AYUDA ESTATAL – BÉLGICA

Ayuda estatal SA.54915 (2019/N) – Mecanismo de capacidad

Invitación a presentar observaciones en aplicación del artículo 108, apartado 2, del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea.

(Texto pertinente a efectos del EEE)

(2020/C 346/03)

Por carta de 21 de septiembre de 2020, reproducida en la versión lingüística auténtica en las páginas siguientes al presente resumen, la Comisión notificó a Bélgica su decisión de incoar el procedimiento previsto en el artículo 108, apartado 2, del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea en relación con la medida antes citada.

Los interesados podrán presentar sus observaciones sobre la medida respecto de la cual la Comisión ha incoado el procedimiento en un plazo de un mes a partir de la fecha de publicación del presente resumen y de la carta siguiente, enviándolas a:

Comisión Europea Dirección General de Competencia Registro de Ayudas Estatales 1049 Bruxelles/Brussel BELGIQUE/BELGIË Fax + 32 2 296 12 42 Stateaidgreffe@ec.europa.eu

Dichas observaciones se comunicarán a Bélgica. Las partes interesadas que presenten observaciones podrán solicitar por escrito, exponiendo los motivos de su solicitud, que su identidad o parte de las observaciones presentadas, se traten de forma confidencial.

RESUMEN

1. Procedimiento

Bélgica notificó previamente la medida el 3 de julio de 2019. Se intercambiaron varios cuestionarios con las autoridades belgas y se organizaron reuniones para hablar sobre el expediente de notificación previa. Bélgica comunicó la medida el 19 de diciembre de 2019.

2. Descripción de la medida respecto de la cual la Comisión incoa el procedimiento

El objetivo del mecanismo de capacidad (MC) propuesto es garantizar la seguridad del suministro, tal como se define en una norma de fiabilidad de la Ley de electricidad de 29 de abril de 1999. Bélgica ha identificado un riesgo para la seguridad del suministro debido a la próxima reducción gradual de su flota nuclear en 2025.

En el mecanismo de capacidad belga, el gestor de red de transporte (GRT) 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 GRT y reciben a cambio una remuneración fija por la capacidad. Cuando el precio de referencia (es decir, el precio diario de la electricidad) supera un nivel predefinido, el llamado precio de ejercicio, el proveedor de capacidad debe devolver al GRT la diferencia entre el precio de referencia y el precio de ejercicio.

El GRT organiza una subasta del MC en función del nivel de recursos de capacidad que se necesitan con el fin de garantizar un nivel correcto de adecuación de los recursos para alcanzar las normas de fiabilidad. La subasta de capacidad se celebra todos los años para la entrega a cuatro años vista en una «subasta a 4 años». El año inmediatamente anterior al año de entrega de la subasta principal se celebra otra subasta a un año vista («subasta a 1 año»).

Los costes del MC (es decir, los incurridos para financiar los pagos de capacidad a los proveedores) se financiarán sobre la base de una «obligación de servicio público» a través de las tarifas de la red del GRT.

La base jurídica de la medida es la Ley de electricidad, de 29 de abril de 1999, sobre la organización del mercado belga de la electricidad, modificada mediante una ley publicada el 16 de mayo de 2019 en el Boletín Oficial belga (Belgisch Staatsblad/Moniteur belge). Se adoptará una legislación complementaria en forma de reales decretos y normas relativas al mercado y se desarrollarán en profundidad las modalidades del Mecanismo de Capacidad (MC). Los proyectos de estos textos están disponibles en el sitio web del Ministerio de Energía (1).

3. Evaluación de la medida

3.1. Existencia de ayuda a efectos del artículo 107, apartado 1, del TFUE

La Comisión considera que el MC se financia con recursos del Estado, ya que se financia a partir de los ingresos de un gravamen parafiscal impuesto por el Estado y cuya gestión y asignación se realiza de conformidad con las disposiciones de la legislación. La Comisión señala que los licitadores seleccionados reciben, mediante el mecanismo notificado, unos ingresos que no recibirían si continuaran operando en el mercado de la electricidad en condiciones económicas normales únicamente vendiendo electricidad y servicios auxiliares. Por otra parte, la medida otorga una ventaja solamente a algunas empresas capaces de contribuir a resolver el problema de adecuación detectado que compiten con otros productores de electricidad. La medida notificada conferirá, por tanto, una ventaja económica a empresas que se encuentran en una situación similar, de hecho y de derecho, a la de otros productores de electricidad. Como consecuencia, la medida es selectiva. La producción de electricidad, así como los mercados mayorista y minorista de electricidad, son actividades abiertas a la competencia en toda la Unión Europea (UE). Por tanto, una ventaja concedida con fondos estatales a cualquier empresa del sector puede afectar al comercio dentro de la Unión y falsear la competencia. Por consiguiente, la Comisión concluye que la medida constituye ayuda estatal a efectos del artículo 107, apartado 1, del TFUE.

