DÉCISION (UE) 2022/639 DE LA COMMISSION

du 27 août 2021

concernant le régime d’aides SA.54915 — 2020/C (ex 2019/N) Belgique — Mécanisme de rémunération de la capacité

[notifiée sous le numéro C(2021) 6431]

(Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)

(Le texte en langue anglaise est le seul faisant foi.)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (ci-après le «traité» ou «TFUE»), et notamment son article 108, paragraphe 2, premier alinéa,

vu l’accord sur l’Espace économique européen, et notamment son article 62, paragraphe 1, point a),

après avoir invité les parties intéressées à présenter leurs observations conformément aux dispositions précitées (1), et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

1. PROCÉDURE

(1) À l’issue d’une procédure de prénotification, par lettre du 19 décembre 2019, le Royaume de Belgique a notifié à la Commission, conformément à l’article 108, paragraphe 3, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, son mécanisme de rémunération de la capacité à l’échelle du marché (ci-après la «mesure» ou le «MRC»).

(2) Par lettre du 21 septembre 2020, la Commission a informé la Belgique de sa décision d’ouvrir la procédure prévue à l’article 108, paragraphe 2, du TFUE, à l’encontre de cette mesure.

(3) La décision de la Commission d’ouvrir la procédure (ci-après la «décision d’ouvrir la procédure») a été publiée au Journal officiel de l’Union européenne (2). La Commission a invité les parties intéressées à présenter leurs observations.

(4) Par lettre du 22 octobre 2020, la Belgique a présenté ses observations sur la décision d’ouvrir la procédure. La Commission a en outre reçu des observations de 15 parties intéressées. Ces observations ont été communiquées à la Belgique, qui a eu la possibilité de les commenter. La Belgique a présenté ses observations par lettre du 24 décembre 2020.

(5) Le 9 juillet 2021, la Belgique a accepté, à titre exceptionnel, de renoncer à ses droits découlant de l’article 342 du TFUE, en liaison avec l’article 3 du règlement no 1/1958 (3), et de voir la présente décision adoptée et notifiée en anglais.

2. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE LA MESURE

2.1. Résumé de la mesure

(6) La Belgique estime qu’elle sera confrontée à un problème d’adéquation des capacités de production d’électricité à partir de 2025, résultant principalement de sa décision d’éliminer progressivement toutes les capacités nucléaires sur la période 2022-2025 et du démantèlement des capacités de production d’énergie thermique en Belgique et dans ses pays voisins.

(7) L’objectif de la mesure est donc de garantir que la capacité de production d’électricité est suffisante et que cette production répond à la demande d’électricité prévue.

(8) Dans le cadre du MRC, les bénéficiaires seraient sélectionnés au moyen d’une procédure de mise en concurrence et seraient rémunérés pour leur disponibilité. Ce soutien prendrait la forme d’un paiement de capacité pendant la durée du contrat de capacité. En contrepartie, les adjudicataires donneraient leur disponibilité pour répondre à la demande du gestionnaire du réseau de transport (ci-après le «GRT») lors des situations de forte sollicitation susceptibles de survenir.

(9) La Belgique a fixé ses objectifs nationaux de décarbonation dans son plan national en matière d’énergie et de climat (ci-après le «PNEC») (4). D’après ce PNEC, la part des sources d’énergie renouvelables dans la consommation d’électricité belge devrait passer de 17 % en 2017 à au moins 40,4 % en 2030. Pour atteindre ces objectifs, il sera nécessaire d’intégrer d’importantes sources d’énergie renouvelables (ci-après les «SER»), telles que l’éolien et le solaire, dont le caractère intermittent peut compromettre l’adéquation et la sécurité de l’approvisionnement.

(10) Bien que le développement des SER ne soit pas son objectif principal, la conception du MRC poursuit des objectifs ambitieux consistant à augmenter la part des SER dans le bouquet énergétique belge et sert de complément aux mesures prévoyant la poursuite du développement de nouvelles SER intermittentes.

2.2. Base juridique et dispositions gouvernementales

(11) La base juridique de la mesure est la loi sur l’électricité du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité belge (ci-après la «loi sur l’électricité»), qui a été modifiée par les lois (5) publiées le 16 mai 2019 et le 19 mars 2021 au Moniteur belge.

(12) En outre, des arrêtés royaux (6) et les règles de fonctionnement du MRC belge (7) ont été élaborés pour préciser les modalités du MRC: 1) l’arrêté royal du 28 avril 2021 fixant la méthode de calcul du volume de la capacité et des paramètres des enchères dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité (8); 2) l’arrêté royal du 21 mai 2021 sur les critères d’admissibilité relatifs au cumul des aides et au seuil de participation minimal (9); 3) l’arrêté royal du 4 juin 2021 sur les seuils d’investissement et les coûts admissibles (10); 4) le projet d’arrêté royal sur l’établissement des conditions auxquelles les détenteurs de capacités étrangères peuvent participer au MRC (11); et 5) l’arrêté royal du 30 mai 2021 sur les modalités du contrôle (12).

(13) En août 2020, Elia, le GRT belge, a lancé une consultation publique sur les règles de fonctionnement du MRC belge (13).

2.3. Adéquation des capacités de production en Belgique

2.3.1. Norme de fiabilité

(14) L’objectif principal du MRC proposé est de garantir la sécurité de l’approvisionnement, telle qu’elle est définie par une norme de fiabilité.

(15) Tel qu’il a été notifié en 2019, le critère de fiabilité en Belgique a été défini comme un critère à deux volets, la prévision de perte de charge (Loss of Load Expectation, ci-après la «LOLE»): le nombre prévu d’heures pendant lesquelles la charge et les besoins en matière de réserves d’exploitation ne pourront pas être couverts par l’ensemble des moyens de production à disposition du réseau électrique belge, en tenant également compte de la participation active de la demande, du stockage et des interconnexions, n’excédant pas 3 heures pour une année statistiquement normale. Comme deuxième critère, la LOLE doit rester inférieure à 20 heures pour une année statistiquement anormale (LOLE95) (14). Ces valeurs sont également inscrites dans la loi sur l’électricité.

(16) La norme de fiabilité est une expression de l’estimation du coût que les consommateurs consentiraient à payer pour éviter les interruptions de leur approvisionnement en électricité (Value of Lost Load, ci-après le «VOLL») et le coût estimé de l’introduction d’une nouvelle capacité en Belgique (Cost of New Entry, ci-après le «CONE»).

(17) L’article 23, paragraphe 6, du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (15) (ci-après le «règlement sur l’électricité») prévoit l’établissement d’une méthode au niveau de l’Union pour calculer le VOLL, le CONE et la norme de fiabilité.

(18) Le 2 octobre 2020, l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) a approuvé une méthode pour calculer le VOLL (la «méthode VOLL»), le CONE (la «méthode CONE») et la norme de fiabilité (la «méthode RS»). Ces trois méthodes sont désignées collectivement par l’expression «méthode VOLL/CONE/RS (16)».

(19) Le 7 juin 2021, la Belgique a présenté le calcul du nouveau VOLL, du CONE et de la norme de fiabilité, conformément à la méthode VOLL/CONE/RS.

(20) Le 28 mai 2021, l’autorité belge de régulation du secteur de l’énergie (Commission de régulation de l’électricité et du gaz, ci-après la «CREG») a soumis au ministre de l’énergie sa proposition de norme de fiabilité pour le territoire belge. La norme de fiabilité proposée par la CREG était de 2 heures et 43 minutes.

(21) Dans son avis du 2 juin 2021, la direction générale de l’énergie du service public fédéral Économie (le «SPF Économie») a recommandé d’arrondir la norme de fiabilité à 3 heures afin d’assurer la cohérence avec les études antérieures sur l’adéquation des ressources nationales et européennes, de se conformer à la pratique qui veut que les normes de fiabilité soient exprimées en heures arrondies comme dans les pays voisins et de tenir compte du fait que le déficit non négligeable constaté pour la Belgique sera comblé grâce à un bouquet énergétique et non grâce à une seule technologie de référence.

(22) Conformément au projet d’arrêté royal relatif à la détermination de la norme de fiabilité et à l’approbation des valeurs des coûts du VOLL et du CONE, la nouvelle norme de fiabilité est fixée à 3 heures.

(23) Le projet d’arrêté royal approuve également l’estimation unique du coût du VOLL, sur la base de la valeur fixée par la direction générale de l’énergie du SPF Économie en collaboration avec le Bureau fédéral du plan, et du CONE, sur la base des technologies de participation active de la demande (17).

(24) Le VOLL sera fixé à 16 033 EUR/MWh et le CONE sera fixé à 45 EUR/kW/an.

