DECISIÓN (UE) 2022/639 DE LA COMISIÓN

de 27 de agosto de 2021

relativa al régimen de ayudas SA.54915 - 2020/C (ex 2019/N) Bélgica — Mecanismo de capacidad

[notificada con el número C(2021) 6431]

(El texto en lengua inglesa es el único auténtico)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

LA COMISIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y en particular su artículo 108, apartado 2, párrafo primero,

Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo, y en particular su artículo 62, apartado 1, letra a),

Después de haber emplazado a los interesados para que presentaran sus observaciones, de conformidad con los citados artículos (1), y teniendo en cuenta dichas observaciones,

Considerando lo siguiente:

1. PROCEDIMIENTO

(1) Tras un procedimiento de notificación previa, mediante carta de 19 de diciembre de 2019 y de acuerdo con el artículo 108, apartado 3, del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea («TFUE»), el Reino de Bélgica notificó a la Comisión el establecimiento de un mecanismo de capacidad extensivo a todo el mercado (en lo sucesivo, «lmedida» o «MC»).

(2) Mediante carta de 21 de septiembre de 2020, la Comisión comunicó a Bélgica su decisión de incoar el procedimiento establecido en el artículo 108, apartado 2, del TFUE con respecto a esta medida.

(3) La Decisión de la Comisión de incoar el procedimiento (en lo sucesivo, «Decisión de incoación») se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea (2). La Comisión invitó a los interesados a presentar sus observaciones sobre la ayuda en cuestión.

(4) Mediante carta de 22 de octubre de 2020, Bélgica presentó sus observaciones sobre la Decisión de incoación. Además, la Comisión recibió observaciones al respecto por parte de quince interesados, que transmitió a Bélgica, para darle la oportunidad de responder a ellas. Sus observaciones al respecto se recibieron por carta el 24 de diciembre de 2020.

(5) Mediante carta de 9 de julio de 2021, Bélgica aceptó excepcionalmente renunciar al derecho que le confiere el artículo 342 del TFUE, en relación con el artículo 3 del Reglamento n.o 1/1958 (3), y que la presente Decisión se adoptara y se notificara en lengua inglesa.

2. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA MEDIDA

2.1. Visión general de la medida

(6) Bélgica estima que a partir de 2025 se enfrentará a un problema de cobertura de generación de electricidad, fundamentalmente derivado de su decisión de eliminar toda la capacidad de generación de energía nuclear a lo largo del período 2022-2025 y del desmantelamiento de las instalaciones de generación de energía térmica, tanto en Bélgica como en sus países vecinos.

(7) Por consiguiente, el objetivo de la medida es garantizar que existe suficiente capacidad para la producción de electricidad y que la producción satisface la demanda de electricidad prevista.

(8) De acuerdo con el MC, los beneficiarios se seleccionarían mediante un proceso de licitación competitiva y recibirían una remuneración a cambio de su disponibilidad. La ayuda adquiriría la forma de pago por la capacidad y su duración se ajustaría a la del contrato de capacidad. A cambio, los licitadores seleccionados aportarían su disponibilidad para satisfacer la demanda del gestor de red de transporte («GRT») durante posibles períodos de gran demanda del sistema.

(9) Bélgica ha reflejado sus objetivos nacionales de descarbonización en su Plan Nacional Integrado de Energía y Clima («PNIEC») (4). Con arreglo a este PNIEC, está previsto que la cuota del consumo de energía que procede de fuentes de energía renovables aumente del 17 % en 2017 hasta al menos el 40,4 % en 2030. Para alcanzar este objetivo será necesario introducir un número considerable de fuentes de energía renovables («FER»), como la energía eólica y la solar, cuya producción intermitente puede suponer un problema para garantizar la cobertura y la seguridad del suministro.

(10) Aunque el desarrollo de FER no es el objetivo principal, el diseño del MC abarca los ambiciosos objetivos de introducción de FER en la combinación energética belga y actúa como complemento para un mayor desarrollo de nuevas FER intermitentes.

2.2. Base jurídica y disposiciones gubernamentales

(11) La base jurídica de esta medida es la Ley de electricidad de 29 de abril de 1999 relativa a la organización del mercado belga de la electricidad («la Ley de electricidad»), que ha sido modificada por las leyes (5) publicadas el 16 de mayo de 2019 y el 19 de marzo de 2021 en el Boletín Oficial belga.

(12) Además, se redactaron varios Reales Decretos (6) y las Normas de Funcionamiento del MC belga (7) para complementar las modalidades del MC: 1) el Real Decreto de 28 de abril de 2021 para determinar la metodología para el cálculo de la capacidad y los parámetros para la subasta en el marco del mecanismo de capacidad (8); 2) el Real Decreto de 21 de mayo de 2021 sobre los criterios de admisibilidad relacionados con el apoyo acumulativo y el umbral de participación mínima (9); 3) el Real Decreto de 4 de junio de 2021 sobre los umbrales de inversión y los costes subvencionables (10); 4) el proyecto de Real Decreto sobre la determinación de las condiciones sobre la base de las cuales los titulares de capacidad que posean capacidades exteriores pueden participar en el MC (11), y 5) el Real Decreto de 30 de mayo de 2021 sobre modalidades de control (12).

(13) En agosto de 2020, Elia, el GRT belga, llevó a cabo una consulta pública sobre las Normas de Funcionamiento del MC belga (13).

2.3. Cobertura de generación en Bélgica

2.3.1. Estándar de fiabilidad

(14) El principal objetivo del MC propuesto es garantizar la seguridad del suministro, tal y como se define en un estándar de fiabilidad.

(15) Tal y como se notificó en 2019, los criterios de fiabilidad en Bélgica se definen según un criterio de «expectativa de pérdida de carga» (en lo sucesivo, «LOLE») que consta de dos partes: el número previsto de horas durante las cuales no será posible que todos los recursos de generación de los que dispone la red eléctrica belga estén disponibles para cubrir la carga y la necesidad de reservas de explotación, teniendo en cuenta también la respuesta a la demanda, el almacenamiento y los interconectores, no deberá exceder tres horas para un año estadísticamente normal. Como segundo criterio, la LOLE se mantendrá por debajo de veinte horas para un año estadísticamente anormal («LOLE95») (14). Estos valores también figuran en la Ley de electricidad.

(16) El estándar de fiabilidad es una expresión de la estimación que los consumidores asignan a evitar desconexiones de su suministro eléctrico (valor de carga perdida o «VOLL») y al coste previsto de la capacidad nueva en Bélgica (coste de la entrada de nuevas empresas o «CONE»).

(17) El artículo 23, apartado 6, del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad (15) («Reglamento sobre la electricidad») contempla el establecimiento de una metodología a escala de la Unión para el cálculo del VOLL, el CONE y el estándar de fiabilidad.

(18) El 2 de octubre de 2020, la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía («ACER») aprobó la metodología para calcular el VOLL («metodología para el cálculo del VOLL»), el CONE («metodología para el cálculo del CONE») y el estándar de fiabilidad («metodología para el cálculo del estándar de fiabilidad»). Se hace referencia a las tres metodologías conjuntamente como «metodología para el cálculo de VOLL/CONE/EF» (16).

(19) El 7 de junio de 2021, Bélgica presentó el cálculo de los nuevos valores de VOLL, CONE y estándar de fiabilidad de acuerdo con la metodología para el cálculo de VOLL/CONE/EF.

(20) El 28 de mayo de 2021, la autoridad reguladora belga de la energía (en lo sucesivo, «CREG», por sus siglas en neerlandés) envió su propuesta para el estándar de fiabilidad para Bélgica al ministro de Energía. El estándar de fiabilidad propuesto por la CREG era de 2 horas y 43 minutos.

(21) En su dictamen de 2 de junio de 2021, la Dirección General de Energía del Servicio Público Federal de Economía («SPF de Economía») recomendó redondear el estándar de fiabilidad en tres horas, con el fin de velar por la coherencia con análisis de cobertura nacionales y europeos, cumplir con la práctica de expresar los estándares de fiabilidad en horas redondas como hacen los países vecinos y tener en cuenta el hecho de que el déficit no marginal calculado para Bélgica se completará con una combinación energética, no con una única tecnología de referencia.

(22) De acuerdo con el Real Decreto sobre el cálculo del estándar de fiabilidad y la aprobación de los valores para el coste del VOLL y el CONE, el nuevo estándar de fiabilidad se fija en tres horas.

(23) El proyecto de Real Decreto también aprueba la estimación única del coste del VOLL, sobre la base del valor establecido por la Dirección General de Energía del SPF de Economía, junto con la Oficina de Planificación, y del CONE sobre la base de la tecnología de respuesta a la demanda (17).

(24) El VOLL se fijará en 16 033 EUR/MWh y el del CONE en 45 EUR/kW/año.

(25) El VOLL se calculó mediante el método de triangulación, que tuvo en cuenta la función de producción y una encuesta sobre la voluntad de pago realizada por la CREG. Según las autoridades belgas, la cuesta realizada por la CREG no era sólida ya que, entre otras cosas, el único escenario propuesto (a temperatura inferior a +5 °C) no era representativo de la mayoría de escenarios de escasez. Por tanto, para estimar el VOLL solo podía atribuirse un peso limitado a los resultados de la encuesta.

(26) De acuerdo con la Ley de electricidad, los cálculos pertinentes para el MC se llevarán a cabo tomando como referencia el estándar de fiabilidad en vigor el 15 de septiembre del año anterior a la subasta.

(27) En vista de los ajustados plazos, Bélgica calculó el volumen que debía contratarse en las subastas a cuatro años y a un año, previstas para octubre de 2021 y 2024, respectivamente, tomando como referencia al antiguo estándar de fiabilidad y se comprometió a ajustar dichos volúmenes si fuera necesario, en caso de que el nuevo estándar de fiabilidad y el análisis de cobertura arrojaran una necesidad de capacidad considerablemente menor.

(28) Bélgica se ha comprometido a actualizar el VOLL sobre la base de una nueva encuesta relativa a la voluntad de pago, de acuerdo con la metodología para el cálculo de VOLL/CONE/EF y, en caso necesario, a establecer un nuevo estándar de fiabilidad antes de septiembre de 2022, con vistas a utilizar el nuevo estándar de fiabilidad para calcular el volumen que debe contratarse a más tardar para la subasta de 2023.

2.3.2. Análisis de cobertura

(29) Según las autoridades belgas, Bélgica se enfrentará a un problema de cobertura a partir de 2025, fundamentalmente debido a la eliminación gradual de la energía nuclear que está prevista entre 2022 y 2025, intensificada por el desmantelamiento de las instalaciones de generación de energía térmica en países vecinos. El problema de cobertura se ha confirmado mediante un estudio de cobertura de la demanda nacional en el que se estudian varios escenarios.

(30) El estudio de cobertura de la demanda nacional que abarca el período 2020-2030 fue publicado por el gestor de red de transporte belga, Elia, en junio de 2019 («estudio de cobertura y flexibilidad de 2019») (18) y constató una necesidad sistemática de nueva capacidad de al menos 3,9 GW en el escenario de la UE de alto impacto pero baja probabilidad («escenario EU-HiLo») para el invierno de 2025-2026. Este escenario tiene en cuenta la electricidad importada y asume la posibilidad de que varias unidades nucleares francesas no estén disponibles (lo cual se suma a la falta de disponibilidad «habitual»). El mismo escenario se utilizó en el marco de la evaluación del volumen de reserva estratégica (19). El escenario de base de la UE («escenario EU-BASE») (20) muestra un déficit de 2,4 GW si se mantiene la capacidad de energía térmica actual del sistema (véase el gráfico 4-18 del estudio de cobertura y flexibilidad de 2019).

