RIIGIABI – BELGIA

Riigiabi SA.54915 (2019/N) – reservvõimsuse mehhanism

Kutse märkuste esitamiseks vastavalt Euroopa Liidu toimimise lepingu artikli 108 lõikele 2

(EMPs kohaldatav tekst)

(2020/C 346/03)

21. septembri 2020. aasta kirjaga, mille originaalkeelne versioon on esitatud käesoleva kokkuvõtte järel, teatas komisjon Belgiale oma otsusest algatada Euroopa Liidu toimimise lepingu artikli 108 lõikega 2 ette nähtud menetlus seoses eespool nimetatud meetmega.

Huvitatud isikud võivad saata oma märkused meetme kohta, mille suhtes komisjon algatab menetluse, ühe kuu jooksul alates käesoleva kokkuvõtte ja sellele järgneva kirja avaldamisest järgmisel aadressil:

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

Märkused edastatakse Belgiale. Märkusi esitavad huvitatud isikud võivad kirjalikult taotleda neid käsitlevate andmete ja/või esitatud märkuste osade konfidentsiaalsust, täpsustades taotluse põhjused.

KOKKUVÕTE

1. Menetlus

Belgia esitas eelteatise meetme kohta 3. juulil 2019. Belgia ametiasutustele vahetati mitu küsimustikku ning eelteatise toimiku arutamiseks korraldati koosolekuid. Belgia teatas sellest meetmest 19. detsembril 2019.

2. Komisjoni menetluse algatamise põhjuseks oleva meetme kirjeldus

Kavandatava reservvõimsuse mehhanismi eesmärk on tagada energiavarustuskindlus, nagu on määratletud 29. aprilli 1999. aasta elektriseaduses sätestatud varustuskindluse normis. Kuna riigi tuumajaamade kasutamine lõpetatakse järk-järgult 2025. aastaks, võib energiavarustuskindlus olla Belgia andmetel ohus.

Belgia reservvõimsuse mehhanismi raames ostab põhivõrguettevõtja võimsusepakkujatelt võimsust nn varustuskindluse võimalustel põhineva süsteemi kaudu. Enampakkumisel valitud võimsusepakkujad müüvad varustuskindluse võimalused põhivõrguettevõtjale ja saavad selle eest fikseeritud tasu. Kui võrdlushind (st järgmise päeva elektrihind) ületab eelnevalt kindlaksmääratud taseme (nn täitmishind), peab võimsusepakkuja maksma põhivõrguettevõtjale tagasi võrdlushinna ja täitmishinna vahe.

Põhivõrguettevõtja korraldab reservvõimsuse mehhanismi enampakkumise vastavalt võimsusressursside tasemele, mis on vajalik, et tagada varustuskindluse normis nõutud ressursid. Igal aastal korraldatakse nelja aastase täitmisajaga võimsuse tarne enampakkumine („T-4“ enampakkumine). Lisaks toimub peamise enampakkumise tarneaastale vahetult eelneval aastal T-1 enampakkumine.

Reservvõimsuse mehhanismi kulusid (mis tekivad pakkujatele võimsuse eest tasude maksmisel) rahastatakse „avaliku teenindamise kohustuse“ alusel põhivõrguettevõtja võrgutariifide kaudu.

Meetme õiguslik alus on 29. aprilli 1999. aasta elektriseadus Belgia elektrituru korralduse kohta, mida on muudetud 16. mail 2019. aastal Belgia ametlikus väljaandes („Belgisch Staatsblad“ / „Moniteur belge“) avaldatud seadusega. Reservvõimsuse mehhanismi tingimuste väljatöötamiseks võetakse vastu kuninglike dekreetide ja turueeskirjade vormis teisesed õigusaktid. Nende tekstide eelnõud on kättesaadavad energeetikaministeeriumi veebisaidil (1).

3. Meetme hindamine

3.1. Abi olemasolu Euroopa Liidu toimimise lepingu artikli 107 lõike 1 tähenduses

Komisjon leiab, et reservvõimsuse mehhanismi rahastatakse riigi vahenditest, kuna seda rahastatakse riigi kehtestatud maksutaolisest lõivust, mida hallatakse ja jaotatakse vastavalt õigusaktide sätetele. Komisjon märgib, et edukad pakkujad saavad teatatud mehhanismi kaudu tulu, mida nad ei saaks, kui nad jätkaksid elektriturul tegutsemist tavapärastes majandustingimustes, müües üksnes elektrit ja tugiteenuseid. Lisaks annab meede eelise vaid teatavatele teiste elektritootjatega konkureerivatele ettevõtjatele, kes suudavad aidata lahendada kindlaks tehtud piisavuse probleemi. Teatatud meede annab seega majandusliku eelise ettevõtjatele, kes on teiste elektritootjatega võrreldavas faktilises ja õiguslikus olukorras. Seega on meede valikuline. Elektri tootmine ning elektri hulgi- ja jaemüügiturg on ELis konkurentsile avatud tegevused. Seega võib selle sektori ettevõtjale riigi ressurssidest antav eelis mõjutada liidusisest kaubandust ja moonutada konkurentsi. Sellest tulenevalt on komisjon seisukohal, et meede kujutab endast riigiabi Euroopa Liidu toimimise lepingu artikli 107 lõike 1 tähenduses.