(25) Le VOLL a été calculé à l’aide d’une méthode de triangulation qui tenait compte de la fonction de production et d’une enquête sur la disposition à payer menée par la CREG. Selon les autorités belges, l’enquête menée par la CREG n’était pas solide, car, entre autres, le seul scénario proposé (correspondant à une température inférieure à +5 °C) n’était pas représentatif de la plupart des scénarios de pénurie. Par conséquent, le poids accordé aux résultats de l’enquête pour estimer le VOLL était limité.

(26) Conformément à la loi sur l’électricité, les calculs relatifs au MRC seront effectués sur la base de la norme de fiabilité en vigueur le 15 septembre de l’année précédant la mise aux enchères.

(27) Compte tenu du calendrier serré à respecter, la Belgique a calculé le volume à acquérir lors des enchères Y-4 et Y-1, prévues pour octobre 2021 et 2024, respectivement, sur la base de l’ancienne norme de fiabilité, sous réserve de son engagement d’ajuster les volumes, si nécessaire, au cas où la nouvelle norme de fiabilité et l’évaluation de l’adéquation feraient apparaître des besoins nettement inférieurs en matière de capacité.

(28) La Belgique s’est également engagée à mettre à jour le VOLL sur la base d’une nouvelle enquête concernant la disposition à payer, conformément à la méthode CONE/VOLL/RS et, si nécessaire, à établir une nouvelle norme de fiabilité avant septembre 2022, en vue d’utiliser la nouvelle norme de fiabilité pour déterminer le volume à acquérir au plus tard pour la mise aux enchères de 2023.

2.3.2. Évaluation de l’adéquation

(29) Selon les autorités belges, la Belgique sera confrontée à un problème d’adéquation à partir de 2025, résultant principalement de la sortie progressive du nucléaire prévue entre 2022 et 2025, et le démantèlement des capacités de production d’énergie thermique dans les pays voisins devrait encore aggraver ce phénomène. Ce problème d’adéquation a été mis en lumière au moyen d’une étude nationale sur l’adéquation des ressources envisageant plusieurs scénarios.

(30) L’étude nationale sur l’adéquation couvrant la période 2020-2030, publiée par le gestionnaire du réseau de transport belge Elia en juin 2019 (l’«étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2019») (18), a mis en lumière la nécessité systématique de disposer de nouvelles capacités d’au moins 3,9 GW dans le scénario «EU-HiLo» (High impact - low probability) (forte incidence - faible probabilité au niveau de l’Union européenne), dès l’hiver 2025-2026. Ce scénario tient compte de l’électricité importée et présume que plusieurs centrales nucléaires françaises pourraient être indisponibles (en plus des périodes d’indisponibilité considérées comme «normales»). Le même scénario a été utilisé dans le cadre de l’évaluation du volume des réserves stratégiques (19). Le scénario de base au niveau de l’Union européenne («EU-base») (20) révèle qu’une pénurie de 2,4 GW sera enregistrée si la capacité thermique existante du réseau est maintenue (voir figures 4 à 18 de l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2019).

(31) Les résultats de l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2019 montrent, dans le scénario EU-HiLo, que, sans intervention, la LOLE atteindrait 10,5 heures en 2025, dépassant ainsi largement la norme de fiabilité nationale en ce qui concerne la sécurité d’approvisionnement. L’indicateur LOLE95 s’élèverait même à 84 heures. Le tableau suivant montre les résultats de la LOLE, tels qu’ils ont été présentés dans l’étude nationale sur l’adéquation pour le scénario EU-HiLo et pour le scénario de base au niveau de l’UE: Tableau 1 Résultats de la LOLE pour la Belgique dans le cadre de l’étude sur l’adéquation et la flexibilité 2025 2028 2030 EU-base EU-HiLo EU-base EU-HiLo EU-base EU-HiLo LOLE restante sur le marché (heures) 9,4 10,5 6 6,9 6 6,2 LOLE95 restante sur le marché (heures) 89 84 63 76 43 51 Source: étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2019

(32) Le 11 juillet 2019, la CREG a publié une analyse de l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2019 (21). Dans cette analyse, la CREG a notamment remis en question l’utilisation du scénario EU-HiLo en tant que scénario principal. Selon la CREG, il convient d’améliorer la méthode d’évaluation de la rentabilité des capacités existantes et des nouvelles capacités et de tenir compte de l’ensemble des réserves d’équilibrage disponibles en Belgique et à l’étranger.

(33) En novembre 2019, le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport (ci-après le «REGRT-E») a publié ses prévisions relatives à l’adéquation à moyen terme pour 2019 (Mid-Term Adequacy Forecast 2019, ci-après les «prévisions MAF 2019») (22) qui font apparaître les résultats suivants pour la Belgique à l’horizon 2025: Tableau 2 Niveaux de LOLE pour la Belgique dans le cadre des prévisions MAF 2019 Scénario de base — 2025 Sensibilité «faibles émissions de carbone» (23) — 2025 LOLE moyenne 1,09 heure 1,61 heure LOLE95 3,15 heures - Source: prévisions «Mid-term Adequacy Forecast - 2019» du REGRT-E

(34) Néanmoins, selon la Belgique, les prévisions MAF 2019 du REGRT-E ne présentent pas les résultats de la LOLE pour la Belgique avec suffisamment de précision, car elles supposent que 2,5 GW supplémentaires seront disponibles (24), ce qui n’est, en réalité, pas garanti.

(35) Dans son rapport final d’avril 2020 (25), le Forum pentalatéral de l’énergie (26) (PLEF) a présenté les résultats suivants pour la Belgique à l’horizon 2025: Tableau 3 Niveaux de LOLE pour la Belgique dans le cadre de l’évaluation générale de l’adéquation de 2020 du PLEF Scénario de base — 2025 (27) Sensibilité «faible part de gaz» — 2025 (28) Sensibilité «faible part de nucléaire/CNT en Suisse» (29) LOLE moyenne 3,3 heures 8,1 heures 4,6 heures Source: «évaluation de l’adéquation des capacités de production — Avril 2020 — Rapport final» du Forum pentalatéral de l’énergie

(36) En novembre 2020, le REGRT-E a publié ses prévisions MAF 2020. Dans le scénario de base pour 2025, les résultats des prévisions MAF 2020 montrent une LOLE moyenne de 0,4 heure, répondant ainsi au critère d’adéquation défini par la loi pour la Belgique, qui correspond à une LOLE de 3 heures.

(37) Cependant, dans les observations des pays figurant en annexe des prévisions MAF 2020, la Belgique a indiqué que: «Les prévisions MAF 2020 prévoient une quantité importante de capacités “nouvellement construites”, réparties dans un grand nombre de pays. Il convient de noter qu’en règle générale, il n’est pas certain que ces capacités finiront par se concrétiser en 2025, d’où la nécessité d’interpréter avec prudence ces hypothèses et les résultats qui en découlent, tels que présentés dans les prévisions MAF 2020. En outre, la Belgique fait partie depuis plusieurs années de la région dans laquelle le couplage des marchés fondé sur les flux a déjà été mis en œuvre. Alors qu’un modèle de simulation fondé sur les flux a été mis au point et mis en œuvre par Elia, par exemple dans l’étude de 2019 d’Elia, et a également été utilisé dans l’étude sur l’évaluation de l’adéquation des capacités de production de 2020 du PLEF, cette approche n’est pas encore utilisée dans [ladite] étude MAF 2020».

(38) Dans leur notification, les autorités belges ont indiqué que la méthode et les données sont harmonisées au niveau européen de sorte que l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2019 soit conforme aux prévisions MAF 2019.

(39) Conformément à l’article 23, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité, il convient que le REGRT-E élabore une méthode à utiliser pour l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne (ERAA) et pour toute évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle nationale (NRAA) (voir article 24 du règlement sur l’électricité). Cette méthode devrait être approuvée par l’ACER.

(40) Le 2 octobre 2020, l’ACER a approuvé la méthode pour l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne (la «méthode ERAA») (30).

(41) Le 30 juin 2021, Elia a publié une nouvelle étude sur l’adéquation et la flexibilité pour la période 2022-2032 (l’«étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021»).