(31) Los resultados del estudio de cobertura y flexibilidad de 2019 ponen de manifiesto que, si no se interviene para remediarlo, en el escenario EU-HiLo, la LOLE ascendería a 10,5 horas en 2025, de forma que superaría considerablemente el estándar de fiabilidad nacional en términos de seguridad del suministro. El indicador LOLE95 aumentaría hasta alcanzar incluso 84 horas. El cuadro siguiente muestra los resultados de la LOLE, conforme se muestran en el análisis de cobertura nacional para el escenario EU-HiLo y para el escenario de base de la UE: Cuadro 1 Resultados de la LOLE para Bélgica según el estudio de cobertura y flexibilidad 2025 2028 2030 EU-BASE EU-HiLo EU-BASE EU-HiLo EU-BASE EU-HiLo LOLE del resto del mercado (horas) 9,4 10,5 6 6,9 6 6,2 LOLE95 del resto del mercado (horas) 89 84 63 76 43 51 Fuente: Estudio de cobertura y flexibilidad de 2019.

(32) El 11 de julio de 2019, la CREG publicó un análisis del estudio de cobertura y flexibilidad de 2019 (21). En este análisis, entre otras cosas, la CREG cuestionó el uso del escenario EU-HiLo como escenario principal. Según la CREG, debe mejorarse la metodología para evitar la rentabilidad de la capacidad nueva y existente y deben tenerse en cuenta todas las reservas de balance disponibles tanto en Bélgica como en otros países.

(33) En noviembre de 2019, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad («REGRT de Electricidad») publicó el informe Mid-term Adequacy Forecast 2019 (22) («Previsiones intermedias de cobertura para 2019», en lo sucesivo, «las MAF para 2019»), que muestra los siguientes resultados para Bélgica en 2025: Cuadro 2 Niveles de la LOLE para Bélgica según las MAF para 2019 Escenario de base – 2025 Sensibilidad ante la capacidad de generación de carbón baja (23) – 2025 Media de la LOLE 1,09 horas 1,61 horas LOLE95 3,15 horas - Fuente: Mid-term Adequacy Forecast 2019 («Previsiones intermedias de cobertura de 2019») de la REGRT de Electricidad.

(34) Sin embargo, según Bélgica, las MAF para 2019 de la REGRT de Electricidad no presentan resultados de la LOLE lo suficientemente precisos para Bélgica, dado que asume una disponibilidad de 2,5 GW adicionales (24), que en realidad no están garantizados.

(35) En su informe definitivo de abril de 2020 (25), el Foro Pentalateral de la Energía (26) («PLEF») presentó los siguientes resultados para Bélgica en 2025: Cuadro 3 Niveles de la LOLE para Bélgica según el análisis de cobertura general del PLEF de 2020 Escenario de base – 2025 (27) Sensibilidad ante la capacidad de generación de gas baja – 2025 (28) Sensibilidad ante la capacidad de generación de energía nuclear/ CH NTC baja – 2025 (29) Media de la LOLE 3,3 horas 8,1 horas 4,6 horas Fuente: Informe definitivo sobre el análisis de cobertura de generación de abril de 2020 del Foro Pentalateral de la Energía.

(36) En noviembre de 2020, la REGRT de Electricidad publicó las MAF para 2020. Para el escenario de base de 2025, los resultados de las MAF para 2020 muestran una LOLE media de 0,4 horas que, por tanto, cumple con el criterio de cobertura legal para Bélgica que contempla una LOLE de 3 horas.

37) Sin embargo, en las observaciones de los países adjuntas a las MAF para 2020, Bélgica indicó que en dichas MAF para 2020 existe una cantidad considerable de capacidad «recientemente creada» distribuida por un gran número de países. Cabe señalar que, en términos generales, no existe seguridad en cuanto a la materialización de estas capacidades en 2025, por lo que estas hipótesis y los consiguientes resultados presentados en las MAF para 2020 deben interpretarse con precaución. Además, desde hace varios años Bélgica forma parte de la región en la que ya se ha aplicado el acoplamiento de mercados basado en el flujo. A pesar de que Elia ha desarrollado y aplicado un modelo de simulación basado en el flujo, a saber, el que utilizó en su estudio de 2019 que también se usó en el estudio sobre el análisis de cobertura de generación del PLEF de 2020, este modelo aún no se ha utilizado en el actual estudio de las MAF para 2020.

(38) En su notificación, las autoridades belgas indicaron que la metodología y los datos se ajustan al nivel europeo, de forma que el estudio de cobertura y flexibilidad de 2019 concuerda con las MAF para 2019.

(39) Según el artículo 23, apartado 3, del Reglamento sobre la electricidad, la REGRT de Electricidad debe desarrollar una metodología que se utilizará para el análisis europeo de cobertura («ERAA») y también para cualquier análisis nacional de cobertura («NRAA») (véase el artículo 24 del Reglamento sobre la electricidad). Esta metodología debe ser aprobada por la ACER.

(40) El 2 de octubre de 2020, la ACER aprobó la metodología para el análisis europeo de cobertura («la metodología del ERAA») (30).

(41) El 30 de junio de 2021, Elia publicó un nuevo informe de cobertura y flexibilidad para el período 2022-2032 («estudio de cobertura y flexibilidad de 2021»).

(42) De acuerdo con la metodología del ERAA, Elia integró los elementos de la metodología del ERAA descritos anteriormente en el marco del estudio de cobertura y flexibilidad de 2021: a) Años climáticos: Elia optó por aplicar la primera opción descrita en la metodología del ERAA, es decir, basarse en la mejor predicción de las previsiones climáticas futuras. b) Evaluación de viabilidad económica: Elia desarrolló un método para calcular la viabilidad económica de los distintos activos que formaban parte del sistema eléctrico, de acuerdo con la metodología del ERAA. c) Método basado en el flujo: el marco aplicado al modelo de simulación integra todos los añadidos conocidos y previstos relacionados con el diseño del mercado en el método de cálculo de la capacidad basado en el flujo, como la ampliación de la región al nivel principal, el acoplamiento híbrido avanzado o las normas relativas al margen de capacidad mínima disponible introducido por el Reglamento sobre la electricidad. d) Flexibilidad: el estudio comprende tanto el cálculo de las necesidades totales de flexibilidad del sistema y los medios para satisfacerlas como una evaluación del dimensionamiento de las reservas de contención de la frecuencia (RCF) y de las reservas de recuperación de la frecuencia (RRF) para cada año objetivo, con el fin de plasmar las necesidades de reserva que cubrirán los desvíos de acuerdo con los requisitos legales que se reflejan en el modelo de simulación de cobertura. Por otra parte, se precisan las características de la energía eólica marítima y se introducen las tecnologías de conversión de electricidad en otro producto como tecnologías nuevas. Por último, se hace especial hincapié en el impacto de la introducción de la segunda ola de capacidad de generación marítima y de las plataformas de balance transfronterizas. e) Integración sectorial: por lo que respecta al acoplamiento sectorial, se tienen en cuenta las interconexiones entre el sistema eléctrico y los distintos sectores —como los del transporte, la calefacción y el gas— mediante la introducción de hipótesis sobre las respectivas capacidades de generación de vehículos eléctricos, bombas de calor y unidades térmicas que funcionan con gas. Para captar las implicaciones del uso de electricidad en la generación de hidrógeno en el modelo utilizado en el presente estudio, se añadieron electrolizadores como sistemas de consumo (flexible) de electricidad en Bélgica y en otros países. Además, se prestó especial atención a la digitalización del consumo de electricidad adicional derivado del transporte y la calefacción. f) Plazo de diez años: el estudio se basa en un plazo de diez años (2022-2032). Con el fin de reducir la cantidad de simulaciones y cálculos, no se simularon todas las sensibilidades y escenarios posibles para todos los años, sino que algunos años importantes se analizaron en mayor profundidad. Se aplicaron una gran cantidad de sensibilidades a Bélgica y a otros países para captar y comprender las implicaciones de diversos supuestos. A efectos comparativos, está previsto que el ERAA de 2021 solo simule los años 2025 y 2030. g) Variantes con y sin mecanismos de capacidad: de acuerdo con el Reglamento sobre la electricidad y la metodología del ERAA, Elia incluyó escenarios con y sin mecanismos de capacidad a nivel del mercado en Europa.

(43) Las autoridades belgas alegaron que en este estudio se han cumplido los principales requisitos metodológicos estipulados en la metodología del ERAA.

(44) Con arreglo al Reglamento sobre la electricidad, el NRAA debe contener los escenarios centrales de referencia. Estos escenarios constan, entre otras cosas, de una evaluación de viabilidad económica de los activos de generación. Además, la metodología del ERAA especifica que deben definirse dos escenarios centrales de referencia, uno en el que se han establecido mecanismos de capacidad por toda Europa y otro sin dichos mecanismos de capacidad.

(45) Por consiguiente, en el estudio de cobertura y flexibilidad de 2021 se estudiaron dos escenarios centrales: a) El escenario de base de la UE («escenario EU-BASE»): refleja un escenario que tiene en cuenta los mecanismos de capacidad a nivel de mercado ya aprobados en Francia, Gran Bretaña, Polonia, Italia e Irlanda y asume que estos seguirán en vigor hasta que finalice el período de referencia del presente estudio. b) El escenario sin MC en la UE («escenario EU-noCRM»): refleja un escenario en el que no se tienen en cuenta los ingresos derivados de los mecanismos de capacidad a nivel de mercado; es decir, supone que en Europa no existe ningún mecanismo de capacidad extensivo a todo el mercado.

(46) El estudio de cobertura y flexibilidad de 2021 tiene debidamente en cuenta la contribución de todos los recursos, incluidas las posibilidades existentes y futuras de generación, el almacenamiento de energía, la integración sectorial, la respuesta de la demanda y la importación y exportación y su contribución a una gestión flexible del sistema.

(47) Las autoridades belgas alegaron que los modelos de los precios máximos de casación elaborados en el informe de cobertura y flexibilidad de 2021 tienen en cuenta todas las disposiciones legales disponibles, como el límite de precios máximo actualmente aplicable, la norma del 60 % (31) establecida en el Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones (32) y la Decisión n.o 04/2017 de la ACER, de 14 de noviembre de 2017.

(48) El estudio de cobertura y flexibilidad de 2021 simula un aumento automático del precio máximo de casación a partir de 2025. Según las autoridades belgas, lo más probable es que no exista LOLE hasta 2025; por eso, no se simula ningún aumento del precio máximo de casación hasta 2025. No obstante, aunque aumentara el precio máximo, de acuerdo con las autoridades belgas, según el modelo no cambiarían los resultados de la evaluación de viabilidad económica para 2025 (véase el gráfico 3-72 del estudio de cobertura y flexibilidad de 2021). Bélgica se comprometió a garantizar que el nuevo estudio de cobertura, que se publicará en junio de 2023, tenga plenamente en cuenta la metodología para los aumentos dinámicos de los precios desde el inicio del período objeto de la simulación en adelante.

(49) Según el estudio de cobertura y flexibilidad de 2021, a partir de 2025, una vez que finalice la eliminación gradual de la energía nuclear, Bélgica se enfrentará a una necesidad estructural de capacidad nueva. Esta necesidad asciende a 2 GW en 2025 según el escenario «EU-BASE», y gradualmente aumenta hasta 3,9 GW para 2032. El aumento de la necesidad está relacionado con el incremento previsto del consumo de electricidad y la reducción de las importaciones durante períodos de escasez en Bélgica.

(50) El estudio de cobertura y flexibilidad de 2021 afirma que para 2025 solo será viable obtener una proporción muy reducida de la nueva capacidad a través del mercado únicamente de energía (energy-only market).

