ΚΡΑΤΙΚΗ ΕΝΙΣΧΥΣΗ — ΒΕΛΓΙΟ

Κρατική ενίσχυση SA.54915 (2019/N) — Μηχανισμός αμοιβής της δυναμικότητας

Πρόσκληση για υποβολή παρατηρήσεων σύμφωνα με το άρθρο 108 παράγραφος 2 της Συνθήκης για τη λειτουργία της Ευρωπαϊκής Ένωσης

(Κείμενο που παρουσιάζει ενδιαφέρον για τον ΕΟΧ)

(2020/C 346/03)

Με επιστολή της 21/9/2020 που αναδημοσιεύεται στην αυθεντική γλώσσα του κειμένου της επιστολής στις σελίδες που ακολουθούν την παρούσα περίληψη, η Επιτροπή κοινοποίησε στο Βέλγιο την απόφασή της να κινήσει τη διαδικασία του άρθρου 108 παράγραφος 2 της Συνθήκης για τη λειτουργία της Ευρωπαϊκής Ένωσης σχετικά με το προαναφερθέν μέτρο.

Τα ενδιαφερόμενα μέρη μπορούν να υποβάλουν τις παρατηρήσεις τους σχετικά με το μέτρο για το οποίο η Επιτροπή κινεί τη διαδικασία εντός ενός μηνός από την ημερομηνία δημοσίευσης της παρούσας περίληψης και της επιστολής που ακολουθεί, στη διεύθυνση:

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

Οι παρατηρήσεις αυτές θα κοινοποιηθούν στο Βέλγιο. Με μνεία των σχετικών λόγων, οι ενδιαφερόμενοι μπορούν να ζητήσουν γραπτώς την τήρηση του απορρήτου όσον αφορά την ταυτότητά τους και/ή μέρη των παρατηρήσεων που υποβάλλουν.

ΠΕΡΙΛΗΨΗ

1. Διαδικασία

Το Βέλγιο προέβη σε προκαταρκτική κοινοποίηση του μέτρου στις 3 Ιουλίου 2019. Ανταλλάχθηκαν αρκετά ερωτηματολόγια με τις βελγικές αρχές και διοργανώθηκαν συναντήσεις προκειμένου να συζητηθεί ο φάκελος προκαταρκτικής κοινοποίησης. Το Βέλγιο κοινοποίησε το μέτρο στις 19 Δεκεμβρίου 2019.

2. Περιγραφή του μέτρου για το οποίο η Επιτροπή κινεί τη διαδικασία

Στόχος του προτεινόμενου μηχανισμού αμοιβής της δυναμικότητας (CRM) είναι να επιτευχθεί η ασφάλεια του εφοδιασμού, όπως ορίζεται από πρότυπο αξιοπιστίας στον νόμο περί ηλεκτρικής ενέργειας της 29ης Απριλίου 1999. Το Βέλγιο εντόπισε κίνδυνο για την ασφάλεια του εφοδιασμού λόγω της επικείμενης σταδιακής κατάργησης των πυρηνικών μονάδων ηλεκτροπαραγωγής της χώρας το 2025.

Στον βελγικό μηχανισμό δυναμικότητας, ο διαχειριστής συστήματος μεταφοράς (ΔΣΜ) αγοράζει τη δυναμικότητα από τους παρόχους δυναμικότητας με τη μορφή επιλογών αξιοπιστίας. Οι πάροχοι δυναμικότητας που επιλέγονται κατά τη δημοπρασία πωλούν τις επιλογές αξιοπιστίας στον ΔΣΜ και εισπράττουν γι’ αυτές σταθερή αμοιβή δυναμικότητας. Κάθε φορά που η τιμή αναφοράς (δηλαδή η τιμή ηλεκτρικής ενέργειας για την επόμενη ημέρα) υπερβαίνει ένα προκαθορισμένο επίπεδο, τη λεγόμενη τιμή άσκησης, ο πάροχος δυναμικότητας πρέπει να επιστρέψει στον ΔΣΜ τη διαφορά μεταξύ της τιμής αναφοράς και της τιμής άσκησης.