(42) Conformément à la méthode ERAA, Elia a intégré les éléments de la méthode ERAA exposés ci-dessous dans le cadre de l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021: a) les années climatiques: Elia a choisi de mettre en œuvre la première option décrite dans la méthode ERAA, à savoir s’appuyer sur une meilleure prévision des projections climatiques futures; b) l’évaluation de la viabilité économique: Elia a mis au point une méthode pour calculer la viabilité économique des différents actifs du réseau électrique, conformément à la méthode ERAA; c) l’approche fondée sur les flux: le cadre de modélisation d’Elia intègre toutes les adoptions connues et prévues de la conception du marché dans la méthode de calcul de la capacité fondée sur les flux, comme l’extension de la région à la région Core, le «couplage hybride avancé», ou les règles relatives à la marge minimale encore disponible (minRAM) introduites par le règlement sur l’électricité; d) la flexibilité: l’étude comprend à la fois le calcul des besoins en flexibilité et des moyens de flexibilité du système global et une évaluation du dimensionnement des réserves de stabilisation de la fréquence et des réserves de restauration de la fréquence pour chaque année cible afin de refléter les réserves nécessaires pour couvrir les déséquilibres, conformément aux exigences juridiques qui sont modélisées dans les simulations d’adéquation. En outre, l’énergie éolienne en mer présente des caractéristiques de flexibilité avancées et les technologies «power-to-x» (conversion de l’électricité en d’autres vecteurs) figurent parmi les nouvelles technologies. Enfin, une attention particulière est accordée aux répercussions de l’intégration de la deuxième vague du développement des capacités de production d’énergie éolienne en mer et des plateformes d’équilibrage transfrontalières; e) l’intégration sectorielle: en ce qui concerne le couplage sectoriel, les interfaces entre le réseau électrique et différents secteurs tels que les secteurs du transport, du chauffage et du gaz sont prises en considération grâce à l’inclusion d’hypothèses portant sur les véhicules électriques, les pompes à chaleur et les capacités de production des centrales thermiques à gaz, respectivement. Afin d’appréhender les implications de l’utilisation de l’électricité pour produire de l’hydrogène dans la modélisation utilisée dans [ladite] étude, les électrolyseurs ont été ajoutés dans la catégorie des sources (flexibles) de consommation d’électricité en Belgique et à l’étranger. En outre, une attention particulière a été accordée à la numérisation de la surconsommation en électricité des secteurs des transports et de la production de chaleur; f) une période de dix ans: l’étude est basée sur une période de dix ans (2022-2032). Afin de réduire le nombre de simulations et de calculs, toutes les sensibilités et tous les scénarios n’ont pas été simulés pour toutes ces années: certaines années clés ont été étudiées plus en profondeur. Un grand nombre de sensibilités ont été appliquées en Belgique et à l’étranger afin d’appréhender et de comprendre les implications de la modification de certaines hypothèses. À titre de comparaison, l’ERAA de 2021 ne devrait simuler que les années 2025 et 2030; g) les variantes avec et sans mécanismes de capacité: conformément au règlement sur l’électricité et à la méthode ERAA, Elia a inclus des scénarios comprenant et excluant les mécanismes de capacité à l’échelle du marché en Europe.

(43) Les autorités belges ont fait valoir que les principales exigences méthodologiques prévues dans la méthode ERAA ont été mises en œuvre dans le cadre de cette étude.

(44) Conformément au règlement sur l’électricité, les NRAA doivent inclure les scénarios centraux de référence. Ces scénarios comprennent, entre autres, une évaluation de la viabilité économique des actifs de production. La méthode ERAA précise en outre que deux scénarios centraux de référence doivent être définis, l’un comprenant les mécanismes de capacité au niveau européen et l’autre n’incluant pas ces mécanismes de capacité.

(45) Par conséquent, dans l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021, deux scénarios centraux ont été explorés: a) «EU-BASE»: il correspond à un scénario qui tient compte des mécanismes de capacité à l’échelle du marché déjà approuvés en France, en Grande-Bretagne, en Pologne, en Italie et en Irlande et qui suppose que ceux-ci seront en place jusqu’à la fin de la période couverte par cette étude; b) «EU-noCRM»: il correspond à un scénario qui exclut les revenus tirés des mécanismes de capacité à l’échelle du marché, en supposant ainsi qu’il n’existe aucun mécanisme de capacité à l’échelle du marché en Europe.

(46) L’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021 tient compte de la contribution de toutes les ressources, y compris les possibilités existantes et futures pour la production, le stockage d’énergie, l’intégration sectorielle, la participation active de la demande, l’importation et l’exportation et leur contribution à une gestion souple du système.

(47) Les autorités belges ont fait valoir que la modélisation des prix d’équilibre maximaux effectuée dans le cadre de l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021 tient compte de toutes les dispositions juridiques applicables, telles que la limite de prix maximale actuellement en vigueur, la règle des 60 % (31) énoncée dans le règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion (32) et la décision no 04/2017 de l’ACER du 14 novembre 2017.

(48) L’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021 modélise l’augmentation automatique du prix d’équilibre maximal à partir de 2025. D’après les autorités belges, il est plus que probable qu’aucune perte de charge ne sera subie avant 2025; par conséquent, aucune augmentation du prix d’équilibre maximal n’est modélisée avant 2025. Toutefois, selon les autorités belges, même si le plafond de prix venait à augmenter, la modélisation montre que les résultats de l’évaluation de la viabilité économique pour 2025 resteraient les mêmes (voir figure 3-72 de l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021). La Belgique s’est engagée à veiller à ce que la nouvelle étude sur l’adéquation, qui doit être publiée au plus tard en juin 2023, tienne pleinement compte de la méthode relative aux augmentations dynamiques des prix à partir du début de la période de simulation.

(49) Selon l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021, à partir de 2025, une fois la sortie du nucléaire achevée, la Belgique devra faire face à un besoin structurel de nouvelles capacités. Ce besoin s’élèvera à 2 GW en 2025 dans le scénario central «EU-BASE» et augmentera progressivement pour atteindre 3,9 GW d’ici à 2032. L’augmentation des besoins est liée à la hausse prévue de la consommation d’électricité et à la réduction des importations pendant les périodes de pénurie en Belgique.

(50) L’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021 prévoit que seule une part très faible des nouvelles capacités sera viable via le marché «energy-only» d’ici à 2025.

(51) Par conséquent, les autorités belges estiment que, si aucune action n’est entreprise, la Belgique sera confrontée à un problème d’adéquation des ressources à partir de 2025.

(52) L’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021 est la plus récente et demeure, à ce jour, l’avis le plus pertinent sur la nécessité du MRC.

2.3.3. Défaillances du marché

(53) La Belgique a recensé un certain nombre de défaillances du marché qui entravent le bon fonctionnement, la sécurité, l’abordabilité et la durabilité du marché de l’électricité.

(54) Une première défaillance du marché découle de différents facteurs qui font obstacle à l’envoi de signaux de prix efficaces et de l’interdiction que les prix de l’énergie atteignent le VOLL, ainsi que d’autres imperfections de la conception du marché.

(55) La combinaison de ces défaillances du marché et des mesures réglementaires associées est susceptible d’«atténuer» les signaux de prix sur les marchés de l’électricité, de sorte que les prix n’atteignent pas un niveau «efficace» en période de pénurie. Il en résulte un déficit chronique de revenus pour les exploitants de centrales et les opérateurs de participation active de la demande si bien que leur capacité à récupérer leurs coûts fixes et variables en est affectée, phénomène communément appelé le «missing money», qui empêche les forces du marché d’atteindre le niveau d’adéquation requis.

(56) En théorie, on pourrait remédier à l’impossibilité pour les consommateurs de choisir le niveau de fiabilité souhaité sur un marché «energy-only», en laissant les prix atteindre un niveau réglementaire reflétant le prix auquel les consommateurs ne seraient plus disposés à payer pour l’énergie et en autorisant les producteurs à percevoir des rentes de rareté. Cependant, en raison de la faible participation active de la demande, il est difficile de déterminer le VOLL réel et les pics de prix soulèvent des problèmes d’acceptabilité politique.

(57) Selon les autorités belges, une deuxième défaillance du marché résulte de l’aversion au risque manifestée par les investisseurs dans un contexte de volatilité accrue et de forte incertitude réglementaire. La pénétration croissante des sources d’énergie renouvelables intermittentes rend les prix plus volatils et augmente l’incertitude quant à la possibilité pour les technologies conventionnelles de récupérer leurs coûts fixes sur le marché de l’électricité. Selon la Belgique, le fait d’apporter de légères modifications aux conditions associées au degré d’introduction des SER, par exemple, les objectifs concernant l’énergie solaire, l’éolien terrestre et l’éolien en mer, pourrait fortement influencer les revenus générés par les technologies de production conventionnelles. Le problème du «missing money» s’aggrave à mesure que la capacité intermittente augmente. Par conséquent, selon les autorités belges, cela augmente le risque économique lié aux investissements dans les technologies de production conventionnelles flexibles. En outre, selon la Belgique, les prix de l’énergie couvrent en général une période inférieure à trois ans, ce qui laisse peu de temps aux investisseurs pour constituer un dossier d’investissement. En outre, selon les autorités belges, même si les marchés à terme pouvaient s’adapter aux changements progressifs de l’offre et de la demande, ils ne seraient pas en mesure d’offrir une protection en cas de choc structurel important, tel que la sortie progressive du nucléaire prévue en Belgique.