(51) Por consiguiente, las autoridades belgas consideran que, si no se actúa al respecto, a partir de 2025 existirá un problema de cobertura de la demanda en Bélgica.

(52) El estudio de cobertura y flexibilidad de 2021 representa la mejor y más reciente perspectiva de la necesidad del MC.

2.3.3. Deficiencias del mercado

(53) Bélgica ha detectado una serie de deficiencias del mercado que impiden que exista un mercado de la electricidad sostenible, asequible, seguro y que funcione correctamente.

(54) Una primera deficiencia del mercado deriva de distintos factores que impiden la emisión de señales de precios eficaces y del hecho de que se impide que los precios de la energía aumenten hasta alcanzar el VOLL, así como de otras imperfecciones del diseño del mercado.

(55) La combinación de estas deficiencias del mercado y las medidas reglamentarias conexas puede tender a «atenuar» las señales de precios en los mercados de la electricidad, de forma que los precios no aumentan a un nivel «eficiente» en momentos de escasez. Esto produce una escasez crónica de ingresos para los operadores de las centrales y los operadores de respuesta a la demanda, de manera que se ve afectada su capacidad de recuperar sus costes fijos y variables, el denominado «dinero perdido», que impide que las fuerzas del mercado logren alcanzar el nivel de cobertura necesario.

(56) En teoría, la incapacidad de los consumidores de seleccionar el nivel de fiabilidad que desean podría resolverse en un mercado únicamente de energía permitiendo que los precios alcancen un nivel reglamentario que refleje el precio que los consumidores ya no estarían dispuestos a pagar por la energía y permitiendo que los productores recibiesen una renta de escasez. No obstante, como consecuencia de la respuesta a la demanda reducida, es difícil captar que existe un problema de aceptabilidad política de los picos reales del VOLL y de los precios.

(57) De acuerdo con las autoridades belgas, una segunda deficiencia del mercado deriva de la aversión al riesgo de los inversores en un contexto de volatilidad creciente y alta incertidumbre reglamentaria. La penetración cada vez mayor de fuentes de energía renovables intermitentes aumenta la volatilidad de los precios y la inseguridad en cuanto a la posibilidad de que las tecnologías convencionales recuperen sus precios fijos en el mercado de la electricidad. Según Bélgica, las ligeras variaciones de las condiciones debidas al nivel de introducción de FER, a saber, los objetivos para la energía solar, eólica terrestre y eólica marítima, podrían afectar considerablemente a los ingresos de las tecnologías de generación convencionales. Conforme aumenta la capacidad intermitente, se exacerba el problema del «dinero perdido». Como consecuencia de ello, según las autoridades belgas, aumenta el riesgo económico asociado a las inversiones en tecnologías de generación convencional flexible. Además, de acuerdo con Bélgica, los precios de la energía no suelen prever un período de más de tres años, plazo que se queda corto para elaborar un argumento que convenza a los inversores de que inviertan. Por otro lado, según las autoridades belgas, aunque los mercados del futuro pudieran adaptarse a los incrementos de la oferta y la demanda, no podrían ofrecer protección en el caso de que se produzca una perturbación estructural importante, como la eliminación gradual de la energía nuclear prevista en Bélgica.

(58) En tercer lugar, la fiabilidad de los sistemas eléctricos tiene ciertas características propias de un bien público. Esto se debe a que las inversiones para conseguir un mayor nivel de seguridad del suministro nos benefician a todos, mientras que, como se explica anteriormente, no es posible que el gestor de redes desconecte de forma selectiva a la mayoría de los consumidores finales individuales basándose en su voluntad de pago. Por tanto, es probable que los productores no tengan incentivos óptimos para invertir en capacidad de generación, lo que en última instancia se traduce en niveles de fiabilidad del sistema que tampoco son óptimos.

(59) Según las autoridades belgas, estos problemas adquieren una forma concreta en Bélgica, en la medida en que tiene un mercado relativamente pequeño y muy interconectado y, por tanto, se ve afectado por riesgos de suministro similares derivados de los mercados de electricidad vecinos. Por consiguiente, según las autoridades belgas, la cobertura de su país se ve muy influida por la situación de los mercados de electricidad vecinos.

(60) En 2018, la Comisión aprobó una reserva estratégica para Bélgica hasta el 31 de marzo de 2022 (33). El objetivo de la reserva estratégica es cubrir los picos de demanda que se produzcan durante los períodos invernales cuando el mercado no pueda hacerlo, al mantener parte de la generación y la capacidad de respuesta a la demanda existentes fuera del mercado como reserva que solo se activa cuando se agotan los recursos de balance.

2.3.4. Reformas del mercado

(61) El 25 de noviembre de 2019, la Comisión recibió un plan de ejecución (34) del Ministerio belga de Energía, elaborado de conformidad con el artículo 20, apartado 3, del Reglamento sobre la electricidad, que exige que los Estados miembros con problemas de cobertura establezcan medidas para eliminar las distorsiones reglamentarias o las deficiencias del mercado existentes en sus mercados mediante un plan de ejecución. Después de realizar una consulta pública, el 30 de abril de 2020, la Comisión emitió un dictamen sobre el plan de ejecución de Bélgica, con arreglo al artículo 20, apartado 5, del Reglamento sobre la electricidad (35). Bélgica adoptó y presentó a la Comisión la versión definitiva de su plan de ejecución (36).

(62) Por lo que respecta a los mercados de balance, Bélgica ha introducido el denominado «elemento alfa» en su mecanismo de fijación de precios de desvío. Este constituye un componente adicional de los precios de desvío que depende de los sujetos de liquidación responsables del balance para aumentar la señal de precios en tiempo real cuando aumente el desvío del sistema de la zona de control belga. En su dictamen, la Comisión invitó a Bélgica a considerar si la función de fijación de precios de escasez debe aplicarse no solo a los sujetos de liquidación responsables del balance, sino también a los proveedores de servicios de balance. Esto podría promover la seguridad del suministro al garantizar que los sujetos de liquidación responsables del balance y los proveedores de servicios de balance asuman el mismo precio para la energía producida/consumida, ya que la diferenciación de precios podría conllevar un arbitraje ineficaz por parte de los agentes del mercado. La Comisión también considera que la función de fijación de precios de escasez debe activarse cuando exista escasez de reservas en el sistema y debe calibrarse para que aumente los precios de la energía de balance hasta alcanzar el VOLL cuando el sistema se quede sin reservas. La Comisión invitó a Bélgica a valorar la posibilidad de modificar su sistema de fijación de precios de escasez antes del 1 de enero de 2022. Por otra parte, Bélgica está aplicando la compensación de desequilibrios y se está preparando para unirse a las plataformas de balance de la UE para las reservas de recuperación de la frecuencia automáticas («RRFa») y las reservas de recuperación de la frecuencia manuales («RRFm»), que está previsto establecer para finales de 2021 y 2022, respectivamente. Además, Bélgica se ha comprometido a lo siguiente por lo que respecta a la contratación de servicios de balance y auxiliares: a) A más tardar en julio de 2020, las reservas para la contención de la frecuencia («RCF») tenían que ser objeto de un proceso de licitación diariamente y debían contratarse exclusivamente a escala regional. b) A más tardar en julio de 2020, las RRFa tenían que ser objeto de un proceso de licitación diariamente y todas las tecnologías, todos los agentes y todos los niveles de tensión debían poder participar en el mercado. La energía de balance activada se remuneraría a través de precios marginales en cuanto existiera suficiente liquidez. c) A partir de febrero de 2020, la dimensión y el tamaño de las RRFm se establecerían diariamente y la energía de balance activada se remuneraría a través de precios marginales.

(63) En el informe anual, presentado por Bélgica en julio de 2021, se confirma que estas medidas se han ido adoptando.

(64) En Bélgica, la respuesta de la demanda puede optar a participar en los mercados de electricidad mayoristas (entre ellos, los diarios e intradiarios), así como en el mercado de balance, y recibe el mismo trato que otros participantes del mercado y proveedores de servicios de balance. La respuesta de la demanda puede representarse individualmente o mediante agregadores. Con el fin de facilitar dicha respuesta en mayor medida, en su plan de ejecución presentado en 2019 Bélgica se comprometió a instalar contadores inteligentes, que serán diferentes para cada una de sus regiones: a) Flandes (37): 1) a más tardar en 2023, el 33 % de los clientes tendrán un contador inteligente; 2) a más tardar en 2028, el 66 % de los clientes de Flandes tendrán un contador inteligente; 3) a más tardar en 2034, el 100 % de los clientes de Flandes tendrán un contador inteligente. b) Valonia: 1) antes del 1 de enero de 2023, se instalarán sistemáticamente los contadores inteligentes: i) para los consumidores domésticos con impagos; ii) cuando sea necesario cambiar el contador; iii) para las nuevas conexiones a la red, y iv) cuando el consumidor lo solicite; 2) antes del 31 de diciembre de 2029, se instalará el 80 % de los contadores inteligentes para: i) los consumidores cuyo consumo iguale o supere los 6 000 kWh; ii) los prosumidores, cuando la potencia eléctrica alcanzable iguale o supere los 5 kWe, y iii) para los puntos de recarga disponibles al público. c) Región de Bruselas: los contadores inteligentes se implantarán: i) cuando tengan que cambiarse los contadores, o ii) para nuevas conexiones a la red.

(65) En 2020 Bélgica tenía un índice de interconexión eléctrica del 21 %. Gracias a los proyectos ya previstos (véase el Plan de Desarrollo Federal para 2020-2030 (38)), el índice de interconexión eléctrica belga aumentará aproximadamente a un 30 % para 2030 (39). Recientemente se han realizado o en los próximos años se van a poner en marcha los siguientes refuerzos de la red belga: a) ALEGrO: en 2020 se encargó el proyecto de interés común (PIC) ALEGrO para establecer un interconector de 1 GW entre Bélgica y Alemania (40). b) NEMO: el PIC NEMO para establecer un interconector de 1 GW entre Bélgica y el Reino Unido está en marcha desde 2019. c) BRABO: el PIC BRABO se basa en actualizar la red eléctrica belga, entre otras cosas, con el objetivo de aumentar la capacidad de importación desde los Países Bajos.

2.4. Beneficiarios

2.4.1. Admisibilidad

(66) El MC estará abierto a todas las capacidades que puedan contribuir a la cobertura de la demanda, tanto a la capacidad existente como a la nueva, al almacenamiento y a la respuesta a la demanda. Estará permitido agregar capacidad, inclusive a partir de distintas tecnologías.

(67) También estará permitida la participación de capacidad exterior. Las normas se describen más detalladamente en la sección 2.10.

(68) Los beneficiarios del MC serán los proveedores de capacidad seleccionados en el proceso de licitación competitiva.

2.4.2. Umbral mínimo para la participación

(69) El umbral mínimo para la participación se ha fijado en 1 MW especialmente por los siguientes motivos: a) armonización con el mercado de balance; b) el valor es el resultado del diálogo constante con los participantes del mercado, en particular a través de varias consultas públicas formales; c) fijar un umbral inferior a 1 MW implica que muchas capacidades de pequeño tamaño tengan que iniciar el proceso de precualificación del MC y asumir los costes correspondientes, aunque no tengan intención de participar en la subasta del MC; d) fijar un umbral inferior a 1 MW también aumenta considerablemente la carga administrativa.

(70) El Real Decreto sobre los criterios de admisibilidad relacionados con el apoyo acumulativo y el umbral de participación mínima prevé evaluar el nivel del umbral mínimo para la participación durante el período de vigencia del MC, al menos cada cinco años.

(71) Las normas de agregación permiten la participación de proveedores con menor capacidad que no cumplan el requisito del umbral mínimo.