Ο ΔΣΜ διοργανώνει δημοπρασία μηχανισμού αμοιβής της δυναμικότητας ανάλογα με το επίπεδο των πόρων δυναμικότητας που απαιτούνται ώστε να διασφαλιστεί κατάλληλο επίπεδο επάρκειας πόρων για την επίτευξη των προτύπων αξιοπιστίας. Η δημοπρασία δυναμικότητας διενεργείται κάθε έτος για παράδοση σε τέσσερα έτη στη διάρκεια «δημοπρασίας Ε-4». Μια ακόμη δημοπρασία με ορίζοντα ενός έτους πραγματοποιείται το αμέσως προηγούμενο έτος από το έτος παράδοσης της κύριας δημοπρασίας («δημοπρασία Ε-1»).

Οι δαπάνες του μηχανισμού αμοιβής της δυναμικότητας (δηλαδή αυτές που πραγματοποιούνται για τη χρηματοδότηση των πληρωμών δυναμικότητας προς τους παρόχους) θα χρηματοδοτούνται επί τη βάσει «υποχρέωσης παροχής δημόσιας υπηρεσίας» μέσω των τιμολογίων του δικτύου του ΔΜΣ.

Η νομική βάση του μέτρου είναι ο νόμος περί ηλεκτρικής ενέργειας της 29ης Απριλίου 1999 σχετικά με την οργάνωση της βελγικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, ο οποίος τροποποιήθηκε με νόμο που δημοσιεύτηκε στις 16 Μαΐου 2019 στην Επίσημη Εφημερίδα του Βελγίου («Belgisch Staatsblad»/«Moniteur belge»). Θα θεσπιστεί παράγωγη νομοθεσία με τη μορφή συμπληρωματικών διατάξεων, βασιλικών διαταγμάτων και κανόνων της αγοράς, για την περαιτέρω εξειδίκευση των ρυθμίσεων του μηχανισμού αμοιβής της δυναμικότητας. Τα σχέδια των εν λόγω κειμένων είναι διαθέσιμα στον δικτυακό τόπο του υπουργείου Ενέργειας (1).

3. Αξιολόγηση του μέτρου

3.1. Ύπαρξη ενίσχυσης κατά την έννοια του άρθρου 107 παράγραφος 1 της ΣΛΕΕ

Η Επιτροπή θεωρεί ότι ο μηχανισμός αμοιβής της δυναμικότητας χρηματοδοτείται από κρατικούς πόρους, δεδομένου ότι χρηματοδοτείται από τα έσοδα της είσπραξης φόρου υπέρ τρίτων που επιβάλλει το κράτος, η διαχείριση και η κατανομή των οποίων πραγματοποιούνται σύμφωνα με τις διατάξεις της νομοθεσίας. Η Επιτροπή επισημαίνει ότι, μέσω του κοινοποιηθέντος μηχανισμού, οι επιτυχόντες προσφέροντες στις δημοπρασίες εισπράττουν έσοδα τα οποία δεν θα εισέπρατταν εάν συνέχιζαν να δραστηριοποιούνται στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας υπό κανονικές οικονομικές συνθήκες, μόνο ως πωλητές ηλεκτρικής ενέργειας και βοηθητικών υπηρεσιών. Επιπλέον, το μέτρο παρέχει πλεονέκτημα μόνο σε ορισμένες επιχειρήσεις, οι οποίες μπορούν να συμβάλουν στην αντιμετώπιση του προσδιορισθέντος προβλήματος επάρκειας και που ανταγωνίζονται άλλους παραγωγούς ηλεκτρικής ενέργειας. Συνεπώς, το κοινοποιηθέν μέτρο θα παράσχει οικονομικό πλεονέκτημα σε επιχειρήσεις οι οποίες βρίσκονται σε συγκρίσιμη πραγματική και νομική κατάσταση με άλλους παραγωγούς ηλεκτρικής ενέργειας. Ως εκ τούτου, το μέτρο είναι επιλεκτικό. Η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας καθώς και η χονδρική και λιανική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας είναι δραστηριότητες ανοικτές στον ανταγωνισμό σε ολόκληρη την ΕΕ. Επομένως, η παροχή πλεονεκτήματος από κρατικούς πόρους σε οποιαδήποτε επιχείρηση του εν λόγω τομέα δύναται να επηρεάσει τις ενδοενωσιακές συναλλαγές και να προκαλέσει στρέβλωση του ανταγωνισμού. Ως εκ τούτου, η Επιτροπή καταλήγει στο συμπέρασμα ότι το μέτρο συνιστά κρατική ενίσχυση κατά την έννοια του άρθρου 107 παράγραφος 1 της ΣΛΕΕ.