(58) Troisièmement, la fiabilité des réseaux électriques présente certains aspects d’intérêt public. En effet, les investissements visant à garantir un niveau plus élevé de sécurité d’approvisionnement profitent à tous, alors que, comme expliqué précédemment, il est impossible que le gestionnaire de réseau déconnecte, de manière sélective, la majeure partie des consommateurs finaux individuels sur la base de leur disposition à payer. Ainsi, les producteurs recevront probablement des incitations sous-optimales à investir dans les capacités de production, ce qui, en fin de compte, se traduira par des niveaux sous-optimaux de fiabilité du système.

(59) Selon les autorités belges, ces questions prennent une forme particulière en Belgique, dans la mesure où le marché belge est un marché relativement petit et fortement interconnecté et qu’il est donc également affecté par des risques d’approvisionnement analogues émanant des marchés de l’électricité voisins. Par conséquent, selon les autorités belges, l’adéquation de la Belgique est fortement influencée par la situation sur les marchés de l’électricité voisins.

(60) En 2018, la Commission a approuvé la mise en œuvre d’une réserve stratégique pour la Belgique jusqu’au 31 mars 2022 (33). L’objectif de la réserve stratégique est de répondre aux pics de la demande pendant les périodes hivernales lorsque le marché n’y parvient pas, en maintenant hors marché un certain nombre des capacités de production et de participation active de la demande existantes en tant que système de secours, qui ne seront activées que lorsque les ressources d’équilibrage seront épuisées.

2.3.4. Réformes du marché

(61) Le 25 novembre 2019, la Commission a reçu un plan de mise en œuvre (34) de la part du ministère belge de l’énergie préparé conformément à l’article 20, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité, qui exige que les États membres qui ont recensé des difficultés d’adéquation établissent, dans un plan de mise en œuvre, des mesures visant à éliminer les distorsions réglementaires ou les carences du marché sur leurs marchés. Après une consultation publique, la Commission a adopté le 30 avril 2020 un avis sur le plan de mise en œuvre de la Belgique, conformément à l’article 20, paragraphe 5, du règlement sur l’électricité (35). La Belgique a adopté et présenté à la Commission une version finale de son plan de mise en œuvre (36).

(62) En ce qui concerne les marchés d’équilibrage, la Belgique a introduit une «composante alpha» dans son mécanisme de tarification du déséquilibre. Il s’agit d’une composante supplémentaire de la tarification du déséquilibre qui est imposée aux responsables d’équilibre afin de renforcer les signaux prix en temps réel lorsque le déséquilibre du système se creuse dans la zone de contrôle belge. Dans son avis, la Commission invite la Belgique à examiner si cette fonction de valorisation de la rareté devrait s’appliquer non seulement aux responsables d’équilibre, mais aussi aux fournisseurs de services d’équilibrage. Cela pourrait soutenir la sécurité d’approvisionnement en veillant à ce que le même prix s’applique aux responsables d’équilibre et aux fournisseurs de services d’équilibrage pour l’énergie produite/consommée, étant donné qu’une différenciation des prix peut conduire à un arbitrage inefficient de la part des acteurs du marché. La Commission considère également que la fonction de valorisation de la rareté devrait être déclenchée par la rareté des réserves dans le système et qu’elle devrait être calibrée de manière à augmenter les prix de l’énergie d’équilibrage jusqu’au VOLL lorsque le système a épuisé ses réserves. La Commission a invité la Belgique à envisager de modifier son régime de valorisation de la rareté au plus tard d’ici au 1er janvier 2022. De plus, la Belgique met actuellement en œuvre la compensation des déséquilibres et se prépare à rejoindre les plateformes d’équilibrage de l’UE pour l’aFRR (réserve de restauration de la fréquence avec activation automatique) et les mFRR (réserves de restauration de la fréquence avec activation manuelle) qui devraient être en place respectivement d’ici la fin 2021 et 2022. En outre, la Belgique a pris les engagements suivants concernant l’acquisition de services d’équilibrage et de services auxiliaires: a) au plus tard en juillet 2020, les réserves de stabilisation de la fréquence (FCR) devaient faire l’objet d’achats sur une base journalière et exclusivement via la plateforme régionale; b) au plus tard en juillet 2020, l’aFRR devait faire l’objet d’achats sur une base journalière et la participation au marché est ouverte à toutes les technologies, tous les acteurs et tous les niveaux de tension. L’énergie d’équilibrage activée est rémunérée au prix marginal dès que le niveau de liquidité est suffisant; c) depuis février 2020, les mFRR sont dimensionnées sur une base journalière et l’énergie d’équilibrage activée est rémunérée au prix marginal.

(63) Dans le rapport annuel présenté par la Belgique en juillet 2021, il est confirmé que ces mesures ont été mises en œuvre entre-temps.

(64) En Belgique, la participation active de la demande peut prendre part aux marchés de gros de l’électricité (y compris les échéances journalières et infrajournalières) ainsi qu’au marché d’équilibrage et est traitée de la même manière que les autres acteurs du marché et fournisseurs de services d’équilibrage. La participation active de la demande peut être représentée soit individuellement, soit par l’intermédiaire d’agrégateurs. Pour faciliter davantage la participation active de la demande, la Belgique s’est engagée, dans le cadre de son plan de mise en œuvre (présenté en 2019), à déployer des compteurs intelligents à des rythmes différents pour chacune de ses régions: a) Flandre (37): 1) en 2023 au plus tard, 33 % des clients disposeront d’un compteur intelligent, 2) en 2028 au plus tard, 66 % des clients disposeront d’un compteur intelligent, 3) en 2034 au plus tard, 100 % des clients disposeront d’un compteur intelligent; b) Wallonie: 1) le déploiement systématique de compteurs intelligents interviendra au plus tard le 1er janvier 2023: i) pour les consommateurs résidentiels en défaut de paiement, ii) lorsque le compteur doit être changé, iii) pour les nouveaux raccordements au réseau, iv) lorsque le consommateur le demande, 2) au plus tard le 31 décembre 2029, on comptera 80 % de compteurs intelligents installés pour i) les consommateurs dont la consommation est égale ou supérieure à 6 000 kWh; les prosommateurs, lorsque la puissance électrique nette développable est égale ou supérieure à 5 kWe; iii) les points de recharge ouverts au public; c) Région de Bruxelles-Capitale: le déploiement de compteurs intelligents a lieu i) lorsque les compteurs doivent être changés ou ii) pour les nouveaux raccordements au réseau.

(65) En 2020, le niveau d’interconnexion électrique était de 21 % en Belgique. Compte tenu des projets déjà programmés (voir plan de développement fédéral 2020-2030 (38)), le niveau d’interconnexion électrique belge atteindra environ 30 % d’ici à 2030 (39). Les renforcements suivants du réseau belge sont devenus opérationnels récemment ou le deviendront dans les années à venir: a) ALEGrO: le projet d’intérêt commun (PIC) ALEGrO, une interconnexion d’une capacité de 1 GW entre la Belgique et l’Allemagne, a été mis en service en 2020 (40); b) NEMO: le projet d’intérêt commun NEMO, une interconnexion de 1 GW entre la Belgique et le Royaume-Uni, est opérationnel depuis 2019; c) BRABO: le projet d’intérêt commun BRABO porte sur un renforcement du réseau électrique belge destiné, entre autres, à augmenter la capacité d’importation depuis les Pays-Bas.

2.4. Bénéficiaires

2.4.1. Admissibilité

(66) Le MRC sera ouvert à toutes les capacités pouvant contribuer à l’adéquation des ressources, qu’il s’agisse de capacités existantes ou nouvelles, du stockage et de la participation active de la demande. L’agrégation des capacités, y compris celles provenant de différentes technologies, sera autorisée.

(67) La participation des capacités étrangères sera également autorisée. Les règles sont décrites plus en détail dans la section 2.10.

(68) Les bénéficiaires du MRC seront les fournisseurs de capacité sélectionnés dans le cadre de la procédure de mise en concurrence.

2.4.2. Seuil de participation minimal

(69) Le seuil de participation minimal a été fixé à 1 MW, notamment pour les raisons suivantes: a) l’alignement sur le marché d’équilibrage; b) cette valeur est le résultat d’un dialogue continu avec les acteurs du marché, notamment de plusieurs consultations publiques formelles; c) le fait de passer en dessous de la limite de 1 MW implique que de nombreuses petites capacités devront entamer le processus obligatoire de préqualification dans le cadre du MRC et supporter les coûts y afférents, même si elles n’ont pas l’intention de participer à la mise aux enchères du MRC; d) le fait de passer en dessous du seuil de 1 MW augmente aussi considérablement la charge administrative.