2.4.3. Agregación

(72) Los proveedores con múltiples capacidades pueden optar por agregarlas en una única unidad del mercado de capacidad de 1 MW como mínimo, sin que esté limitado el tamaño máximo. La única limitación se basa en que los puntos de suministro a los que se aplican los programas diarios de los mercados de energía (suelen ser puntos de suministro diarios con un tamaño superior a 25 MW) no pueden formar parte de una cartera agregada. Está permitido agregar todas las tecnologías. Además, está permitido reasignar los componentes que forman parte de una unidad de mercado de capacidad («CMU»), con objeto de aportar una mayor flexibilidad a los agregadores y promover su participación en el proceso de subasta.

(73) Las normas de agregación se revisarán periódicamente y se modificarán si las autoridades belgas lo consideran necesario, con el fin de garantizar que la agregación no constituya un obstáculo para la participación en la subasta.

2.4.4. Capacidad no demostrada

(74) El mecanismo cuenta con una categoría específica de «capacidad no demostrada». Se define como una capacidad que, al inicio del proceso de precualificación a cuatro años, no puede asociarse a un punto de suministro y, por tanto, no puede cumplir los requisitos de precualificación del punto de suministro. Pueden adscribirse a esta categoría todas las tecnologías; su objetivo es fomentar la participación de aquellas capacidades que posiblemente ya se enfrenten a más dificultades para proporcionar el nivel de desarrollo exigido en la subasta a cuatro años. Las capacidades no demostradas representan proyectos con menor nivel de desarrollo, por ejemplo, aquellos en los que aún no se conoce el punto de suministro, aún no se dispone de plan de ejecución y en los que el proyecto solo evoluciona durante el período previo al suministro. Las autoridades belgas explicaron que el concepto de «capacidad no demostrada» se introdujo a petición del mercado y puede resultar especialmente útil para los agregadores o proveedores de respuesta a la demanda, que consideren que pueden obtener esa capacidad durante el período previo al suministro, pero que, por ejemplo, aún tengan que ultimar los contratos con los puntos de demanda o estén valorando múltiples posibilidades. Una capacidad no demostrada solo debe ofrecerse en una subasta a cuatro años. Esta categoría solo puede asignarse a la categoría de capacidad estándar de un contrato anual (véanse los considerandos 138 y 145).

(75) Con objeto de limitar el riesgo para la seguridad del sistema que conllevan los proyectos menos desarrollados, en la primera subasta la capacidad total que puede aceptarse en esta categoría se limita a 200 MW. La Ley de electricidad prevé que en cada subasta se decida esta capacidad total máxima. El umbral podría cambiar con el paso del tiempo si la experiencia resulta positiva.

2.4.5. Reducción

2.4.5.1. Normas generales

(76) El MC está abierto a todos los titulares de capacidad en función de su índice de disponibilidad y su contribución al objetivo de cobertura de la demanda. De hecho, no está previsto que los MC estén disponibles todo el tiempo al 100 % de su potencia de referencia, por ejemplo, debido a condiciones climatológicas, ciclos de mantenimiento o averías.

(77) Por ese motivo, se calcula un factor de reducción para cada tecnología de manera que pueda evaluarse su fiabilidad y su contribución a la seguridad del suministro durante momento especialmente importante desde el punto de vista de la cobertura (los denominados «períodos de escasez simulada»). Por consiguiente, los titulares de capacidad solo pueden participar en una subasta y solo son aptos para la celebración de contratos de capacidad en función de su capacidad reducida (41).

(78) La metodología para calcular estos parámetros de reducción es diferente para cada tecnología y se especifica con mayor grado de detalle en el Real Decreto, que establece la metodología para el cálculo de la capacidad y los parámetros para las subastas. Dependerá de la categoría de capacidad: a) Los factores de reducción para las tecnologías térmicas con programas diarios se calculan sobre la base de un análisis estadístico realizado a partir de datos históricos mediante la subcotización de la tasa de interrupción forzada, ya que se supone que este parámetro es independiente de las condiciones climatológicas. b) Los factores de reducción para las tecnologías térmicas sin programas diarios se calculan mediante mediciones. Si las mediciones no son suficientes, se simulan dividiendo la contribución media prevista de estas tecnologías durante los períodos de escasez simulada por la potencia de referencia nominal agregada de la tecnología. c) Los factores de reducción para las tecnologías que dependen de las condiciones climatológicas con programa diario y para las tecnologías que dependen de las condiciones climatológicas sin programa diario que no han elegido un acuerdo de nivel de servicio [véase la letra e) más adelante] se calcularán dividiendo la contribución media asociada de estas tecnologías durante los períodos de escasez simulada por la potencia de referencia nominal agregada de la tecnología. d) Los factores de reducción para las tecnologías que dependen de las condiciones climatológicas con programa diario con energía limitada se calcularán dividiendo la contribución media prevista de estas tecnologías durante los períodos de escasez simulada por la potencia de referencia nominal agregada. e) Acuerdo de nivel de servicio («ANS») (que suele aplicarse a la respuesta a la demanda o al almacenamiento reducido, pero también pueden acceder a él todas las tecnologías sin programa diario, incluidas las FER): el factor de reducción se vincula a cada ANS seleccionado por el propio MC durante el proceso de precualificación (y establecido en el contrato de capacidad) en función de las limitaciones energéticas seleccionadas. Esto permite que las tecnologías sin programa diario calculen por sí mismas el ANS que mejor se adapta a sus limitaciones técnicas, en lugar de introducirlas en un ANS predefinido. Además, un agregador puede elegir el ANS que mejor se ajuste a su cartera.

(79) El 4 de mayo de 2021, Bélgica proporcionó los factores de reducción actualizados que se muestran en el cuadro siguiente: Cuadro 4 Factores de reducción Acuerdos de nivel de servicio (ANS) Disponibilidad/duración [h] ANS Almacenamiento a gran escala 1 h 11 % 11 % 2 h 19 % 19 % 3 h 28 % 28 % 4 h 36 % 36 % 6 h 52 % 52 % 8 h 65 % 65 % Tecnologías térmicas con programa diario Subcategoría Factor de reducción Turbina de gas de ciclo combinado 91 % Turbina de gas de ciclo abierto 90 % Turborreactores 96 % Motores de gas 95 % Motores diésel 93 % PCCE 93 % Biomasa 93 % Residuos 93 % Energía nuclear 96 % Carbón 90 % Tecnologías con límite de energía con programa diario Disponibilidad/duración [h] Factor de reducción 1 11 % 2 19 % 3 28 % 4 36 % 5 -6 52 % 7 -8 65 % Tecnologías dependientes de la climatología Subcategoría Factor de reducción Energía eólica marítima 15 % Energía eólica terrestre 6 % Energía solar 4 % Energía hidroeléctrica de agua fluyente 34 % Tecnologías térmicas sin programa diario Subcategoría Factor de reducción Tecnologías térmicas agregadas 62 % Fuente: Notificación (42).

(80) Las normas de reducción pueden revisarse anualmente y modificarse si es necesario. En particular, el GRT consultará la lista de las tecnologías disponibles en el mercado en ese momento. Si se notificara que un nuevo tipo de tecnología no figura en la lista, esto podría tenerse en cuenta durante la calibración anual de los factores de reducción. Por lo tanto, si es necesario, los factores de reducción y las tecnologías se actualizarán anualmente y se revisarán.

2.4.6. Normas aplicables a la participación transfronteriza

(81) Por lo que respecta a la participación transfronteriza, el gestor de redes definirá la capacidad máxima de entrada disponible para la participación de capacidad exterior indirecta en una zona de control para cada zona comercial con conexión eléctrica directa con la zona de control belga, de acuerdo con el artículo 26 del Reglamento sobre la electricidad.

(82) A falta de la adopción de las estrategias, propuestas o decisiones de ejecución pertinentes del artículo 26 del Reglamento sobre la electricidad, la contribución de cada zona comercial directamente conectada con Bélgica se calcula en función de la contribución de dichas zonas durante los períodos de escasez simulada descritos en la sección 2.10.1.

2.4.7. Normas aplicables a la capacidad no demostrada

(83) Con el fin de garantizar condiciones de competencia equitativas con el resto de capacidades contratadas en la subasta a cuatro años, Elia utilizará los factores de reducción conocidos en el momento en que se lleve a cabo dicha subasta como parámetro de entrada para el proceso de precualificación estándar de las capacidades no demostradas (ya que el proceso de precualificación estándar para estas capacidades puede organizarse hasta veinticuatro meses después de la subasta a cuatro años).

2.5. Proceso de subasta y normas para la fijación de precios

2.5.1. Frecuencia de las subastas

(84) De acuerdo con la notificación, el GRT organizará subastas del MC en función del nivel de los recursos de capacidad que se necesiten con el fin de garantizar un nivel adecuado de cobertura de la demanda para cumplir con los estándares de fiabilidad.

(85) La subasta de capacidad se celebra todos los años para el suministro durante un período de cuatro años vista en una «subasta a cuatro años». El año inmediatamente anterior al año de entrega de la subasta principal se celebra otra subasta a un año vista («subasta a un año»). Está previsto que la primera subasta a cuatro años se organice en 2021, mientras que la primera subasta a un año podría celebrarse en 2024.

2.5.2. Cálculo del volumen objeto de subasta

(86) En una versión anterior de la Ley de electricidad, el artículo 7 undecies, apartado 2, establecía que la metodología por la que se definen los parámetros que determinan la cantidad de capacidad que debe adquirirse era propuesta por el GRT. Con arreglo al Reglamento sobre la electricidad, de aplicación desde el 1 de enero de 2020, el Estado miembro aprueba el volumen que se subasta sobre la base de una propuesta de la CREG reguladora. Por ese motivo, ya en 2019 el comité del MC (compuesto por el SPF de Economía, la CREG, Elia y el Gabinete del Primer Ministro) decidió que la CREG debía desarrollar una propuesta de metodología para los parámetros que determinan el volumen que debe contratarse en las subastas. Los siguientes considerandos contienen información más detallada sobre la cronología.

(87) El 22 de noviembre de 2019, Elia redactó un proyecto de propuesta de Real Decreto para el establecimiento de la metodología para los parámetros de las subastas (como, por ejemplo, los factores de reducción, los precios de referencia y de ejercicio, el precio intermedio máximo), en particular, el proceso para determinar el escenario en función de la cual se calcule la capacidad necesaria (43). El 6 de diciembre de 2019, la CREG emitió un dictamen (44) sobre la propuesta de Elia en la que, concretamente, explica que no procede utilizar el escenario EU-HiLo para calcular la capacidad que debe adquirirse (45) y no se ajusta a lo dispuesto en el artículo 24, apartado 1, del Reglamento sobre la electricidad.

(88) El 18 de marzo de 2020, la CREG envió un proyecto de propuesta (E) 2064 para el cálculo del volumen de la capacidad que debía contratarse al ministro belga de Energía. El proyecto de propuesta se inspiró en gran medida en la nota (Z) 2024 de la CREG, que se envió al ministro el 20 de diciembre de 2019 después de realizar una consulta pública (46). La CREG adoptó la propuesta definitiva el 24 de marzo de 2020 (47). La propuesta: a) establece una limitación presupuestaria en la que el coste del MC debe ser inferior al coste para el consumidor debido a la energía no suministrada prevista (48) que evita un MC. El coste del MC es el coste de la capacidad necesaria para cumplir con el estándar de fiabilidad. El coste previsto de la energía perdida es la energía no suministrada prevista multiplicada por la voluntad de pago para los clientes que involuntariamente no reciban esta energía (VOLL). En caso de riesgo para la seguridad del suministro, este VOLL representa el coste de la energía no suministrada anunciada de antemano. A partir de los valores del VOLL de la Oficina de Planificación Federal (49) y de un estudio realizado por la ACER (50), la CREG establece la siguiente limitación presupuestaria: Fuente: «Proposition (E)2064 – 24 mars 2020». b) Establece la siguiente curva de demanda, en la que el volumen objetivo que debe someterse a subasta es C-Q (51): Fuente:«Proposition (E)2064 – 24 mars 2020».