3.2. Νομιμότητα της ενίσχυσης

Κοινοποιώντας το καθεστώς πριν από την εφαρμογή του, οι βελγικές αρχές εκπλήρωσαν την υποχρέωση που υπέχουν σύμφωνα με το άρθρο 108 παράγραφος 3 της ΣΛΕΕ.

3.3. Συμβατότητα του μέτρου

Η Επιτροπή αξιολόγησε τη συμβατότητα του μέτρου με την εσωτερική αγορά βάσει των προϋποθέσεων που καθορίζονται στην ενότητα 3.9 των κατευθυντήριων γραμμών για τις κρατικές ενισχύσεις στους τομείς του περιβάλλοντος και της ενέργειας (2014-2020) (2) (στο εξής: ΚΓΕΠΕ), οι οποίες ορίζουν ειδικές προϋποθέσεις για τις ενισχύσεις για επάρκεια παραγωγής και εφαρμόζονται από την 1η Ιουλίου 2014. Στις 2 Ιουλίου 2020, η Επιτροπή εξέδωσε ανακοίνωση σχετικά με την παράταση των ΚΓΕΠΕ έως τις 31 Δεκεμβρίου 2021 και την τροποποίησή τους (3).

3.3.1. Στόχος κοινού ενδιαφέροντος και αναγκαιότητα της ενίσχυσης

Το Βέλγιο διαπίστωσε την ανάγκη ύπαρξης μηχανισμού αμοιβής της δυναμικότητας σε μελέτη επάρκειας και ευελιξίας που δημοσίευσε το 2019 ο ΔΣΜ Elia (4). H μελέτη εντοπίζει κινδύνους για την επάρκεια πόρων στο Βέλγιο, όσον αφορά το εθνικό πρότυπο αξιοπιστίας που περιγράφεται ειδικότερα στο σενάριο EU-HiLo (μεγάλος αντίκτυπος — χαμηλή πιθανότητα), στο οποίο λαμβάνεται ως υπόθεση η μη διαθεσιμότητα αρκετών πυρηνικών μονάδων στη Γαλλία (επιπροσθέτως της «συνήθους μη διαθεσιμότητας»). Η Επιτροπή θεωρεί ότι η χρήση του σεναρίου EU-HiLo σε έναν μηχανισμό δυναμικότητας που καλύπτει ολόκληρη την αγορά δεν είναι πρόσφορη για τον προσδιορισμό της έκτασης του προβλήματος της επάρκειας πόρων, διότι ενέχει κίνδυνο υπερεκτίμησης του προβλήματος και στρέβλωσης της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Η εθνική ρυθμιστική αρχή (CREG) έχει ασκήσει κριτική στη μεθοδολογία που χρησιμοποιείται στη μελέτη του Elia (5).

Ως εκ τούτου, η Επιτροπή διατηρεί αμφιβολίες σχετικά με το αν οι βελγικές αρχές έχουν προσδιορίσει με επαρκή σαφήνεια και έχουν αναλύσει και ποσοτικοποιήσει καταλλήλως το πρόβλημα επάρκειας των πόρων, ιδίως όσον αφορά τις παραγράφους 221 και 222 των ΚΓΕΠΕ.