(70) L’arrêté royal sur les critères d’admissibilité relatifs au cumul des aides et au seuil de participation minimal prévoit d’évaluer le niveau du seuil de participation minimal pendant la durée du MRC, au moins tous les cinq ans.

(71) Les règles relatives à l’agrégation permettent aux plus petits fournisseurs de capacité n’atteignant pas le seuil minimal requis de participer au mécanisme.

2.4.3. Agrégation

(72) Plusieurs fournisseurs de capacité peuvent choisir de s’agréger en une seule unité du marché de capacité d’au moins 1 MW sans limitation de taille maximale. La seule restriction est que les points de livraison auxquels les programmes journaliers des marchés de l’énergie s’appliquent (généralement les points de livraison actuels d’une taille supérieure à 25 MW) ne peuvent pas faire partie d’un portefeuille agrégé. L’agrégation est autorisée pour toutes les technologies. En outre, la réaffectation des composantes au sein d’une unité du marché de capacité agrégée (ci-après «CMU») est autorisée afin de faire preuve de davantage de souplesse à l’égard des agrégateurs et d’encourager leur participation au processus de mise aux enchères.

(73) Les règles relatives à l’agrégation feront l’objet d’examens périodiques et seront modifiées si les autorités belges le jugent nécessaire, afin de s’assurer que les règles relatives à l’agrégation ne constituent pas un obstacle à la participation aux enchères.

2.4.4. Capacité non prouvée

(74) Une catégorie spécifique intitulée «capacité non prouvée» est prévue dans le mécanisme. Elle est définie comme une capacité qui, au début du processus de préqualification des enchères Y-4, ne peut être associée à un point de livraison et ne peut donc pas respecter les exigences de préqualification relatives au point de livraison. Cette catégorie est ouverte à toutes les technologies et vise à encourager la participation des capacités qui pourraient déjà rencontrer davantage de difficultés à atteindre le niveau de maturité standard requis dans le cadre des enchères Y-4. Les capacités non prouvées représentent des projets moins matures, par exemple, lorsque le point de livraison n’est pas encore connu, ou lorsqu’aucun plan d’exécution n’est disponible pour le projet et que le projet ne gagnera en maturité que pendant la période de préfourniture. Les autorités belges ont expliqué que le concept de «capacité non prouvée» a été introduit à la demande du marché et qu’il pourrait être particulièrement utile pour les agrégateurs/fournisseurs de participation active de la demande qui estiment être en mesure de trouver une telle capacité au cours de la période de préfourniture, mais qui, par exemple, doivent encore achever des accords avec des sites demandeurs ou envisagent plusieurs clients potentiels. Les capacités non prouvées ne devraient être proposées qu’aux enchères Y-4. Cette catégorie ne peut être classée que dans la catégorie de capacité standard des contrats d’un an (voir considérants 138 et 145).

(75) Afin de limiter le risque posé par le fait de dépendre de projets moins matures pour la sécurité du système, la capacité totale qui peut être acceptée dans cette catégorie est limitée à 200 MW pour la première enchère. La loi sur l’électricité prévoit qu’une décision soit prise concernant cette capacité totale maximale pour chaque enchère. Le seuil pourrait encore évoluer dans le temps en cas de retour d’expérience positif.

2.4.5. Réduction de puissance («de-rating»)

2.4.5.1. Règles générales

(76) Le MRC est ouvert à tous les détenteurs de capacité en fonction de leur taux de disponibilité et de leur contribution à l’objectif d’adéquation des ressources. En effet, les CMU ne sont pas censées être disponibles 100 % du temps à 100 % de leur puissance de référence en raison, par exemple, des conditions météorologiques, des cycles de maintenance et des pannes.

(77) C’est pourquoi un facteur de réduction est calculé pour chaque technologie afin d’évaluer sa fiabilité et sa contribution à la sécurité d’approvisionnement pendant des périodes particulièrement importantes du point de vue de l’adéquation (appelées les «situations de pénurie simulées»). Ainsi, les détenteurs de capacité ne peuvent participer qu’à la mise aux enchères et ne peuvent donc prétendre qu’à des contrats de capacité à hauteur de leur capacité affectée d’un facteur de réduction (41).

(78) La méthode de calcul de ces paramètres de réduction diffère selon la technologie et est décrite plus en détail dans l’arrêté royal, qui définit la méthode de calcul du volume de la capacité et des paramètres des enchères. Elle dépendra de la catégorie de la capacité: a) les facteurs de réduction des technologies thermiques avec un programme journalier sont déterminés sur la base d’une analyse statistique, à partir de données historiques, en soustrayant le taux d’arrêt fortuit, car ce paramètre est considéré comme étant indépendant des conditions climatiques; b) les facteurs de réduction des technologies thermiques sans programme journalier sont déterminés par des mesures. Si les mesures sont jugées insuffisantes, elles sont simulées en divisant la contribution moyenne attendue de ces technologies pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée de la technologie; c) les facteurs de réduction des technologies dépendantes des conditions climatiques avec un programme journalier et des technologies dépendantes des conditions climatiques sans programme journalier qui n’ont pas choisi un accord de niveau de service [voir point e) ci-dessous] seront déterminées en divisant la contribution moyenne connexe de ces technologies pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée de la technologie applicable; d) les facteurs de réduction des technologies à énergie limitée avec un programme journalier seront déterminés en divisant la contribution moyenne attendue de ces technologies pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée; e) pour les accords de niveau de service (SLA) (ils sont destinés en général à la participation active de la demande et au stockage à petite échelle, mais ils sont également accessibles à toutes les technologies ne disposant pas d’un programme journalier, y compris les SER): le facteur de réduction est associé à chaque SLA choisi par la CMU elle-même lors du processus de préqualification (et il correspond à la valeur fixée dans le contrat de capacité) en fonction des contraintes énergétiques sélectionnées. Cela permet aux technologies ne disposant pas d’un programme journalier de déterminer elles-mêmes quel SLA est le plus adapté à leurs contraintes techniques, plutôt que de leur imposer un SLA prédéfini. En outre, un agrégateur peut choisir le SLA qui correspond le mieux à son portefeuille.

(79) Le 4 mai 2021, la Belgique a fourni des facteurs de réduction actualisés, qui sont indiqués dans le tableau ci-dessous: Tableau 4 Facteurs de réduction Accord de niveau de service (SLA) Disponibilité/durée [h] SLA Stockage à grande échelle 1 h 11 % 11 % 2 h 19 % 19 % 3 h 28 % 28 % 4 h 36 % 36 % 6 h 52 % 52 % 8 h 65 % 65 % Technologies thermiques avec un programme journalier Sous-catégorie Facteur de réduction Turbines à gaz à cycle combiné (TGCC) 91 % Turbines à gaz à circuit ouvert (TGCO) 90 % Turbojets 96 % Moteurs à gaz 95 % Moteurs diesel 93 % Installations de production combinée de chaleur et d’électricité (PCCE ou centrales de cogénération) 93 % Centrales à biomasse 93 % Installations d’incinération des déchets 93 % Centrales nucléaires 96 % Centrales à charbon 90 % Technologies à énergie limitée avec un programme journalier Disponibilité/durée [h] Facteur de réduction 1 11 % 2 19 % 3 28 % 4 36 % 5 -6 52 % 7 -8 65 % Technologies dépendantes des conditions climatiques Sous-catégorie Facteur de réduction Éoliennes en mer 15 % Éoliennes terrestres 6 % Installations d’énergie solaire 4 % Centrales hydrauliques au fil de l’eau 34 % Technologies thermiques sans programme journalier Sous-catégorie Facteur de réduction Technologies thermiques agrégées 62 % Source: notification (42)

(80) Les règles relatives à la réduction de puissance peuvent être réexaminées chaque année et modifiées si nécessaire. En particulier, le GRT procédera à des consultations au sujet de la liste des technologies actuelles existant sur le marché. S’il reçoit des commentaires indiquant qu’un nouveau type de technologie ne figure pas dans la liste, il pourra toujours en tenir compte lors de la calibration annuelle des facteurs de réduction. Par conséquent, si nécessaire, les facteurs de réduction et les technologies seront mis à jour et révisés chaque année.

2.4.6. Règles applicables à la participation transfrontalière

(81) En ce qui concerne la participation transfrontalière, la capacité d’entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères indirectes dans une zone de contrôle est définie par le gestionnaire de réseau pour chaque zone de marché directement reliée électriquement à la zone de contrôle belge, conformément à l’article 26 du règlement sur l’électricité.