(89) Teniendo en cuenta los resultados de la consulta pública sobre la nota de la CREG 2024, el Ministerio belga de Energía concluyó que la metodología propuesta por la CREG (especialmente la limitación presupuestaria) no aportaba suficientes garantías de que se respetaría el objetivo de «garantizar el nivel necesario de seguridad del suministro» del MC, de acuerdo con los criterios legales.

(90) Por consiguiente, el Ministerio belga de Energía desarrolló un método alternativo que definía los parámetros para el cálculo de la cantidad de capacidad adquirida en el marco del mecanismo de capacidad, teniendo en cuenta la propuesta de Real Decreto de Elia al que hace referencia el considerando 87 y la propuesta de la CREG a la que se refiere el considerando 88. Se celebró una consulta pública sobre esta metodología adaptada del 23 de marzo de 2020 al 27 de marzo de 2020. Con arreglo a la versión modificada de la Ley del MC, el artículo 7 undecies, apartado 2, de la Ley de electricidad establece que los parámetros por los que se define la cantidad de volumen que debe contratarse se definirán en un Real Decreto, sobre la base de una propuesta de la autoridad reguladora. El Real Decreto definitivo se publicó en el Boletín Oficial belga el 30 de abril de 2021, después de la aprobación de la versión modificada de la Ley del MC (52). Los considerandos 91 a 99 describen el proceso contemplado en este Real Decreto definitivo.

(91) Cada año, se calculará la cantidad de capacidad necesaria para cumplir con el estándar de fiabilidad en un año de suministro futuro concreto (por ejemplo, el volumen que se espera conseguir) sobre la base de una propuesta de la autoridad reguladora. La autoridad reguladora presenta esta propuesta teniendo en cuenta los datos proporcionados por el GRT, que a su vez son calculados por el GRT en función de un escenario y unos valores intermedios propuestos por la autoridad reguladora y determinados por el ministro. El volumen que se desea obtener se calcula según el estándar de fiabilidad legal, que corresponde a cierto valor de la LOLE. Un escenario se calibra para asegurarse de que se cumple este criterio. Una vez calibrado, se lleva a cabo una simulación de mercado, de forma que se pueden identificar los períodos de escasez simulada. A continuación, se calcula el volumen que se desea obtener como la suma de la carga media durante los períodos de escasez simulada y la necesidad de balance, a la que se resta la media de la energía no suministrada prevista durante el período de escasez simulada.

(92) El escenario a la que se refiere el considerando 91 será uno de los escenarios centrales de referencia que se utilizarán para identificar problemas de cobertura, ya sea a partir del último ERAA (53) o del último NRAA (54), y se actualizará con los últimos datos disponibles (55). El proceso para el cálculo definitivo de la cantidad de capacidad que debe contratarse también debe respetar las disposiciones correspondientes del Reglamento sobre la electricidad.

(93) El Real Decreto contempla el siguiente proceso para establecer el escenario de referencia. Como aportación a la decisión que debe tomar el ministro de Energía, el GRT belga publicará una recomendación, una vez realizada una consulta pública a las partes del mercado sobre los datos y supuestos. A continuación, la autoridad reguladora presentará una propuesta de escenario de referencia, teniendo en cuenta la metodología prevista en el Real Decreto. Por último, el SPF de Economía publicará asesoramiento sobre esta propuesta. La decisión definitiva sobre el escenario elegido recae sobre el ministro de Energía.

(94) Un límite para la subasta internacional fija la remuneración máxima que puede recibir una oferta en la subasta del MC y se aplica a todas las categorías de capacidad. Al limitar la remuneración máxima que puede recibirse, el límite para la subasta internacional restringe la posibilidad de que se abuse del poder de mercado presentando ofertas inadecuadas. El límite del precio para la subasta internacional se calcula como la multiplicación del CONE neto (56) por un factor X. El valor del factor de corrección X tiene en cuenta las incertidumbres relacionadas con el cálculo del CONE neto, tanto a nivel de la variabilidad del coste bruto de una nueva entrada relacionada con distintas tecnologías como con el cálculo de las rentas inframarginales anuales en el sector de la energía en el mercado de la energía y los ingresos netos del mercado en concepto de servicios auxiliares de balance. El precio máximo para la subasta internacional fijado para la primera subasta equivale a 75 EUR/kW/año, es decir, equivale al CONE neto multiplicado por un factor de corrección de 1,50 (57).

(95) La curva de la demanda para las subastas a cuatro años se diseña en función de tres puntos, como se muestra en el gráfico 1 siguiente:

(96) El diseño de la curva de la demanda para las subastas a un año se basa en los mismos puntos B y C que se usan para las subastas a cuatro años, solo que el volumen que se desea obtener se ajusta para que tenga en cuenta la capacidad ya contratada en la subasta a cuatro años correspondiente al mismo período de suministro. En el eje de ordenadas, el punto A corresponde al precio máximo para la subasta internacional y, en el eje de abscisas, al volumen objetivo.

(97) Las autoridades belgas consideran que el diseño de las curvas de demanda respeta dos principios: a) garantizar la seguridad del suministro: Esto significa que una vez que concluyan las subastas a cuatro años y a un año, debe cumplirse el estándar de fiabilidad, de lo contrario, el MC no alcanzará su objetivo. Dado que el punto B corresponde al volumen necesario para cumplir el estándar de fiabilidad, debe garantizarse que se contrata como mínimo este volumen. Como después de la subasta a cuatro años aún es posible contratar capacidades adicionales en la subasta a un año, es posible obtener una curva descendente entre el punto A y el punto B en la subasta a cuatro años, de manera que se contrate una cantidad menor a la que se calcula para el punto B en la subasta a cuatro años. Sin embargo, contratar menos volumen del que se refleja en la letra B en la subasta a un año no garantizaría que se cumpla el estándar de fiabilidad. Esto explica la sección vertical entre los puntos A y B en la subasta a un año, y b) garantizar un mecanismo proporcionado al mínimo coste: esto significa que el volumen total que debe contratarse no debe superar el volumen necesario para cumplir el estándar de fiabilidad, de lo contrario, aumentaría el coste total del mecanismo. Esto explica por qué la curva de demanda es vertical entre el punto B y la intersección con el eje de abscisas, tanto en la subasta a cuatro años como en la subasta a un año.

(98) De acuerdo con la Ley de electricidad, es necesario reservar un volumen mínimo de capacidad para las subastas a un año, que debe restarse al volumen que se desea obtener para la subasta a cuatro años. Este volumen reservado equivaldrá como mínimo a la capacidad necesaria, de media, para cubrir el total de la capacidad máxima para menos de doscientas horas de funcionamiento al año. De acuerdo con el Real Decreto para determinar la metodología para el cálculo de la capacidad y los parámetros para la subasta en el marco del mecanismo de capacidad, para cada bloque de 100 MW, se calculará la capacidad necesaria para cubrir la capacidad máxima para menos de doscientas horas de media, en función del promedio del número de horas que se necesitan para cumplir con el criterio de seguridad del suministro basado en la curva de la duración de la carga. Estas son las horas que necesitan determinadas necesidades de capacidad para cubrir el consumo de electricidad máximo. El cálculo de la curva de la demanda tuvo como resultado la reserva de alrededor de 2,5 GW para la subasta a un año previstos para 2024. Según Bélgica, la decisión de reservar parte del volumen que debe contratarse para el proceso de la subasta a un año refleja su voluntad de destacar la neutralidad y la apertura técnicas del mecanismo. Esta medida promueve la participación de proveedores de respuesta a la demanda, ya que puede resultar más difícil que estas capacidades prevean su disponibilidad con mucha antelación, lo que posiblemente complique su participación en la subasta a cuatro años. Independientemente de este cambio en el volumen de la capacidad para la subasta a un año, todos los titulares de capacidad pueden participar tanto en la subasta a cuatro años como en la subasta a un año para determinado período de suministro.

(99) Adelantándose a la aplicación del proyecto definitivo de Real Decreto: a) Elia puso en marcha una consulta pública sobre los escenarios, sensibilidades y datos para el cálculo de parámetros del MC de cara a la subasta a cuatro años para el período de suministro 2025-2026. La consulta pública se celebró del 5 de mayo de 2020 al 5 de junio de 2020 (59). Elia consultó acerca de los datos procedentes de las MAF para 2019 de la REGRT de Electricidad, actualizados con la información más reciente procedente de fuentes públicas, y sobre las sensibilidades que debían incluirse en el escenario de referencia, que pueden afectar a la seguridad del suministro de Bélgica, de acuerdo con el Real Decreto (véase el considerando 93). Después de la consulta pública, Elia recomendó introducir en el escenario de referencia una sensibilidad de «baja demanda» y una sensibilidad correspondiente al escenario EU-HiLo (60) (véase el considerando 30). Más tarde, el 10 de julio de 2020, la CREG adoptó una propuesta de escenario de referencia (61), en la que vuelve a repetir especialmente sus críticas sobre la recomendación de Elia de incluir una sensibilidad de reducción de la disponibilidad de energía nuclear francesa proporcionada por cuatro unidades (véase el considerando 87), en la que también hace alusión al mecanismo de capacidad francés para garantizar la cobertura y al riesgo de que aumente la capacidad que debe contratarse. Sin embargo, poco después, la Dirección General de Energía del SPF de Economía adoptó una recomendación para el ministro de Energía (62), en la que recomienda introducir en el escenario de referencia una modificación de la demanda prevista, ya que esta última cayó como resultado del impacto de la pandemia de COVID-19. También hizo referencia a la ausencia de disponibilidad de una unidad nuclear francesa adicional. Por consiguiente, la Dirección General de Energía del SPF de Economía rechazó la mayoría de las críticas de la CREG, pero aun así invitó a Elia a revisar su análisis en vista de la actuación del PLEF (véase el considerando 35). b) La CREG organizó una consulta pública del 1 al 13 de julio de 2020 sobre una propuesta acerca de los valores del CONE neto, el coste medio ponderado del capital (CMPC) y el factor de corrección X (63). Cada año, el ministro de Energía toma una decisión basándose en la propuesta de la CREG, pero puede valorar otras opciones.

(100) La curva de la demanda para la subasta a cuatro años en octubre de 2021 se basa en el escenario central de las MAF para 2019, con datos actualizados y correcciones basados en el análisis de cobertura de generación realizado por el PLEF y publicado en abril de 2020 (véanse también los considerandos 287 a 289).

(101) El estudio de cobertura y flexibilidad de 2021 utiliza el escenario central de las MAF para 2020, complementada con el conjunto de datos más recientes para cada país y recopilados por la REGRT de Electricidad y con la información pública o los estudios nacionales actualizados para otros países. Según Bélgica, al utilizar la misma fuente (las MAF) como conjunto de datos tanto para las evaluaciones de cobertura de la demanda como para calibrar la curva de la demanda, se garantiza la coherencia.

(102) Bélgica aclaró que la sensibilidad utilizada en los cálculos de la curva de la demanda para la primera subasta relativa a la falta de disponibilidad de la capacidad de energía nuclear francesa (de acuerdo con el análisis de cobertura de generación realizado por el PLEF) también se ha reflejado en el estudio de cobertura y flexibilidad de 2021.