3.3.2. Καταλληλότητα της ενίσχυσης

Η Επιτροπή εκφράζει επιφυλάξεις ως προς την καταλληλότητα του μέτρου, σύμφωνα με την παράγραφο 226 των ΚΓΕΠΕ, λόγω του περιοριστικού τρόπου με τον οποίο υπολογίζει τα όρια επενδύσεων που οδηγούν σε πολυετείς συμβάσεις (διάρκειας 3, 8 ή 15 ετών). Στα όρια λαμβάνεται υπόψη η εγκατεστημένη δυναμικότητα (δηλαδή η μέγιστη δυναμικότητα με την οποία είναι σχεδιασμένη να λειτουργεί η μονάδα) και όχι η απομειωμένη δυναμικότητα (δηλαδή ο προκαθορισμένος συντελεστής διαθεσιμότητας της δυναμικότητας και η συνεισφορά της στον στόχο της επάρκειας πόρων). Η Επιτροπή είναι της άποψης ότι το χαρακτηριστικό αυτό είναι δυνατόν να εμποδίσει τον ισότιμο ανταγωνισμό μεταξύ τεχνολογιών που συνεισφέρουν εξίσου στην επάρκεια πόρων και να αποθαρρύνει εντελώς τη συμμετοχή ιδίως διαλειπουσών τεχνολογιών με υψηλούς συντελεστές απομείωσης (συγκεκριμένα της διαλείπουσας ηλιακής και της διαλείπουσας αιολικής ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές).

3.3.3. Χαρακτήρας κινήτρου

Ο στόχος του μέτρου είναι να επιτευχθεί η ασφάλεια του εφοδιασμού μέσω της διαθεσιμότητας επαρκούς δυναμικότητας. Χωρίς αναλογικό μηχανισμό δυναμικότητας, η δυναμικότητα πιθανώς δεν θα επαρκούσε για την επίτευξη της ασφάλειας του εφοδιασμού, διότι για σημαντικό ποσοστό των μονάδων τα έσοδά τους από την αμιγώς ενεργειακή αγορά προβλέπεται να είναι ανεπαρκή για την κάλυψη των δαπανών τους. Επιπλέον, η υποχρέωση επιστροφών δημιουργεί οικονομικό κίνητρο διαθέσιμο σε περιόδους έλλειψης. Συν τοις άλλοις, το Βέλγιο έχει καθιερώσει διαδικασία παρακολούθησης της διαθεσιμότητας πριν και κατά τη διάρκεια της περιόδου παράδοσης, καθώς και κατάλληλους ελέγχους και ποινές ώστε να διασφαλίζεται η συμμόρφωση με την υποχρέωση διαθεσιμότητας. Ως εκ τούτου, η Επιτροπή καταλήγει στο προκαταρκτικό συμπέρασμα ότι το μέτρο έχει καταρχήν χαρακτήρα κινήτρου.

3.3.4. Αναλογικότητα

Η Επιτροπή ζητά διευκρινίσεις σχετικά με το αν το μέτρο είναι αναλογικό, σύμφωνα με την ενότητα 3.9.5 των ΚΓΕΠΕ. Η Επιτροπή έχει αμφιβολίες σχετικά με το αν: i) η ανταγωνιστική διαδικασία υποβολής προσφορών βασίζεται σε αμερόληπτα κριτήρια, λόγω των ορίων επενδύσεων που αναφέρονται στην ενότητα 3.3.2 ανωτέρω· ii) η μεθοδολογία βάσει της οποίας καθορίζεται η καμπύλη ζήτησης που χρησιμοποιείται για τον υπολογισμό του ποσού δυναμικότητας που παρέχεται σε κάθε δημοπρασία είναι αναλογική, δεδομένου ότι μπορεί να βασίζεται σε μια μη ρεαλιστική ευαισθησία του σεναρίου EU-HiLo ή σε άλλες ευαισθησίες βάσει της υπόθεσης πρόσθετης μη διαθεσιμότητας των γαλλικών πυρηνικών μονάδων ηλεκτροπαραγωγής.