(82) Dans l’attente de l’adoption des stratégies, propositions ou décisions pertinentes mettant en œuvre l’article 26 du règlement sur l’électricité, la contribution de chaque zone de marché directement reliée à la Belgique est déterminée par la contribution de ces zones pendant les situations de pénurie simulées, comme décrit à la section 2.10.1.

2.4.7. Règles applicables aux capacités non prouvées

(83) Pour garantir des conditions de concurrence équitables avec les autres capacités contractées lors de l’enchère Y-4, Elia utilisera les facteurs de réduction connus au moment de l’enchère Y-4 comme paramètre d’entrée pour le processus de préqualification standard des capacités non prouvées (étant donné que le processus de préqualification standard associé à ces capacités peut être organisé jusqu’à 24 mois après l’enchère Y-4).

2.5. Processus de mise aux enchères et règles de tarification

2.5.1. Fréquence des enchères

(84) Selon la notification, le GRT organisera des mises aux enchères dans le cadre du MRC en fonction du niveau de ressources de capacité requises pour garantir un niveau approprié d’adéquation des ressources pour atteindre la norme de fiabilité.

(85) Une mise aux enchères de capacité est organisée chaque année, pour une fourniture quatre ans plus tard («enchères Y-4»). Une autre mise aux enchères est organisée un an avant la période de fourniture visée par la mise aux enchères principale («enchères Y-1»). La première mise aux enchères Y-4 devrait être organisée en 2021, tandis que la première mise aux enchères Y-1 devrait avoir lieu en 2024.

2.5.2. Détermination du volume devant être mis aux enchères

(86) Dans une version antérieure de la loi sur l’électricité, l’article 7 undecies, paragraphe 2, prévoyait que la méthode définissant les paramètres déterminant la quantité de capacité à acheter soit proposée par le GRT. En vertu du règlement sur l’électricité, applicable depuis le 1er janvier 2020, l’État membre approuve le volume devant être mis aux enchères sur la base d’une proposition de l’autorité de régulation CREG. Le comité MRC (SPF Économie, CREG, Elia et le cabinet du ministre de l’énergie) a donc décidé, dès 2019, que la CREG élaborerait une proposition concernant la méthode définissant les paramètres qui déterminent le volume à acquérir lors des enchères. Les considérants suivants donnent davantage de précisions sur la chronologie des événements.

(87) Le 22 novembre 2019, Elia a élaboré un projet de proposition d’arrêté royal fixant la méthode de calcul des paramètres des enchères (tels que les facteurs de réduction, les prix d’exercice et de référence, le plafond de prix intermédiaire), notamment le processus consistant à déterminer le scénario à retenir en vue de définir la capacité nécessaire (43). Le 6 décembre 2019, la CREG a adopté un avis (44) sur la proposition d’Elia, dans lequel elle explique notamment que l’utilisation du scénario EU-HiLo pour déterminer la capacité à acquérir n’est pas appropriée (45) et n’est pas conforme à l’article 24, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité.

(88) Le 18 mars 2020, la CREG a soumis un projet de proposition 2064 pour déterminer le volume de capacité à acquérir au ministre belge de l’énergie. Le projet de proposition a été largement inspiré par la note (Z)2024 de la CREG, qui a été présentée au ministre le 20 décembre 2019 à la suite d’une consultation publique (46). La CREG a adopté la proposition finale le 24 mars 2020 (47). La proposition: a) obtient une contrainte budgétaire dans laquelle le coût du MRC doit être inférieur au coût pour le consommateur en raison de l’énergie non livrée attendue (EENS) (48) qui est évitée par un MRC. Le coût du MRC est le coût de la capacité demandée pour respecter la norme de fiabilité. Le coût attendu de l’énergie non fournie est l’EENS multipliée par la disposition à payer de clients qui involontairement ne reçoivent pas cette énergie (VOLL). En cas de risque de sécurité d’approvisionnement, ce VOLL représente le coût d’une non-fourniture d’énergie annoncée à l’avance. En utilisant les valeurs du VOLL provenant du Bureau fédéral du plan (49) et d’une étude menée par l’ACER (50), la CREG a obtenu la contrainte budgétaire suivante: Source: proposition (E)2064 du 24 mars 2020 de la CREG b) obtient la courbe de la demande suivante, où le volume ciblé devant être mis aux enchères est C-Q (51): Source: proposition (E)2064 du 24 mars 2020 de la CREG

(89) Compte tenu des résultats de la consultation publique sur la note 2024 de la CREG, le ministère belge de l’énergie a conclu que la méthode proposée par la CREG (en particulier la contrainte budgétaire) n’offrait pas de garanties suffisantes que l’objectif du MRC, à savoir «garantir le niveau de sécurité d’approvisionnement requis», soit atteint conformément aux critères définis par la loi.

(90) Par conséquent, le ministère belge de l’énergie a mis au point une méthode alternative pour définir les paramètres déterminant la quantité de capacité achetée dans le cadre du mécanisme de capacité, en tenant compte de la proposition d’arrêté royal d’Elia mentionnée au considérant 87 et de la proposition de la CREG mentionnée au considérant 88. Une consultation publique a été organisée sur cette méthode adaptée du 23 au 27 mars 2020. Conformément à la loi modifiée sur le MRC, l’article 7 undecies, paragraphe 2, modifié de la loi sur l’électricité prévoit que les paramètres définissant le volume à acquérir sont définis par un arrêté royal, sur la base d’une proposition de l’autorité de régulation. L’arrêté royal final a été publié au Moniteur belge le 30 avril 2021, après approbation de la loi modifiée sur le MRC (52). Les considérants 91 à 99 décrivent la procédure telle qu’elle est prévue dans ledit arrêté royal final.

(91) Chaque année, la quantité de capacité requise pour satisfaire à la norme de fiabilité au cours d’une année de fourniture future spécifique (c’est-à-dire le «volume cible») sera déterminée sur la base d’une proposition de l’autorité de régulation. L’autorité de régulation prépare sa proposition en tenant compte des données fournies par le GRT, mais ces données sont également calculées par le GRT sur la base d’un scénario et de valeurs intermédiaires proposés par l’autorité de régulation et déterminés par le ministre. Le volume cible est déterminé sur la base de la norme de fiabilité définie par la loi, qui correspond à une certaine valeur de LOLE. Un scénario est calibré pour faire en sorte que ce critère soit rempli. Une fois le scénario calibré, une simulation de marché est effectuée et elle permet de déterminer les situations de pénurie simulées. Le volume cible est alors calculé comme la somme de la charge moyenne pendant les situations de pénurie simulées et des besoins d’équilibrage, auxquels on soustrait l’EENS moyenne pendant les situations de pénurie simulées.

(92) Le scénario mentionné au considérant 91 sera l’un des scénarios centraux de référence utilisés pour cerner le problème d’adéquation des ressources, sur la base de la dernière ERAA (53) ou de la dernière NRAA (54), et sera mis à jour avec les dernières informations disponibles (55). Le processus consistant à fixer la quantité de capacité définitive à acquérir doit également respecter les dispositions pertinentes du règlement sur l’électricité.

(93) L’arrêté royal prévoit la procédure suivante afin d’établir le scénario de référence. Comme contribution à la décision du ministre de l’énergie, le GRT belge publiera une recommandation, à la suite d’une consultation publique avec les acteurs du marché, sur les données et les hypothèses. Par la suite, l’autorité de régulation établira une proposition sur le scénario de référence, en tenant compte de la méthode prévue dans l’arrêté royal. Enfin, le SPF Économie publiera un avis sur cette proposition. La décision finale concernant le choix du scénario relève de la responsabilité du ministre de l’énergie.

(94) Un plafond de prix global fixé pour les enchères détermine la rémunération maximale qui peut être perçue par une offre lors des enchères du MRC et s’applique à toutes les catégories de capacité. En limitant la rémunération maximale qui peut être perçue, le plafond de prix global des enchères limite la possibilité pour les soumissionnaires d’abuser de leur pouvoir sur le marché en soumettant des offres inappropriées. Le plafond de prix global des enchères est calculé en multipliant le coût net d’un nouvel entrant (56) par le facteur X. La valeur du facteur de correction X tient compte des incertitudes liées à l’estimation du coût net d’un nouvel entrant, tant au niveau de la variabilité des coûts bruts d’un nouvel entrant associés à différentes technologies qu’au niveau de la détermination des rentes inframarginales annuelles sur le marché de l’énergie et les revenus nets sur le marché des services auxiliaires d’équilibrage. Le plafond de prix global de la première enchère est égal à 75 EUR/kW/an, ce qui correspond au coût net d’un nouvel entrant multiplié par un facteur de correction de 1,50 (57).