3.2. Legalidad de la ayuda

Al notificar el régimen antes de su aplicación, las autoridades belgas han cumplido su obligación de conformidad con el artículo 108, apartado 3, del TFUE.

3.3. Compatibilidad de la medida

La Comisión ha evaluado la compatibilidad de la media con el mercado interior sobre la base de las condiciones establecidas en la sección 3.9 de las Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía 2014-2020 (2), que fijan condiciones específicas para las ayudas a la adecuación de la producción y son aplicables desde el 1 de julio de 2014. El 2 de julio de 2020, la Comisión aprobó una comunicación por la que las Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía se prorrogan hasta el 31 de diciembre de 2021 y se modifican (3).

3.3.1. Objetivo de interés común y necesidad de la ayuda

Bélgica identificó la necesidad del MC en un estudio sobre adecuación y flexibilidad publicado en 2019 por el GRT Elia (4). El estudio identifica los riesgos para la adecuación de los recursos belgas, con referencia a la norma de fiabilidad nacional descrita especialmente en el escenario de la UE de alto impacto, pero baja probabilidad, que asume que varias unidades nucleares no estén disponibles en Francia (además de la indisponibilidad «normal»). La Comisión considera que no parece apropiada la utilización del escenario de la UE de alto impacto, pero baja probabilidad, en un mecanismo de capacidad para todo el mercado con el fin de determinar el nivel del problema de adecuación de los recursos, ya que se corre el riesgo de sobrestimar este problema y falsear el mercado de la electricidad. La metodología utilizada en el estudio de Elia ha sido criticada por el regulador nacional (CREG) (5).

Por consiguiente, la Comisión alberga dudas sobre si las autoridades belgas han identificado el problema de la adecuación de los recursos con suficiente precisión y si lo han analizado y cuantificado debidamente, en particular en lo que respecta a los apartados 221 y 222 de las Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía.

3.3.2. Idoneidad de la ayuda

La Comisión duda de que la medida sea adecuada con arreglo al apartado 226 de las Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía, dada su forma restrictiva de calcular los umbrales de inversión que dan lugar a contratos plurianuales (de 3, 8 o 15 años). Los umbrales tienen en cuenta la capacidad instalada (es decir, la capacidad máxima con la que la unidad está diseñada para funcionar) en lugar de la capacidad reducida (es decir, su tasa de disponibilidad predefinida y su contribución al objetivo de adecuación de los recursos). La Comisión considera que esta característica puede impedir una competencia leal entre las tecnologías que contribuyen por igual a la adecuación de los recursos y desalentar, en particular, la participación de las tecnologías de producción intermitente con factores de reducción elevados (sobre todo, las fuentes de energías renovables intermitentes solares y eólicas).

3.3.3. Efecto incentivador

El objetivo de la medida es garantizar la seguridad del suministro mediante el mantenimiento de la disponibilidad de una capacidad suficiente. Sin un mecanismo de capacidad proporcionado, probablemente no habría capacidad suficiente para garantizar la seguridad del suministro, ya que se prevé que un porcentaje significativo de las centrales no obtenga ingresos suficientes del mercado únicamente de la energía para sufragar sus costes. Además, la obligación de reembolso crea un incentivo financiero para estar disponible en momentos de escasez. Asimismo, Bélgica ha introducido un procedimiento de vigilancia de la disponibilidad antes y durante el período de entrega, así como pruebas y sanciones adecuadas para garantizar el cumplimiento de la obligación de disponibilidad. Por consiguiente, la Comisión concluye con carácter preliminar que la medida tiene en principio un efecto incentivador.