3.3.5. Αποφυγή αρνητικών επιπτώσεων στον ανταγωνισμό και τις συναλλαγές

Το Βέλγιο θα εφαρμόσει ενδιάμεσο ανώτατο όριο τιμής της δυναμικότητας στην κατηγορία των μονοετών συμβάσεων, ώστε να αποφεύγονται τα απροσδόκητα κέρδη. Κατά συνέπεια, αυτές οι δυναμικότητες δεν θα είναι δυνατόν να υποβάλουν προσφορά σε τιμή υψηλότερη από το συγκεκριμένο ανώτατο όριο ούτε να εισπράξουν τιμή εκκαθάρισης υψηλότερη από το ανώτατο όριο. Δεν προβλέπεται μεμονωμένη αξιολόγηση των δυναμικοτήτων ώστε να εξαιρεθούν σε περίπτωση που αντιμετωπίζουν υψηλότερες δαπάνες.

Στον μηχανισμό αμοιβής της δυναμικότητας, η έμμεση αλλοδαπή δυναμικότητα θα υπόκειται στο ενδιάμεσο ανώτατο όριο τιμής. Η Επιτροπή εκφράζει προκαταρκτικά την άποψη ότι η απουσία πολυετών συμβάσεων, σε συνδυασμό με την εφαρμογή του ενδιάμεσου ανώτατου ορίου τιμής, θα εμποδίσει αυτές τις δυναμικότητες από το να υποβάλουν στη δημοπρασία προσφορές βάσει των πραγματικών δαπανών τους, στην περίπτωση που αυτές είναι υψηλότερες από το ενδιάμεσο ανώτατο όριο τιμής. Ως εκ τούτου, είναι δυνατόν να αποθαρρυνθεί εντελώς η συμμετοχή τους στον μηχανισμό αμοιβής της δυναμικότητας. Η Επιτροπή θεωρεί ότι κάτι τέτοιο εισάγει διάκριση εις βάρος της αλλοδαπής δυναμικότητας, κατά παράβαση της παραγράφου 232 των ΚΓΕΠΕ.

Επιπλέον, η παράγραφος 233 στοιχείο γ) των ΚΓΕΠΕ προβλέπει ότι οι μηχανισμοί δυναμικότητας δεν θα πρέπει «να υπονομεύουν τις επενδυτικές αποφάσεις για παραγωγή ενέργειας που προηγήθηκαν του μέτρου». Ωστόσο, το ενδιάμεσο ανώτατο όριο τιμής θα μπορούσε να εμποδίσει τις υφιστάμενες δυναμικότητες να υποβάλουν προσφορά με βάση τις πραγματικές δαπάνες τους, ενώ παράλληλα δεν τους παρέχεται η δυνατότητα να υποβάλουν αίτηση για πολυετείς συμβάσεις, με αποτέλεσμα τον αποκλεισμό τους από τον μηχανισμό αμοιβής της δυναμικότητας και, ενδεχομένως, την έξοδό τους από την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Ως εκ τούτου, η Επιτροπή ζητά περαιτέρω πληροφορίες ώστε να αξιολογήσει τις επιπτώσεις του ενδιάμεσου ανώτατου ορίου τιμής και τη συμβατότητά του με τη συγκεκριμένη παράγραφο των ΚΓΕΠΕ.

Το Βέλγιο εξήγησε ότι θα κατένειμε τα έσοδα συμφόρησης που προκύπτουν από τη χορήγηση διασυνοριακών αδειών (δηλαδή τα δικαιώματα πρόσβασης αλλοδαπών παρόχων δυναμικότητας στον μηχανισμό αμοιβής της δυναμικότητας), όπως προβλέπεται στο άρθρο 19 παράγραφος 2 του κανονισμού (ΕΕ) 2019/943 του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου (6). Η Επιτροπή θεωρεί ότι απαιτούνται περαιτέρω πληροφορίες για να αξιολογηθεί η συμβατότητα του μηχανισμού αμοιβής της δυναμικότητας με την παράγραφο 233 στοιχείο α) των ΚΓΕΠΕ, δηλαδή για να διασφαλιστεί ότι τα έσοδα συμφόρησης θα χρησιμοποιούνται ώστε ο μηχανισμός αμοιβής της δυναμικότητας να παρέχει το κατάλληλο κίνητρο για επενδύσεις σε δυναμικότητα διασύνδεσης.