(95) La courbe de la demande pour les enchères Y-4 a été construite au moyen de 3 points, comme illustré dans la figure ci-dessous:

(96) La courbe de la demande pour les enchères Y-1 est déterminée à partir des mêmes points B et C que pour les enchères Y-4, mais le volume cible est ajusté pour tenir compte de la capacité déjà contractée lors des enchères Y-4 correspondant à la même période de fourniture. Le point A correspond, en ordonnées, au plafond de prix global des enchères et, en abscisses, au volume cible.

(97) Les autorités belges estiment que la forme des courbes de demande respecte deux principes: a) garantir la sécurité de l’approvisionnement: cela signifie qu’une fois que les enchères Y-4 et Y-1 sont terminées, la norme de fiabilité devrait être respectée, sinon le MRC n’atteindrait pas son objectif. Étant donné que le point B correspond au volume requis pour satisfaire à la norme de fiabilité, il convient de veiller à ce qu’au moins ce volume soit contracté. Étant donné qu’il est encore possible, après les enchères Y-4, de contracter des capacités supplémentaires lors des enchères Y-1, la courbe entre le point A et le point B en Y-4 pourrait être inclinée, permettant de contracter moins que le montant calibré pour le point B lors de ces enchères Y-4. Cependant, le fait de contracter un volume inférieur à celui associé au point B lors des enchères Y-1 ne garantirait pas le respect de la norme de fiabilité. Cela explique pourquoi la courbe est verticale entre le point A et le point B pour les enchères Y-1; et b) veiller à ce que le mécanisme soit proportionné et à moindre coût: cela signifie que, globalement, le volume à acquérir ne doit pas dépasser le volume requis pour satisfaire à la norme de fiabilité, faute de quoi le coût total du mécanisme s’en trouverait gonflé. Cela explique pourquoi la courbe de la demande est verticale entre le point B et le point d’intersection avec l’axe des abscisses, aussi bien pour les enchères Y-4 que pour les enchères Y-1.

(98) Conformément à la loi sur l’électricité, un volume de capacité minimal doit être réservé aux enchères Y-1 et déduit du volume cible des enchères Y-4. Ce volume réservé est au moins égal à la capacité nécessaire, en moyenne, pour couvrir la capacité de pointe totale pendant moins de 200 heures de fonctionnement par an. Conformément à l’arrêté royal fixant la méthode de calcul du volume de la capacité et des paramètres des enchères dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité, la capacité nécessaire pour couvrir la capacité de pointe totale pendant moins de 200 heures de fonctionnement par an en moyenne, est déterminée, pour chaque bloc de 100 MW, par le nombre d’heures moyen nécessaire pour respecter le critère de la sécurité d’approvisionnement sur la base de la courbe de durée de la demande («load duration curve»). Il s’agit des heures dont une certaine capacité a besoin pour couvrir la consommation maximale d’électricité. L’estimation de la courbe de la demande a abouti à la réservation d’environ 2,5 GW pour l’enchère Y-1 prévue en 2024. Selon la Belgique, la décision de réserver une partie du volume à acquérir pour le processus de mise aux enchères Y-1 reflète sa volonté de souligner la neutralité technique et l’ouverture technique du mécanisme. Cette mesure encourage la participation des fournisseurs de participation active de la demande, car il pourrait être plus difficile pour ces capacités de planifier leur disponibilité longtemps à l’avance, ce qui pourrait entraver leur participation aux enchères Y-4. Malgré ce transfert du volume de capacité aux enchères Y-1, tous les détenteurs de capacité sont autorisés à participer aux enchères Y-4 et Y-1 pour une certaine période de fourniture.

(99) Anticipation de la mise en œuvre du projet final d’arrêté royal: a) Elia a organisé une consultation publique sur les scénarios, les sensibilités et les données pour le calcul des paramètres de l’enchère Y-4 dans le cadre du MRC pour la période de fourniture 2025-2026. La consultation publique a eu lieu du 5 mai 2020 au 5 juin 2020 (59). La consultation lancée par Elia portait sur les données des prévisions MAF 2019 du REGRT-E, mises à jour sur la base des dernières informations disponibles provenant de sources publiques, et sur les sensibilités à inclure dans le scénario de référence qui peuvent avoir une incidence sur la sécurité d’approvisionnement de la Belgique, conformément à l’arrêté royal (voir considérant 93). Après la consultation publique, Elia a recommandé d’intégrer, dans le scénario de référence, une sensibilité «faible demande» et une sensibilité correspondant au scénario EU-HiLo (60) (voir considérant 30). Le 10 juillet 2020, la CREG a, par la suite, adopté une proposition de scénario de référence (61), dans laquelle elle réitère notamment ses critiques à l’encontre de la recommandation d’Elia visant à inclure une sensibilité comprenant une réduction de la disponibilité du parc nucléaire français équivalant à 4 centrales (voir considérant 87), en mettant également l’accent sur le mécanisme de capacité existant en France pour assurer l’adéquation et le risque d’une hausse de la capacité à acquérir. Cependant, peu de temps après, la direction générale de l’énergie du SPF Économie a adopté un avis destiné au ministre de l’énergie (62), dans lequel elle recommande d’intégrer dans le scénario de référence une modification de la demande attendue, celle-ci ayant chuté suite aux répercussions de la pandémie de COVID-19. L’avis mentionnait également l’indisponibilité d’autres centrales nucléaires en France. Par conséquent, la direction générale de l’énergie du SPF Économie a rejeté la plupart des critiques formulées par la CREG, mais a tout de même invité Elia à revoir son analyse à la lumière des actions entreprises par le PLEF (voir considérant 35); b) la CREG a organisé une consultation publique entre le 1er et le 13 juillet 2020 sur une proposition relative aux valeurs du coût brut d’un nouvel entrant, du coût moyen pondéré du capital (WACC) et du facteur de correction X (63). Le ministre de l’énergie prend chaque année des décisions sur la base de la proposition de la CREG, mais il a la possibilité de s’en écarter.

(100) La courbe de la demande pour l’enchère Y-4 d’octobre 2021 est fondée sur le scénario central des prévisions MAF 2019, qui comprend des données actualisées et des corrections fondées sur l’«évaluation de l’adéquation des capacités de production» menée par le PLEF et publiée en avril 2020 (voir également considérants 287 à 289).

(101) L’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021 utilise le scénario central des prévisions MAF 2020, qui est complété par les derniers ensembles de données disponibles pour chaque pays, collectés au sein du REGRT-E, et par des informations publiques ou des études nationales actualisées pour d’autres pays. Selon la Belgique, le fait d’utiliser la même source (les prévisions MAF) comme ensemble de données pour les évaluations de l’adéquation des ressources et la calibration de la courbe de la demande permet d’assurer la cohérence.

(102) La Belgique a précisé que la sensibilité utilisée dans les calculs de la courbe de la demande pour la première enchère concernant l’indisponibilité des capacités nucléaires françaises (conformément à l’«évaluation de l’adéquation des capacités de production» menée par le PLEF) a également été modélisée dans l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2021.

(103) Le volume estimé à acquérir lors des premières enchères Y-4 et Y-1 s’élève à environ 9,5 GW. Le volume global est défini pour chaque enchère et est basé sur la méthode décrite dans la section 2.5.2. Dans la courbe de la demande pour l’enchère Y-4, les autorités belges ont mis de côté un volume important pour l’enchère Y-1, veillant à ce qu’une nouvelle calibration soit effectuée à une date plus proche de l’année de fourniture et évitant qu’une capacité trop importante ne soit mise aux enchères lors de la première enchère Y-4. Cette réserve importante pour les enchères Y-1 permet aux autorités belges de faire face aux légers écarts dus à de nouvelles données d’entrée et à des améliorations méthodologiques, mais elle garantit également que les technologies nouvelles et innovantes disposent de nombreuses possibilités de participation, ce qui assure en pratique la neutralité technologique de la mesure.

(104) Dans l’ensemble, environ 54 % de la consommation de pointe moyenne pendant les situations de pénurie fera l’objet de contrats lors de la mise aux enchères Y-4 en 2021, ce qui réduira le volume visé à ce qui est strictement nécessaire.

(105) La Belgique s’est engagée à recouper et à ajuster, si nécessaire, les volumes à acquérir lors des enchères T-4 en 2023 et lors des enchères T-1 en 2026 avec les résultats de la NRAA de 2023.