(103) El volumen estimado que debe contratarse en las primeras subastas a cuatro años y a un año es de aproximadamente 9,5 GW. El volumen total se define para cada subasta y se basa en la metodología descrita en la sección 2.5.2. En la curva de demanda para la subasta a cuatro años, las autoridades belgas han reservado un volumen considerable para la subasta a un año, asegurándose de que se realiza una nueva calibración cuando se acerque el año de suministro y evitando así que se subaste demasiada capacidad en la primera subasta a cuatro años. Esta gran reserva a un año no solo permite que las autoridades belgas gestionen pequeñas desviaciones a raíz de nuevas aportaciones de datos y mejoras metodológicas, sino que también garantiza que se concedan a las tecnologías nuevas e innovadoras amplias posibilidades de participar, de forma que se garantiza la neutralidad tecnológica de la medida en la práctica.

(104) En total, en la subasta a cuatro años en 2021 se contratará en torno al 54 % del consumo de punta en momentos de escasez, de forma que se reducirá el volumen objetivo a lo estrictamente necesario.

(105) Bélgica se comprometió a realizar comprobaciones cruzadas y ajustar los volúmenes que se deben contratar en la subasta a cuatro años en 2023 y en la subasta a un año en 2026 si fuera necesario, de acuerdo con los resultados del NRAA de 2023.

2.5.3. Fase de precualificación

(106) A todos los titulares de capacidad de generación por encima de 1 MW se les aplica un procedimiento de precualificación obligatorio. Sin embargo, las capacidades precualificadas no están obligadas a participar en el proceso de presentación de ofertas (exclusión voluntaria). Con el fin de facilitar este proceso de precualificación obligatorio, se prevé establecer una vía rápida para llevarlo a cabo y permitir que los titulares de capacidad cumplan con la obligación de precualificación con un mínimo esfuerzo (solo se requiere una cantidad de información mínima, como un número de identificación, un tipo de suministro y la capacidad instalada total), es decir, una vez que los titulares de capacidad hayan llevado a cabo el proceso de precualificación por la vía rápida, la capacidad se considera automáticamente excluida.

(107) Los requisitos de precualificación incluyen un límite de emisiones. Los proveedores de capacidad que superen el siguiente límite de emisiones no pueden participar en la subasta de capacidad: a) para las capacidades que pusieron en marcha la producción a partir del 4 de julio de 2019, se aplica un límite de emisiones de 550 g de CO2 producidas a partir de combustibles fósiles por kWh de electricidad; b) las capacidades que pusieron en marcha la producción antes del 4 de julio de 2019 no pueden emitir más de 550 g de CO2 producidas a partir de combustibles fósiles por kWh de electricidad, ni más de una media anual de 350 kg de CO2 procedente de combustibles fósiles por kWe instalado.

(108) Además, como parte del proceso de precualificación, los candidatos deben aportar una garantía financiera provisional para poder participar en la subasta. Esta garantía financiera entra en vigor cuando en la subasta se selecciona la unidad de mercado de capacidad («CMU»). Si, una vez seleccionado en la subasta, el proveedor de capacidad no cumple con sus obligaciones contractuales o no está dispuesto a firmar el contrato de capacidad, se aplicarán sanciones económicas como parte del proceso de control previo al suministro. La contraparte contractual tiene derecho a reclamar la garantía financiera si no se abonan dichas sanciones. En el momento en que se lleve a cabo la precualificación, el importe de la garantía financiera provisional será de 20 000 EUR/MW para las CMU virtuales y adicionales y de 10 000 EUR/MW para las CMU existentes, en función del volumen elegible de las CMU (teniendo en cuenta que aún no se conoce la capacidad contratada y garantizando que la garantía financiera sea proporcionar al tamaño del proyecto y al correspondiente riesgo para el sistema en caso de incumplimiento). En el caso de que la capacidad contratada definitiva de la CMU sea inferior a su volumen elegible, se reducirá la garantía financiera en función de esa diferencia positiva entre el volumen elegible y la capacidad contratada, y se multiplicará por 20 000 EUR (para las CMU virtuales y adicionales) o por 10 000 EUR (para las CU existentes).

(109) Además, las partes que deseen solicitar la precualificación de nuevas instalaciones (para un contrato de capacidad de quince años) que funcionen mediante combustibles fósiles deben reconocer que obtener un contrato de capacidad no les exime de cumplir con los objetivos y la legislación actuales y futuros establecidos por la Unión Europea o por Bélgica con objeto de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Además, deben reconocer que al obtener un contrato de capacidad se comprometen a contribuir a la formulación de políticas para alcanzar estos objetivos. A tal fin, deben adjuntar una declaración por escrito en la que se comprometen a: a) estudiar la viabilidad técnica y económica de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de la instalación en cuestión antes del 31 de diciembre de 2026, de acuerdo con los objetivos y la legislación de la Unión y de Bélgica; b) establecer un plan de reducción de emisiones antes del 31 de diciembre de 2027, en el que se indique cómo contribuirán a la transición hacia la neutralidad climática en 2050, y que contenga objetivos intermedios para los años 2035 y 2045, y c) alcanzar las emisiones nulas o negativas para 2050. Las partes implicadas en el establecimiento de un plan de reducción de las emisiones pueden optar por llevar a cabo este estudio conjuntamente.

(110) Debe demostrarse a la Dirección General de Energía del SPF de Economía que se cumplen los compromisos establecidos en el considerando 109.

2.5.4. Características del diseño de subastas específicas

2.5.4.1. Normas para la fijación de precios

(111) El mecanismo de subasta competitiva utiliza el formato de subasta por oferta cerrada, en el que los licitadores presentan ofertas anónimas y a continuación se adjudica el mercado en una sola ronda. Según las autoridades belgas, al no informar al mercado durante la adjudicación del mismo y no permitir que los licitadores actualicen sus ofertas, el formato de subasta por oferta cerrada limita las posibilidades de abuso del poder de mercado. También indica que, al contrario de lo que sucede con las subastas dinámicas descendentes, mediante este proceso de oferta cerrada los licitadores no están limitados por la necesidad de estar disponibles para reaccionar a la información facilitada para el proceso de subasta, que suele tenerlos ocupados (normalmente) dos o tres días. Cuanto menos complicado sea el proceso de subasta y menos tiempo requiera más reducirá los obstáculos de entrada, y esto es especialmente pertinente para los agentes pequeños y nuevos y para las partes que responden a la demanda cuya actividad principal no sea el mercado de la energía.

(112) Todos los adjudicatarios recibirán una remuneración por la capacidad, sobre la base de la norma de fijación de precios pay-as-bid (el precio se fija con arreglo a la oferta) para todas las subastas relacionadas con al menos los dos primeros períodos de suministro (subastas a cuatro años y a un año para los períodos de suministro que comienzan en noviembre de 2025 y en noviembre de 2026). En otras palabras, los proveedores de capacidad adjudicatarios recibirán el precio fijado con arreglo a su oferta como remuneración de capacidad.

(113) Después de la presentación de un informe de evaluación al Parlamento, la norma de fijación de precios pay-as-cleared (el precio de fija con arreglo a la adjudicación) podría aplicarse a las subastas relacionadas con períodos de suministro posteriores. Según la norma de fijación de precios con arreglo a la adjudicación, la remuneración por la capacidad equivale al precio de la oferta de la oferta más cara seleccionada (con la limitación del precio máximo intermedio, véase la sección 2.5.4.2).

(114) Las autoridades belgas creen que la situación de la cobertura en Bélgica en torno a 2025 requerirá capacidad nueva (véase el considerando 29). Por lo tanto, los titulares de capacidad que presenten estructuras de costes muy heterogéneas probablemente competirán en las subastas iniciales del MC. Por ese motivo, las autoridades belgas temen que algunos proveedores de capacidad puedan beneficiarse de los cánones inframarginales elevados del MC y, por tanto, obtener beneficios imprevistos si se aplica la norma de fijación de precios con arreglo a la adjudicación. De acuerdo con Bélgica, en teoría, si se dispusiera de información perfecta que permitiera que los participantes del mercado previeran el posible precio de casación del mercado con arreglo a los estándares de fijación de precios con arreglo a la adjudicación y a la oferta el resultado sería el mismo, ya que los licitadores tienen un incentivo para presentar ofertas a este precio de casación previsto. Sin embargo, inevitablemente las primeras subastas del MC están asociadas a un cierto grado de inseguridad e imprevisibilidad en cuanto al posible precio fijado con arreglo a la adjudicación. Por tanto, de acuerdo con la norma de fijación de precios con arreglo a la oferta, los agentes del mercado pueden actuar de forma más prudente para evitar el riesgo de no ser seleccionados y, por tanto, la fijación de precios con arreglo a la oferta puede derivar en un resultado menos costoso.

(115) Sin embargo, Bélgica considera que la ventaja en términos de rentabilidad de las subastas cuyos precios se fijan con arreglo a la oferta probablemente disminuye con el tiempo, no solo porque puede que desaparezca la necesidad de nueva capacidad, sino también porque las sucesivas subastas cuyos precios se fijan con arreglo a la oferta permiten que los participantes del mercado prevean mejor el precio de casación del mercado de referencia, de forma que se «aplana» la curva de la oferta. Además, si desapareciera el problema del dinero perdido a medio o largo plazo, la fijación de precios con arreglo a la oferta impediría que el precio tienda a cero, ya que los proveedores de capacidad no tienen incentivos para presentar ofertas a precio cero de acuerdo con la norma de fijación de precios con arreglo a la oferta.

(116) Bélgica considera que después de sucesivas subastas, la norma de fijación de precios con arreglo a la adjudicación puede ser una mejor elección para estimular la competencia, proporcionar una señal de precios transparente y permitir que las remuneraciones de la capacidad tiendan a cero cuando se espere que el nivel de la capacidad suministrada sea adecuado para ajustarse al nivel de la capacidad demandada. Una de las características de la norma de fijación de precios con arreglo a la adjudicación es que el comportamiento racional de presentación de ofertas es pujar a costes reales. Además, dado que la fijación de precios con arreglo a la adjudicación proporciona una señal de precios transparente para el mercado, esta información puede resultar especialmente valiosa para las pequeñas unidades y los nuevos agentes del mercado, ya que les daría una idea más clara de las condiciones que cabe esperar actualmente y en el futuro en el mercado, de modo que fomenta la participación con el paso del tiempo. Por otro lado, la norma de fijación de precios con arreglo a la adjudicación facilita los acuerdos contractuales, especialmente para las agregaciones. Por tanto, Bélgica preverá un procedimiento que permita realizar el cambio y aplicar la norma de fijación de precios con arreglo a la adjudicación cuando se demuestre que resulta beneficioso hacerlo.

2.5.4.2. Precio máximo intermedio

(117) Como se describe en la sección 2.6, un MC que requiere inversiones significativas puede solicitar un contrato de capacidad plurianual. Por el momento, esta norma no se aplica a la participación exterior indirecta, que solo puede recibir un contrato anual (véanse los considerandos 143 y 144). Según las autoridades belgas, los MC pertenecientes a la categoría de contrato anual apenas tienen que cubrir gastos de inversión o dichos gastos son muy reducidos (de lo contrario, cumplirían las condiciones para un contrato plurianual). Por tanto, se prevé la aplicación de un precio máximo intermedio para los MC pertenecientes a la categoría de contrato anual, para evitar beneficios imprevistos. Esta norma también se aplicará a los contratos atribuidos a capacidad exterior indirecta (véase información detallada en la sección 2.10.1).

(118) Las CMU pertenecientes a la categoría de contrato anual no podrán presentar una oferta a un precio superior al precio máximo intermedio. Además, incluso cuando se aplique la norma de fijación de precios con arreglo a la adjudicación (véase el considerando 113), estas CMU no recibirán pagos por la capacidad superior al precio máximo intermedio.