3.3.6. Συμμόρφωση του μέτρου ενίσχυσης με συναφείς διατάξεις του ενωσιακού δικαίου

Αν ένα μέτρο κρατικής ενίσχυσης περιλαμβάνει πτυχές οι οποίες είναι άρρηκτα συνυφασμένες με το αντικείμενο της ενίσχυσης και παραβαίνουν άλλες διατάξεις του ενωσιακού δικαίου, μια τέτοια παράβαση θα μπορούσε να επηρεάσει την αξιολόγηση της συμβατότητας της εν λόγω κρατικής ενίσχυσης. Εν προκειμένω, η Επιτροπή καταλήγει στο προκαταρκτικό συμπέρασμα ότι ο μηχανισμός χρηματοδότησης του μηχανισμού αμοιβής της δυναμικότητας δεν εισάγει περιορισμούς που συνιστούν παραβίαση του άρθρου 30 ή του άρθρου 110 της ΣΛΕΕ, δεδομένου ότι το Βέλγιο θα επιτρέψει τη συμμετοχή αλλοδαπών δυναμικοτήτων στον μηχανισμό αμοιβής της δυναμικότητας. Ωστόσο, η Επιτροπή διατηρεί αμφιβολίες σχετικά με το αν ο μηχανισμός αμοιβής της δυναμικότητας συμμορφώνεται με το άρθρο 22 παράγραφος 1 στοιχείο γ) και το άρθρο 24 παράγραφος 1 του κανονισμού (ΕΕ) αριθ. 2019/943, δεδομένου ότι τόσο η εθνική μελέτη επάρκειας και ευελιξίας όσο και το σενάριο αναφοράς που χρησιμοποιήθηκαν για τον προσδιορισμό του όγκου δυναμικότητας που θα δημοπρατηθεί βασίζονται σε υποθέσεις σχετικά με την προμήθεια ηλεκτρικής ενέργειας από το εξωτερικό (πρόσθετη μη διαθεσιμότητα των γαλλικών πυρηνικών μονάδων ηλεκτροπαραγωγής).

Σύμφωνα με το άρθρο 16 του κανονισμού (ΕΕ) 2015/1589 του Συμβουλίου, μπορεί να ζητηθεί ανάκτηση κάθε παράνομης ενίσχυσης από τον δικαιούχο.

ΚΕΙΜΕΝΟ ΤΗΣ ΕΠΙΣΤΟΛΗΣ

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

(2) ΕΕ C 200 της 28.6.2014, σ. 1.

(3) Βλέπε ανακοίνωση COM(2020) 4355 final (ΕΕ C 224 της 8.7.2020, σ. 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) ΕΕ L 158 της 14.6.2019, σ. 54.

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

(8) 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.

(9) 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

(10) 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

(11) 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

(12) 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

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

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

(15) 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.

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

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

(18) OJ C 121, 6.4.2018.

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

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

(21) 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…).

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

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

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

(25) 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

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

(27) 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

(28) 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.

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

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

(31) 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.’

(32) ‘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)’

(33) ‘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.’

(34) See also recital (38) below.

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

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

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

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

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

(40) 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.

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

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

(43) ‘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”).’

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

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

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

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

(48) 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

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

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

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

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

(53) 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.’]

(54) 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.

(55) 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)).

(56) 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

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

(58)

‘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.’

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

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

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

(62) 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)).

(63) 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.

(64) 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

(65) 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:

(66) 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.

(67) Calculated as follows:

(68) 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.

(69) 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.

(70) 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

(71) 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.

(72) 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.

(73) 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.

(74) 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

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

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

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

(78) 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.

(79) 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).

(80) ‘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.

(81) 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

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

(83) 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.

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

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

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

(87) 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.

(88) 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.

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

(90) 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.

(91) 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.’

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

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

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

(95) 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)

(96) 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)

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

(98) 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).

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