3.3.4. Proporcionalidad

La Comisión solicita aclaraciones sobre si la medida es proporcionada de acuerdo con la sección 3.9.5 de las Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía. La Comisión tiene dudas acerca de si: i) el proceso de licitación se basa en criterios no discriminatorios debido a los umbrales de inversión mencionados en la sección 3.3.2 anterior; ii) la metodología que define la curva de la demanda utilizada para calcular la cantidad de capacidad que se adquirirá en cada subasta es proporcionada, ya que puede basarse en la sensibilidad poco realista del escenario de la UE de alto impacto, pero baja probabilidad, o en otras sensibilidades que asuman una indisponibilidad adicional de las centrales nucleares francesas.

3.3.5. Prevención de los efectos negativos sobre la competencia y el comercio

Con el fin de evitar que se obtengan beneficios inesperados, Bélgica aplicará un límite de precio intermedio a la capacidad dentro de la categoría de contratos de un año. Por consiguiente, no se permitirá que dichas capacidades presenten ofertas con un precio superior a dicho límite o reciban un precio de adjudicación superior. No se prevé ninguna evaluación individual de las capacidades para concederles una derogación en el caso de que afronten costes más elevados.

En el MC, la capacidad extranjera indirecta estará sujeta al límite de precio intermedio. La Comisión considera con carácter preliminar que la conjunción de la ausencia de contratos plurianuales y la aplicación del precio intermedio impedirá que estas capacidades presenten ofertas con sus verdaderos costes en la subasta en caso de que sean superiores al límite de precio intermedio. Por tanto, es posible que esto les disuada definitivamente de participar en el MC. La Comisión considera que esto crea una discriminación contra la capacidad extranjera, en contravención del apartado 232 de las Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía.

Además, en el apartado 233, letra c), de las Directrices se establece que los mecanismos de capacidad no deberán «socavar las decisiones de inversión en producción que hayan precedido a las medidas». Sin embargo, el precio intermedio podría tener el efecto de impedir que una capacidad existente presente una oferta con sus verdaderos costes y que, al mismo tiempo, no pueda solicitar contratos plurianuales, lo cual conduciría a su exclusión del MC e incluso a su salida del mercado de la electricidad. Por tanto, la Comisión solicita información complementaria para evaluar el efecto del límite de precio intermedio y su compatibilidad con este punto de las Directrices.

Bélgica explicó que asignaría las rentas de congestión resultantes de la asignación de bonos transfronterizos (es decir, los derechos de acceso de los proveedores de capacidad extranjeros para participar en el MC) de conformidad con lo dispuesto en el artículo 19, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo (6). La Comisión considera que se necesita más información para evaluar la compatibilidad del MC con el apartado 233, letra a), de las Directrices, es decir, asegurarse de que las rentas de congestión se utilicen con el fin de que el MC ofrezca un incentivo adecuado para invertir en capacidad de interconexión.

3.3.6. Conformidad de la medida de ayuda con las disposiciones intrínsecamente relacionadas del Derecho de la Unión

Si una medida de ayuda estatal conlleva aspectos que están indisolublemente ligados al objeto de la ayuda y que infringen otras disposiciones del Derecho de la Unión, esta infracción podría afectar a la evaluación de la compatibilidad de dicha ayuda estatal. A este respecto, la Comisión llega a la conclusión preliminar de que el mecanismo de financiación del MC no introduce ninguna restricción que infrinja el artículo 30 o el artículo 110 del TFUE, ya que Bélgica permitirá la participación de capacidades extranjeras en el MC. No obstante, la Comisión tiene dudas acerca de si el MC va en consonancia con el artículo 22, apartado 1), letra c), y el artículo 24, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/943, ya que tanto el estudio nacional sobre adecuación y flexibilidad como el escenario de referencia utilizado para determinar el volumen de capacidad que se va a subastar se basan en supuestos sobre el suministro de electricidad extranjero (indisponibilidad adicional de las centrales nucleares francesas).

De conformidad con el artículo 16 del Reglamento (UE) 2015/1589 (7) del Consejo, toda ayuda ilegal podrá ser recuperada de su beneficiario.

TEXTO DE LA CARTA

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

(2) DO C 200 de 28.6.2014, p. 1.

(3) Véase la Comunicación C(2020) 4355 final (DO C 224 de 8.7.2020, p. 2).

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

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

(6) DO L 158 de 14.6.2019, p. 54.

(7) DO L 248 de 24.9.2015, p. 9.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(19) OJ C 121, 6.4.2018.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(35) See also recital (38) below.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(59)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(68) Calculated as follows:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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