(119) Según las autoridades belgas, el precio máximo intermedio también impedirá que los agentes del mercado que ostenten un poder de mercado significativo decidan estratégicamente paralizar o cerrar la capacidad existente, de modo que extraigan capacidad del mercado e influyan en el precio de casación del mercado. Al limitar la remuneración máxima por la capacidad para aquellas capacidades pertenecientes a la categoría de contrato anual (entre ellas, los activos existentes), el precio máximo intermedio limitaría el potencial de establecimiento de cánones inframarginales excesivos.

(120) Las autoridades belgas indican que, por una parte, el precio máximo intermedio debe ser lo suficientemente bajo como para evitar beneficios imprevistos pero, por otra, no debe ser demasiado bajo como para impedir una rentabilidad normal para los inversores o incluso impedir que las CMU participen en la subasta del MC y creen una señal de salida no deseada.

(121) La metodología descrita en el Real Decreto que establece la metodología para calcular los parámetros de la subasta en el marco del mecanismo de capacidad determina que el precio máximo intermedio se ajustará de acuerdo con el nivel de «dinero perdido» de la tecnología del mercado que en ese momento obtenga el peor rendimiento, teniendo en cuenta tanto los costes como los ingresos.

(122) Se tienen en cuenta los siguientes costes: a) costes fijos de mantenimiento y explotación («FOM») anuales; b) costes de mantenimiento no anuales anualizados (excepto los costes relacionados con un aumento de la capacidad o con la ampliación de la vida útil de una instalación); c) costes de activación para una prueba de disponibilidad.

(123) Estos componentes de costes se dividen por los factores de reducción aplicables, dado que el precio máximo intermedio se aplica en la subasta en la que los precios se expresan por MW reducido. Las autoridades belgas proporcionaron los datos presentados en el cuatro 5 que figura a continuación (64). Cuadro 5 Costes totales anuales de una preselección de tecnologías existentes (65) Costes FOM anuales [EUR/kW/año] Coste de activación para prueba de disponibilidad [EUR/kW/año] Factor de reducción (66) BAJOS MEDIOS ALTOS TGCC 29 30 41 0 91 % TGCA 19 19 40 0 90 % Turborreactores 23 29 29 0 96 % Respuesta al mercado 5 10 15 0,18 36 % Fuente: Notificación.

(124) Se tienen en cuenta los siguientes ingresos: a) cánones inframarginales anuales obtenidos en el mercado de la electricidad; b) ingresos netos anuales procedentes de la prestación de servicios de balance relacionados con la frecuencia.

(125) Las autoridades belgas proporcionaron los datos que se presentan a continuación en el cuadro 6: Cuadro 6 Ingresos anuales totales de una preselección de tecnologías existentes (67) Ingresos anuales totales [EUR/kW/año] (68) BAJOS MEDIOS ALTOS TGCC 5 11 20 TGCA 10,2 12,6 15,5 Turborreactores 19,3 23,2 27 Respuesta al mercado 14,3 17,1 20 Fuente: Notificación.

(126) Por último, el «dinero perdido» se calcula restando los ingresos anuales de los valores de los costes anuales. A la cifra obtenida se le añade un margen de incertidumbre del 5 %, para tener en cuenta las incertidumbres generales relacionadas con una estimación del «dinero perdido», especialmente teniendo en cuenta que la calibración del precio máximo intermedio requiere una generalización de las cifras de ingresos y gastos de cada tecnología y que este cálculo se efectúa varios años antes del período de suministro correspondiente.

(127) Las autoridades belgas proporcionaron los datos recogidos en el cuadro 7. Los distintos «niveles» para el «dinero perdido» se representan en las siguientes categorías: el nivel 1 considera cifras de costes reducidas y cifras de ingresos elevadas; el nivel 2 considera cifras de costes reducidas y cifras de ingresos medias; el nivel 3 considera cifras de costes reducidas y cifras de ingresos reducidas; el nivel 4 considera cifras de costes medias y cifras de ingresos elevadas; el nivel 5 considera cifras de costes medias y cifras de ingresos medias; el nivel 6 considera cifras de costes medias y cifras de ingresos reducidas. Cuadro 7 Valores del «dinero perdido» obtenidos para una preselección de tecnologías existentes (69) «Dinero perdido» [EUR/kWreducido/año] Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 Nivel 5 Nivel 6 TGCC 10,4 20,8 27,7 11,5 21,9 28,8 TGCA 4,1 7,5 10,3 4,1 7,5 10,3 Turborreactores 0 0 4 2,2 6,4 10,6 Respuesta al mercado 0 0 0 0 0 0 Fuente: Notificación.

(128) Según las aportaciones y los datos proporcionados por Elia y según el asesoramiento aportado por la autoridad reguladora sobre dichos datos, las autoridades belgas han establecido el precio máximo intermedio para la primera subasta, es decir, para la subasta a cuatro años con un período de suministro de noviembre de 2025 a octubre de 2026 a 20 EUR/kWreducido/año

(129) Durante el procedimiento de investigación formal, Bélgica estableció un mecanismo que permitiría la exención individual de la aplicación del precio máximo intermedio (70).

(130) El mecanismo de obtención de la exención se ha introducido en el Real Decreto para determinar la metodología para el cálculo de la capacidad y los parámetros de la subasta en el marco del MC. El mecanismo de obtención de la exención se aplica tanto a las capacidades nacionales como a las capacidades transfronterizas indirectas.

(131) Según el Real Decreto, para la primera subasta, debido al plazo limitado entre el diseño del mecanismo de obtención de la exención y la preparación de esa primera subasta, la exención se concederá ex post, es decir, una vez finalice la subasta. Bélgica explicó que los posibles beneficiarios solicitarán la exención antes de las subastas y presentarán toda la información pertinente antes de las mismas. Todos los criterios y normas para la obtención de la exención se establecerán de forma transparente antes de las subastas. La exención no dependerá de las ofertas presentadas de ningún participante en la subasta. Por último, si posteriormente se determina que algunas unidades no cumplen los requisitos para la exención y para que se reduzcan sus pagos, esto no afectará al resultado (contrato, pago y cantidad adjudicada) para otras unidades participantes en la subasta.

2.5.4.3. Normas de adjudicación

(132) La capacidad subastada debe adjudicarse seleccionando la combinación de ofertas que maximice el bienestar social, teniendo en cuenta la curva de la demanda (establecida de forma administrativa) y la de la oferta (mediante la agregación de distintas ofertas de los titulares de capacidad) y teniendo en cuenta los componentes de volumen y precios de las distintas ofertas. En este contexto, el bienestar social se calcula como la suma del excedente del consumidor (excedente para la sociedad que surge a raíz de satisfacer la demanda de seguridad del suministro a un precio inferior a la voluntad de pago por la capacidad definida por la curva de la demanda) y del excedente del productor (excedente de los proveedores de capacidad que surge de la selección de sus ofertas a un precio superior al precio de oferta).

(133) Si varias soluciones de adjudicación (es decir, combinaciones de ofertas) son equivalentes en términos de maximización del excedente económico, se seleccionará aquella que tenga el menor índice de emisiones de CO2. Si dos soluciones son equivalentes en términos se maximización del excedente económico y se la media ponderada de emisiones de CO2, se seleccionará la solución con la menor duración media ponderada del contrato, con el fin de limitar que el bloqueo durante varios años (71).

(134) El algoritmo de la subasta también tendrá en cuenta las limitaciones de la red, de forma que rechazará determinadas combinaciones de ofertas que en conjunto no sean factibles para la red. El conjunto de limitaciones de la red relacionadas con la red del GRT que se aplicarán durante la adjudicación de la subasta se determinará antes de que tenga lugar dicha adjudicación y se basará en aspectos relacionados con la seguridad del sistema o bien en limitaciones de la disposición física.

2.6. Duración del contrato

(135) Según las autoridades belgas, una duración superior del contrato de capacidad permite que el proveedor obtenga financiación a largo plazo para distribuir los costes de la inversión a lo largo de un período de tiempo más prolongado. Esto podría reducir la remuneración de la capacidad anual necesaria y contribuir a garantizar la competitividad de un nuevo proyecto frente a aquellos ya existentes en el mercado. El potencial de una nueva entrada a un precio competitivo también es de vital importancia para controlar el poder de mercado de los proveedores de capacidad existente.

(136) Sin embargo, una mayor duración del contrato de capacidad también puede «bloquear» una tecnología en el mercado energético durante un período de tiempo más prolongado. Por ese motivo, Bélgica ha optado por crear distintas categorías de capacidad (desde un año, hasta tres ocho y quince años). De esta manera, las nuevas inversiones no reciben inmediatamente un contrato de capacidad para el período máximo (quince años), de forma que se evita que el mercado de la energía quede bloqueado en el futuro y las tecnologías nuevas (y posiblemente más ecológicas) no pueden acceder a él.

(137) En el Real Decreto de 12 de diciembre de 2019 (72) propuesto por la CREG, los costes elegibles son los siguientes: aquellos gastos en inversiones iniciales y puntuales, que se ordenan a partir de la fecha de publicación de los resultados de la subasta en los que se retiene y ejecuta la oferta a más tardar la víspera del día en que comienza el período de suministro de capacidad, necesarios para la construcción o para el suministro de elementos técnicos físicos de capacidad esenciales, y para ofrecer capacidad adicional al mercado belga, desde el primer día del período de suministro que abarca el contrato de capacidad. Para la capacidad existente, los gastos que afecten a la oferta de capacidad adicional son: i) aquellos gastos necesarios para permitir que la capacidad cumpla con las normas medioambientales y, por tanto, permitan mantenerla en el mercado; ii) aquellos gastos necesarios para aumentar la capacidad instalada o la vida útil de la instalación en términos técnicos, y iii) por lo que respecta a la capacidad exterior directa, aquellos gastos necesarios para conectar la unidad a una red dentro de la zona de control belga (véase la sección 2.10.2).

(138) El Real Decreto propuesto contempla los umbrales que figuran en el cuadro 8. Estos umbrales de inversión se han calculado de manera que se garantice que los costes medios estimado anualizados de la inversión sean equitativos para las categorías de capacidad vinculadas a la duración máxima del contrato de capacidad de quince, ocho y tres años. La CREG propondrá una actualización de los umbrales de inversión cuando se estime necesario, y como mínimo cada tres años (73). Los umbrales tienen en cuenta la capacidad instalada, más que de la capacidad reducida. Según Bélgica, en el caso de que para el cálculo de los umbrales de inversión se tuviera en cuenta la capacidad reducida ofrecida por la CMU en lugar de la capacidad instalada, las capacidades con un factor de reducción elevado alcanzarían los umbrales de inversión para contratos plurianuales más fácilmente, lo cual iría en contra del objetivo del MC. Cuadro 8 Umbrales de inversión para contratos de remuneración de la capacidad a largo plazo Duración del contrato Umbrales propuestos por la CREG Nueva propuesta del Gobierno belga Años EUR/kW EUR/kW 15 600 360 8 400 239 3 177 106 Fuente: SPF de Economía.

(139) La CREG supervisará los costes de inversión para asegurarse de que la categoría de capacidad asignada a cada proveedor de capacidad sea la correcta, tanto antes como después de la presentación de las unidades. En particular, el proveedor de capacidad debe aportar un expediente de inversión ex post que la autoridad reguladora pueda utilizar para realizar su evaluación ex post de la categoría de capacidad asignada. Si el análisis ex post revela que no se cumplían los criterios relativos a los costes (en particular, un margen de tolerancia limitado para tener en cuenta pequeñas incertidumbres), pueden revisarse las condiciones contractuales (por ejemplo, se puede reclasificar la CMU en la categoría de contrato adecuada). Además, aunque no se proporcione (a tiempo) el expediente de inversión ex post, la autoridad reguladora aún puede reclasificar la CMU en la categoría de capacidad anual.