3.2. Abi seaduslikkus

Teatades kavast enne selle rakendamist, on Belgia ametivõimud täitnud Euroopa Liidu toimimise lepingu artikli 108 lõikest 3 tuleneva kohustuse.

3.3. Meetme kokkusobivus ühisturuga

Komisjon hindas meetme kokkusobivust siseturuga keskkonna- ja energiaalase riigiabi suuniste aastateks 2014–2020 (2) (edaspidi „EEAG“) punkti 3.9 nõuete alusel, milles on määratud kindlaks tootmise piisavusele antava abi eritingimused ja mida kohaldatakse alates 1. juulist 2014. Komisjon võttis 2. juulil 2020 vastu teatise, millega pikendati EEAG kehtivust 31. detsembrini 2021 ja muudeti neid (3).

3.3.1. Abi ühist huvi pakkuv eesmärk ja vajalikkus

Belgia tegi põhivõrguettevõtja Elia poolt 2019. aastal avaldatud piisavus- ja paindlikkusuuringus kindlaks, et reservvõimsuse mehhanismi on vaja (4). Uuringus tehti kindlaks Belgia ressursside piisavusega seotud riskid, viidates riiklikule varustuskindluse normile, mida on kirjeldatud eelkõige EU-HiLO (suur mõju – vähene tõenäosus) stsenaariumis, milles eeldatakse, et Prantsusmaal on mitu tuumareaktorit rivist väljas (lisaks „tavalisele“ võimsuse puudumisele). Komisjon leiab, et EU-HiLO stsenaariumi kasutamine kogu turgu hõlmava võimsuse tagamise mehhanismi puhul ei tundu ressursside piisavuse probleemi taseme kindlaksmääramise puhul asjakohane, kuna nii võib toimuda probleemi ülehindamine ja elektrituru moonutamine. Elia uuringus kasutatud metoodikat on kritiseerinud riiklik reguleeriv asutus (CREG) (5).

Seetõttu kahtleb komisjon, kas ressursside piisavuse probleem on piisavalt täpselt kindlaks tehtud ning kas Belgia ametiasutused on seda nõuetekohaselt analüüsinud ja kvantifitseerinud, eelkõige seoses EEAG punktidega 221 ja 222.

3.3.2. Abimeetme asjakohasus

Komisjon kahtleb, kas meede on EEAG punkti 226 alusel asjakohane, arvestades selle piiravat viisi arvutada investeerimiskünniseid, mille alusel sõlmitakse mitmeaastased lepingud (3, 8 või 15 aastat). Künniste puhul võetakse arvesse ülesseatud võimsust (st maksimaalset võimsust, millega seade on suuteline töötama) ja mitte ümberhinnatud võimsust (st eelnevalt kindlaks määratud kättesaadavuse määra ja panust ressursside piisavuse eesmärgi saavutamisse). Komisjon on seisukohal, et see omadus võib takistada ausat konkurentsi tehnoloogiate vahel, mis aitavad võrdselt kaasa ressursside piisavusele, ning eelkõige takistada suure ümberhindamisteguriga muutlike tehnoloogiate (eelkõige muutlikud päikese- ja tuuleenergia taastuvad energiaallikad) täielikku osalemist.

3.3.3. Ergutav mõju

Meetme eesmärk on tagada energiavarustuskindlus piisava võimsuse kättesaadavuse tagamisega. Ilma proportsionaalse võimsuse tagamise mehhanismita ei oleks arvatavasti energiavarustuskindluse tagamiseks piisavalt võimsust, sest tõenäoliselt ei teeniks märkimisväärne osa jaamu energiaturult oma kulude katmiseks piisavat tulu. Lisaks loob tagasimaksmise kohustus rahalise stiimuli võimsuse pakkumiseks energianappuse ajal. Lisaks on Belgia kehtestanud võimsuse kättesaadavuse järelevalvemenetluse enne tarneperioodi ja selle ajal, ning asjakohased kontrollimised ja karistused, et tagada võimsuse kättesaadavuse kohustuse täitmine. Seetõttu jõuab komisjon esialgsele järeldusele, et meetmel on põhimõtteliselt ergutav mõju.

