionsschwellen für den Abschluss von Mehrjahresverträgen (über 3, 8 oder 15 Jahre) Zweifel an der Geeignetheit der Maßnahme. Bei den Schwellen wird die installierte Kapazität (d. h. die maximale Leistung der Einheit) statt der herabgesetzten Kapazität („de-rated capacity“, d. h. ihre vorab festgelegte Verfügbarkeitsquote und ihr Beitrag zur angestrebten Angemessenheit der Ressourcen) berücksichtigt. Die Kommission vertritt die Auffassung, dass dies den fairen Wettbewerb zwischen Technologien, die gleichermaßen zur Angemessenheit der Ressourcen beitragen, verhindern könnte und insbesondere auf intermittierende Energiequellen gestützte Technologien mit hohen De-Rating-Faktoren ganz an der Teilnahme hindern könnte (vor allem intermittierende erneuerbare Energien wie Solar- und Windenergie).

3.3.3. Anreizeffekt

Das Ziel der Maßnahme besteht darin, die Versorgungssicherheit durch die Gewährleistung der Verfügbarkeit ausreichender Kapazitäten zu garantieren. Ohne einen angemessenen Kapazitätsmechanismus stünden wahrscheinlich nicht genügend Kapazitäten zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit zur Verfügung, da ein erheblicher Teil der Stromerzeugungsanlagen voraussichtlich nicht genügend Einnahmen aus dem Energy-Only-Markt erzielen würde, um ihre Kosten zu decken. Außerdem schafft die Rückzahlungsverpflichtung einen finanziellen Anreiz zu Zeiten verfügbar zu sein, wenn Knappheit herrscht. Belgien hat ein Verfahren zur Überwachung der Verfügbarkeit vor dem Lieferzeitraum und während dieses Zeitraums sowie geeignete Tests und Strafzahlungen eingeführt, um die Einhaltung der Verfügbarkeitsverpflichtungen sicherzustellen. Die Kommission kommt daher zu dem vorläufigen Schluss, dass die Maßnahme grundsätzlich eine Anreizwirkung hat.

3.3.4. Angemessenheit

Die Kommission möchte klären, ob die Maßnahme angemessen im Sinne des Abschnitts 3.9.5 der Leitlinien ist. Sie hat Zweifel, ob i) die Ausschreibungskriterien diskriminierungsfrei sind, da die in Abschnitt 3.2.2 erwähnten Investitionsschwellenwerte herangezogen werden, und ii) die Methodik zur Ermittlung der Nachfragekurve für die Berechnung der Kapazitäten, die bei jeder Auktion beschafft werden, angemessen ist, da sie möglicherweise auf unrealistischen Sensitivitätsannahmen des EU-HiLo-Szenarios oder anderer Szenarien beruht, bei denen von einer zusätzlichen Nichtverfügbarkeit französischer Kernkraftwerke ausgegangen wird.

3.3.5. Vermeidung negativer Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel

Belgien wird eine mittlere Preisobergrenze für die Kapazitäten in der Kategorie der Einjahresverträge anwenden, um Zufallsgewinne zu vermeiden. Folglich werden diese Kapazitäten weder Gebote zu über dieser Grenze liegenden Preisen abgeben, noch einen darüber liegenden Clearingpreis erhalten dürfen. Ferner sind keine Einzelbewertungen von Kapazitäten vorgesehen, um im Falle höherer Kosten Ausnahmen zu gewähren.

Die mittlere Preisobergrenze wird auch für indirekt am Kapazitätsmechanismus teilnehmende ausländische Kapazitäten gelten. Die Kommission vertritt die vorläufige Auffassung, dass diese Kapazitäten dadurch, dass ihnen keine Mehrjahresverträge offenstehen und die mittlere Preisobergrenze gilt, daran gehindert werden, bei der Auktion Gebote einzureichen, die ihren tatsächlichen Kosten entsprechen, falls diese über der mittleren Preisobergrenze liegen. Auf diese Weise könnten diese Kapazitäten ganz von einer Teilnahme am Kapazitätsmechanismus abgehalten werden. Nach Auffassung der Kommission bewirkt dies eine Diskriminierung ausländischer Kapazitäten und verstößt somit gegen Randnummer 232 der Leitlinien.

Außerdem sollten Kapazitätsmechanismen laut Randnummer 233 Buchstabe c der Leitlinien „nicht die vor der Maßnahme gefassten Investitionsentscheidungen … untergraben“. Die mittlere Preisobergrenze könnte jedoch bestehende Kapazitäten an der Einreichung von Geboten, die ihren tatsächlichen Kosten entsprechen, hindern, während sie sich nicht um Mehrjahresverträge bewerben können. Dies könnte zu ihrem Ausschluss vom Kapazitätsmechanismus und sogar zu ihrem Austritt aus dem Strommarkt führen. Daher benötigt die Kommission weitere Informationen, um die Wirkung der mittleren Preisobergrenze und ihre Vereinbarkeit mit dieser Bestimmung der Leitlinien zu prüfen.

Belgien erklärte, es werde die Engpasserlöse aus der Vergabe von Tickets für grenzübergreifende Kapazitäten (d. h. Zugangsrechte für ausländische Kapazitätsanbieter zur Teilnahme am Kapazitätsmechanismus) im Einklang mit Artikel 19 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates (6) zuweisen. Die Kommission benötigt ihrer Auffassung nach weitere Informationen für die Prüfung der Vereinbarkeit des Kapazitätsmechanismus mit Randnummer 233 Buchstabe a der Leitlinien (d. h. die Prüfung, ob die Engpasserlöse im Rahmen des Kapazitätsmechanismus so eingesetzt werden, dass die richtigen Anreize für Investitionen in Verbindungskapazitäten geschaffen werden).

3.3.6. Einhaltung der mit der Beihilfe untrennbar verbundenen Bestimmungen des Unionsrechts

Wenn untrennbar mit dem Ziel der Beihilfe verbundene Aspekte der Beihilfemaßnahme gegen andere Bestimmungen des Unionsrechts verstoßen, könnte sich dies auf die Beurteilung der Zulässigkeit dieser Maßnahme auswirken. Die Kommission kommt diesbezüglich zu dem vorläufigen Schluss, dass der Finanzierungsmechanismus für den Kapazitätsmechanismus keine Beschränkungen vorsieht, die gegen Artikel 30 oder Artikel 110 AEUV verstoßen, da Belgien die Teilnahme ausländischer Kapazitäten am Kapazitätsmechanismus erlauben wird. Gleichwohl hat die Kommission Zweifel, ob der Kapazitätsmechanismus mit Artikel 22 Absatz 1 Buchstabe c und Artikel 24 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2019/943 im Einklang steht, weil sowohl die belgische Studie zur Angemessenheit und Flexibilität als auch das Referenzszenario für die Bestimmung der durch eine Auktion zu beschaffenden Kapazitätsmenge auf Annahmen über das Stromangebot auf ausländischer Ebene beruhen (zusätzliche Nichtverfügbarkeit französischer Kraftwerke).

Nach Artikel 16 der Verordnung (EU) 2015/1589 des Rates (7) können alle rechtswidrigen Beihilfen vom Empfänger zurückgefordert werden.

WORTLAUT DES SCHREIBENS

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

(2) ABl. C 200 vom 28.6.2014, S. 1.

(3) Siehe Mitteilung C(2020) 4355 final (ABl. C 224 vom 8.7.2020, S. 2).

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

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

(6) ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54.

(7) ABl. L 248 vom 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.