(140) De acuerdo con la propuesta inicial, también se asigna una categoría de contrato a las ofertas agregadas. Si una oferta agregada está compuesta por capacidades pertenecientes a distintas categorías de contrato, la oferta agregada se clasifica en la categoría de contrato correspondiente a la capacidad con la categoría de contrato más breve.

(141) Esta propuesta fue revisada con arreglo al procedimiento de investigación formal. De acuerdo con el Real Decreto que establece los umbrales de inversión, los criterios de subvencionabilidad para los costes de inversión y el procedimiento de clasificación, cada capacidad que forme parte una oferta agregada se clasificará en una categoría de capacidad. Según la clasificación de las capacidades, la CREG determina, según proceda, sus diferentes combinaciones de clasificaciones y vinculada cada combinación a una potencia nominal máxima de referencia correspondiente a la suma de las capacidades nominales de referencia de las capacidades de la oferta agregada, que se clasifican en una categoría de capacidad que es igual o superior a la categoría de capacidad especificada. Sobre esta base, el gestor de la oferta agregada elige la categoría de capacidad que aplica a la oferta agregada.

(142) Después del procedimiento de investigación formal, Bélgica también modificó las disposiciones del Real Decreto relativas a los costes de inversión elegibles. La versión modificada del Real Decreto afirma que en el marco del MC solo serán elegibles los costes que conlleve la adaptación a futuras normativas de la Unión.

(143) Según las autoridades belgas, no puede preverse la posibilidad de celebrar contratos plurianuales para la capacidad exterior ya que, a largo plazo, no siempre puede garantizarse suficiente capacidad de entrada. Esta última no solo depende del nivel de interconexión y de su disponibilidad, sino también del riesgo de que varios sistemas de países vecinos sufran períodos de gran demanda del sistema al mismo tiempo. Este riesgo puede variar considerablemente con el transcurso del tiempo, dependiendo de la cobertura y de la situación del mercado de otros países.

(144) No obstante, las autoridades belgas se comprometieron a revisar la posibilidad de que las capacidades exteriores accedan a contratos plurianuales. La primera revisión se llevará a cabo antes del 15 de enero de 2023 y, posteriormente, cada dos años. Si en la revisión se demuestra que los riesgos relacionados con el nivel y la disponibilidad del interconector y el riesgo de estrés en varios sistemas a la vez se mitigan adecuadamente, de forma que los contratos de más de un año de duración para la capacidad exterior indirecta no conllevan riesgos no razonables para la cobertura, se concederán contratos plurianuales a capacidades exteriores.

(145) Por último, la capacidad no demostrada solo puede optar a un contrato de capacidad de un año, porque es difícil justificar cifras precisas de costes que permitirían clasificarla en una de las categorías de contrato plurianual (véase la sección 2.4.4).

2.7. Obligaciones

2.7.1. Opciones de fiabilidad

(146) En el mecanismo de capacidad belga, la contraparte contractual compra la capacidad de los proveedores de capacidad en forma de opciones de fiabilidad. Los proveedores de capacidad seleccionados en la subasta venden las opciones de fiabilidad al comprador central y reciben a cambio una remuneración fija por la capacidad. Cuando el precio de referencia supere el nivel predefinido, el denominado precio de ejercicio, el proveedor de capacidad tiene la obligación de rembolsar la diferencia entre el precio de referencia y el precio de ejercicio al comprador central, calculada en función de los volúmenes de capacidad contratada.

(147) Como resultado de ello, los ingresos del proveedor de capacidad en el mercado únicamente de energía se limitan al precio de ejercicio, pero a cambio se le garantiza una remuneración de capacidad fija y específica. En otras palabras, los proveedores de capacidad renuncian a una parte de sus rentas de escasez variables para recibir a cambio una remuneración determinada por la capacidad, de forma que se reduce considerablemente el riesgo de volatilidad de los ingresos y, por tanto, los riesgos relacionados con la inversión que debe realizarse. El objetivo de la opción de fiabilidad es doble: principalmente, la obligación de reembolso limita la posibilidad de obtener beneficios imprevistos y, en segundo lugar, supone un incentivo para que las CMU estén disponibles en momentos importantes para la seguridad del suministro.

2.7.2. Precio de referencia

(148) Bélgica ha seleccionado precio del mercado diario como precio de referencia. Según Bélgica, sus principales ventajas son las siguientes: a) el mercado diario representa la señal de mercado más pertinente en relación con los problemas de cobertura, ya que la mayoría de los factores relativos a las posiciones de los agentes del mercado se introducen en las previsiones y la planificación de la producción; b) el mercado diario tiene una función de señalización sólida y representa el mercado al contado con más liquidez, gracias a su nivel de detalle y a la elevada precisión de sus hipótesis, que se reflejan en los volúmenes intercambiados; c) después del ajuste diario del sistema belga, deben equilibrarse todos los sujetos de liquidación responsables del balance (nominación diaria a las 15.00 horas) y en ese preciso instante, se liquidan los desvíos del mercado. De esta manera, el mercado diario es la última oportunidad en el calendario de los productos eléctricos para combinar las demandas y ofertas restantes completas después del mercado a plazo y antes de las necesidades de flexibilidad de los mercados intradiario y de balance; d) debido a su tiempo de posicionamiento en los mercados al contado, debería permitir que todas las tecnologías (en particular, las de capacidad lenta) reaccionen a él.

(149) Bélgica explicó que la metodología para la fijación del precio de referencia puede revisarse en el futuro para asegurarse de que envíe la señal de precios más adecuada, una vez que el nivel de desarrollo de otros mercados al contado aumente hasta alcanzar un nivel que se acerque al del mercado diario. En particular, los precios del mercado intradiario pueden reconsiderarse una vez que la liquidez alcanza niveles suficientes y constantes.

(150) Bélgica ha optado por fijar un precio único de ejercicio con algunas correcciones para garantizar la apertura del sistema a las distintas tecnologías y limitar los beneficios imprevistos en la calibración. De acuerdo con las autoridades belgas, estas correcciones son necesarias para limitar el riesgo de que se aplique un precio único de ejercicio a la participación de algunas tecnologías en el MC. En particular, si no fuera por estas correcciones, aquellas tecnologías cuyo coste marginal a corto plazo supere al precio de ejercicio podrían enfrentarse a dificultades.

(151) Como prevé el artículo 7 undecies, apartado 2, de la Ley de electricidad, el parámetro del precio de ejercicio se calibrará cada año mediante un Decreto Ministerial que se publicará a más tardar el 31 de marzo de cada año (tanto para la subasta a cuatro años como para la subasta a un año) y se basará en la metodología establecida en el Real Decreto que determina los parámetros para la subasta.

(152) Esta calibración se basará en un análisis de las curvas agregadas que reúnen la parte elástica del volumen de reacción del mercado observada en el mercado diario y ponderada durante un período de tres años para los períodos correspondientes durante esos tres años (días laborables durante el invierno). La metodología indica que el precio de ejercicio calibrado debe seleccionarse dentro de una horquilla [75 %; 85 %] del volumen de reacción con elasticidad de precios del mercado que reacciona a él y teniendo en cuenta una serie de principios rectores: a) primer criterio: el precio de ejercicio seleccionado debe cubrir los costes marginales a corto plazo de las tecnologías con programa diario; b) segundo criterio: la calibración del precio de ejercicio tiene en cuenta la forma de la curva de calibración; c) tercer criterio: la calibración del precio de ejercicio tiene en cuenta la evolución del mercado de la energía; d) cuarto criterio: estabilidad en el tiempo del precio de ejercicio, y e) quinto criterio: brindar una oportunidad razonable para que el precio de referencia alcance el precio de ejercicio.

(153) Para la evaluación del primer criterio, se tienen en cuenta los resultados y supuestos utilizados en el estudio de cobertura y flexibilidad de 2019, especialmente las secciones 2.9.3 y 2.9.4. El cálculo de estos costes marginales a corto plazo se basa en varias hipótesis: una estimación de los precios del combustible, una estimación de la posible evolución del precio del CO2, una estimación del rendimiento («eficiencia») de las diversas tecnologías que analiza el estudio de cobertura y flexibilidad de 2019 (en este caso las TGCC, las TGCA y los productores de diésel).

(154) Bélgica propuso un precio de ejercicio calibrado indicativo, basado en los últimos tres períodos invernales (del invierno de 2016-2017 al invierno de 2018-2019), que se redujo a [320; 500] EUR/MWh.

(155) Esto implica que el precio de ejercicio puede evolucionar con el tiempo (pero sigue siendo fijo mientras dure el contrato de capacidad de una CMU), de acuerdo con la evolución del mercado de la energía y, como consecuencia de ello, los contratos de capacidad de una subasta no necesariamente reflejan el mismo precio de ejercicio que los contratos de capacidad de otra subasta. En cualquier caso, se informará a los proveedores de capacidad del precio de ejercicio aplicable antes de cada subasta, de forma que podrán tener en cuenta esta información al presentar sus ofertas.

(156) Además, Bélgica ha optado por ofrecer a las CMU sin obligación de programación individual (normalmente los agregadores y proveedores de respuesta a la demanda pertenecen a esta categoría) la posibilidad de sustituir el precio único de ejercicio por su precio de mercado declarado (es decir, por su coste marginal a corto plazo) en la obligación de reembolso, en caso de que este sea superior al precio único de ejercicio. En otras palabras, estas CMU sin obligación de programación individual (y, por tanto, los proveedores de respuesta a la demanda) solo están sujetas a la obligación de reembolso en los casos en los que el precio de referencia supere su precio de mercado declarado, es decir, cuando represente el precio por encima del cual estos proveedores de capacidad han declarado que suministran energía en el mercado energético. Dicho de otro modo, en el caso de que la calibración del precio único de ejercicio se traduzca en un precio inferior a su coste de activación, estas CMU no están obligadas a devolver ingresos que no han obtenido en el mercado de la energía (en el caso de que el precio de referencia supere el precio de ejercicio, pero se encuentre por debajo de su precio de mercado declarado). Esta medida se introdujo después del proceso de consulta pública, con el fin de mitigar la preocupación de los proveedores de respuesta a la demanda y otras partes que, de lo contrario, se habrían enfrentado a más dificultades para participar, ya que podrían haber tenido que realizar reembolsos sin haber sido despachadas y sin haber obtenido antes los ingresos. Según Bélgica, esta medida también garantiza apertura para las tecnologías, a la vez que limita los beneficios imprevistos. En particular, según las autoridades, este elemento del diseño debería facilitar explícitamente la participación de la respuesta a la demanda en el MC, así como de cualquier otra tecnología con costes marginales superiores a corto plazo.

(157) Por otra parte, las CMU sin obligación de programación individual pueden optar por declarar varios precios diarios como precio de mercado declarado. Esto es especialmente relevante para los agregadores, cuya cartera puede estar formada por CMU con distintos precios marginales y reflejar su curva de costes real. Se supone que esto evita someter a la obligación de reembolso a la energía que no se ha vendido en el mercado y por la cual no se han obtenido ingresos.

2.7.3. Reembolsos

2.7.3.1. Descripción

(158) Cuando el precio de la energía en el mercado diario mayorista supere el precio de ejercicio, el proveedor de capacidad tiene que abonar a Elia la diferencia entre el precio de referencia y el precio de ejercicio, calculado en función de los volúmenes de capacidad con