3.3.4. Proportsionaalsus

Komisjon soovib selgitusi, kas meede on proportsionaalne vastavalt EEAG punktile 3.9.5. Komisjonil on kahtlusi, kas: i) avatud pakkumismenetlus põhineb mittediskrimineerivatel kriteeriumidel, pidades silmas eespool punktis 3.3.2 nimetatud investeerimiskünniseid; ii) meetod, millega määratakse kindlaks nõudluskõver, mille alusel arvutatakse enampakkumistel hangitava võimsuse kogus, on proportsionaalne, kuna see võib põhineda EU-HiLO ebarealistlikul tundlikkusel või muudel tundlikel asjaoludel, eeldades et Prantsusmaa tuumajaamade võimsust ei saa kasutada.

3.3.5. Konkurentsile ja kaubandusele avalduva negatiivse mõju vältimine

Belgia kohaldab üheaastaste lepingute puhul võimsuse suhtes vahehinna ülempiiri, et vältida juhuslikku kasumit. Sellest tulenevalt ei ole neil võimsustel lubatud teha pakkumisi ülempiirist kõrgema hinnaga ega saada sellest kõrgemat enampakkumishinda.. Kui kulud peaksid kujunema suuremaks, ei ole erandi tegemiseks vahendite individuaalset hindamist ette nähtud.

Reservvõimsuse mehhanismis kohaldatakse kaudse välismaise võimsuse suhtes vahehinna ülempiiri. Komisjon on esialgsel seisukohal, et mitmeaastaste lepingute puudumine ja vahehinna kohaldamine ei võimalda neil võimsustel teha enampakkumisel pakkumisi oma tegelike kulude järgi, kui need ületavad vahehinna ülempiiri. Seetõttu ei pruugi neil reservvõimsuse mehhanismis osalemiseks huvi olla. Komisjon leiab, et sellega diskrimineeritakse välismaiseid võimsusi, rikkudes EEAG punkti 232.

Lisaks on EEAG punkti 233 alapunktis c sätestatud, et reservvõimsuse mehhanismid ei tohiks „kahjustada meetmele eelnenud investeerimisotsuseid“. Vahehind võib aga takistada olemasoleval võimsusel teha enampakkumisel pakkumisi oma tegelike kulude järgi, omamata seejuures võimalust taotleda mitmeaastaseid lepinguid, mis toob kaasa nende väljajätmise reservvõimsuse mehhanismist ja isegi nende elektriturult lahkumise. Komisjon soovib seega täiendavat teavet, et hinnata vahehinna ülempiiri mõju ja selle kokkusobivust EEAG kõnealuse punktiga.

Belgia selgitas, et kavatseb jaotada piiriüleste võimsusepakkujatega sõlmitud lepingutega (st välismaiste võimsusepakkujate juurdepääsuõigused reservvõimsuse mehhanismis osalemiseks) seotud ülekandevõime piiratuse juhtimisest saadud tulu vastavalt Euroopa Parlamendi ja nõukogu määruse (EL) 2019/943 (6) artikli 19 lõikes 2 sätestatule. Komisjon leiab, et on vaja lisateavet, et hinnata reservvõimsuse mehhanismi kokkusobivust EEAG punkti 233 alapunktiga a, veendumaks, et ülekandevõime piiratuse juhtimisest saadud tulu kasutatakse selleks, et reservvõimsuse mehhanism pakuks õiget stiimulit investeerida ülekandevõimsuse tagamisse.

3.3.6. Abimeetme vastavus liidu õigusega lahutamatult seotud sätetele

Kui riigiabimeede sisaldab aspekte, mis on lahutamatult seotud abi eesmärgiga ja millega rikutakse muid liidu õiguse sätteid, võib selline rikkumine mõjutada kõnealuse riigiabi kokkusobivuse hindamist. Sellega seoses jõuab komisjon esialgsele järeldusele, et reservvõimsuse mehhanismi rahastamismehhanismiga ei kehtestata piiranguid, mis rikuksid ELi toimimise lepingu artiklit 30 või 110, kuna Belgia lubab välismaisel võimsusel reservvõimsuse mehhanismis osaleda. Komisjonil on siiski kahtlusi, kas reservvõimsuse mehhanism on kooskõlas määruse (EL) 2019/943 artikli 22 lõike 1 punktiga c ja artikli 24 lõikega 1, kuna nii riiklik piisavuse ja paindlikkuse uuring kui ka võrdlusstsenaarium, mida kasutatakse enampakkumisel müüdava võimsuse mahu kindlaksmääramiseks, põhinevad oletustel välismaise elektritarnete kohta (Prantsusmaa tuumajaamade täiendava võimsuse puudumine).

Vastavalt nõukogu määruse (EL) 2015/1589 (7) artiklile 16 võib ebaseaduslikult antud abi selle saajalt tagasi nõuda.

KIRJA TEKST

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

(2) ELT C 200, 28.6.2014, lk 1.

(3) Vt teatis C(2020) 4355 final (ELT C 224, 8.7.2020, lk 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) ELT L 158, 14.6.2019, lk 54.

(7) ELT L 248, 24.9.2015, lk 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.