2.5.3. Phase de préqualification

(106) Une procédure de préqualification obligatoire s’applique à tous les détenteurs d’une capacité de production supérieure à 1 MW. Néanmoins, les capacités préqualifiées ne sont pas obligées de participer au processus de mise en concurrence (possibilité de non-participation ou «opt-out»). Pour faciliter cette préqualification obligatoire, un processus de préqualification accéléré est prévu pour permettre aux détenteurs de capacités de satisfaire à l’obligation de préqualification avec un minimum d’efforts (seul un minimum d’informations est demandé, comme un numéro d’identification, le type de point de livraison et la capacité totale installée): pour les détenteurs de capacité ayant terminé un processus de préqualification accéléré, on considère automatiquement que ces capacités ne participeront pas au processus de mise en concurrence («opt-out»).

(107) Les exigences de préqualification comprennent une limite d’émissions: les fournisseurs de capacité qui dépassent la limite d’émissions indiquée ci-dessous ne peuvent pas participer à la mise aux enchères de capacités: a) pour les capacités dont la production a débuté le 4 juillet 2019 ou après cette date, une limite d’émissions de 550 g de CO2 issu de carburant fossile par kWh d’électricité s’applique; b) les capacités dont la production a débuté avant le 4 juillet 2019 ne peuvent émettre plus de 550 g de CO2 issu de carburant fossile par kWh d’électricité ou plus de 350 kg de CO2 issu de carburant fossile en moyenne par an et par kWe installé.

(108) En outre, dans le cadre du processus de préqualification, les candidats doivent fournir une garantie financière provisoire afin d’être autorisés à participer à l’enchère. Cette garantie financière provisoire devient effective lorsque la CMU est sélectionnée lors des enchères. Si le fournisseur de capacité, après avoir été sélectionné lors de la mise aux enchères, ne respecte pas ses obligations contractuelles ou s’il n’est pas disposé à signer le contrat de capacité, des pénalités financières seront appliquées dans le cadre du processus de contrôle de préfourniture. Le cocontractant a le droit de réclamer une garantie financière au cas où ces pénalités resteraient impayées. Au moment de la préqualification, le montant de la garantie financière provisoire sera de 20 000 EUR/MW pour les CMU virtuelles et additionnelles et de 10 000 EUR/MW pour les CMU existantes, en fonction du volume admissible de la CMU (étant donné que la capacité contractée n’est pas encore connue et en veillant à ce que la garantie financière soit proportionnelle à la taille du projet et au risque que cela implique pour le système en cas de non-fourniture). Si la capacité finale contractée de la CMU est inférieure à son volume admissible, le montant de la garantie financière est diminué de la différence positive entre le volume admissible et la capacité contractée, multipliée par 20 000 EUR (pour les CMU virtuelles et additionnelles) ou 10 000 EUR (pour les CMU existantes).

(109) En outre, les parties souhaitant introduire des demandes de préqualification pour de nouvelles installations (pour un contrat de capacité de 15 ans) alimentées par des combustibles fossiles doivent reconnaître que l’obtention d’un contrat de capacité ne les exempte pas de l’obligation de respecter la législation et les objectifs actuels et futurs établis par l’Union européenne et/ou la Belgique visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre. En outre, elles doivent reconnaître que l’obtention d’un contrat de capacité les engage à contribuer à l’élaboration de politiques visant à atteindre ces objectifs. À cette fin, elles doivent inclure une déclaration écrite dans laquelle elles s’engagent à: a) étudier la faisabilité technique et économique de la réduction des émissions de gaz à effet de serre, conformément à la législation et aux objectifs européens et belges pertinents, de l’installation concernée d’ici au 31 décembre 2026; b) établir, d’ici au 31 décembre 2027, un plan de réduction des émissions indiquant la manière dont elles contribueront à la transition vers la neutralité climatique en 2050 et établissant des objectifs intermédiaires pour les années 2035 et 2045; et c) parvenir à des émissions nulles ou négatives d’ici à 2050. Les parties impliquées dans l’établissement d’un plan de réduction des émissions peuvent décider de réaliser cette étude conjointement.

(110) La conformité avec les exigences énoncées dans le considérant 109 doit être démontrée à la direction générale de l’énergie du SPF Économie.

2.5.4. Caractéristiques spécifiques de la conception des enchères

2.5.4.1. Règle de tarification

(111) Le mécanisme d’enchères concurrentielles a recours à des enchères scellées où les soumissionnaires soumettent des offres de manière anonyme et le marché est ensuite équilibré en un seul tour. Selon les autorités belges, en ne fournissant pas d’informations au marché lors de l’équilibrage du marché et en ne permettant pas aux soumissionnaires de mettre à jour leurs offres, le modèle des enchères scellées limite les risques d’abus de pouvoir de marché. Elles indiquent également qu’avec la procédure des enchères scellées, contrairement aux enchères descendantes, les soumissionnaires ne sont pas bloqués pendant une période durant (généralement) entre 2 et 3 jours lors de laquelle ils doivent être disponibles pour réagir aux informations qui sont mises à leur disposition pour la procédure de mise aux enchères. Le processus de mise aux enchères, moins complexe et moins long, pourrait réduire davantage les obstacles à l’entrée sur le marché, ce qui est particulièrement important pour les nouveaux acteurs et les petits acteurs, ainsi que pour les acteurs de la participation active à la demande dont l’activité principale n’est pas le marché de l’énergie.

(112) Tous les adjudicataires se verront attribuer une rémunération de capacité, sur la base de la règle de la tarification au prix de l’offre («pay-as-bid») pour toutes les enchères couvrant au moins les deux premières périodes de fourniture (enchères Y-4 et Y-1 pour les périodes de fourniture commençant en novembre 2025 et novembre 2026). En d’autres termes, les fournisseurs de capacité retenus recevront le montant de leur offre comme rémunération de capacité.

(113) Après la présentation au Parlement d’un rapport d’évaluation, la règle de la rémunération au prix marginal («pay-as-cleared») pourrait s’appliquer aux enchères concernant des périodes de fourniture ultérieures. En vertu de la règle «pay-as-cleared», la rémunération de la capacité est égale au prix de l’offre la plus chère qui a été sélectionnée (dans la limite du plafond de prix intermédiaire, voir section 2.5.4.2).

(114) Les autorités belges estiment que la situation d’adéquation en Belgique à l’horizon 2025 nécessitera de nouvelles capacités (voir considérant 29). Par conséquent, les détenteurs de capacités présentant des structures de coûts très hétérogènes seront probablement en concurrence lors des premières enchères du MRC. Dès lors, les autorités belges craignent que certains fournisseurs de capacité puissent bénéficier de rentes inframarginales élevées dans le cadre du MRC et donc de profits inattendus si la règle de tarification «pay-as-cleared» est appliquée. Selon la Belgique, en théorie, dans le cas où les informations circuleraient parfaitement, lorsque les participants au marché peuvent anticiper le futur prix d’équilibre du marché dans le cadre de la procédure «pay-as-cleared», une règle de tarification «pay-as-bid» aboutirait au même résultat, puisque les soumissionnaires sont incités à enchérir à ce prix d’équilibre anticipé. Dans la pratique, toutefois, un certain degré d’incertitude et d’imprévisibilité, entourant le prix du marché «pay-as-cleared» potentiel, est inévitablement associé aux premières enchères du MRC. Ainsi, dans le cadre de la règle de tarification «pay-as-bid», les acteurs du marché peuvent agir de manière plus prudente pour éviter le risque de ne pas être sélectionnés et, par conséquent, la procédure «pay-as-bid» peut conduire à un résultat moins coûteux.

(115) Toutefois, la Belgique considère que l’avantage des enchères «pay-as-bid» sur le plan du rapport coût-efficacité pourrait diminuer avec le temps, non seulement parce que le besoin de nouvelles capacités pourrait disparaître, mais aussi parce que l’organisation d’enchères «pay-as-bid» périodiques permet aux participants au marché de mieux anticiper le prix d’équilibre du marché de référence, ce qui se traduit par une courbe d’offre «plate». En outre, si la question du «missing money» venait à disparaître à moyen ou à long terme, la procédure «pay-as-bid» pourrait empêcher le prix de tendre vers zéro, puisque les fournisseurs de capacité ne sont pas incités à faire une offre à zéro en vertu de la règle de tarification «pay-as-bid».

(116) La Belgique estime qu’après les mises aux enchères ultérieures, la règle de tarification «pay-as-cleared» pourrait devenir la meilleure solution en vue de stimuler la concurrence, de fournir un signal de prix transparent et de permettre que les rémunérations de capacité tendent vers zéro lorsque le niveau des capacités fournies est adéquat pour répondre au niveau des capacités demandées. Une caractéristique importante de la règle de tarification «pay-as-cleared» réside dans le fait que le comportement rationnel des soumissionnaires est de présenter des offres correspondant aux coûts réels. En outre, comme la procédure de tarification «pay-as-cleared» fournit un signal de prix transparent au marché, cette information peut être particulièrement précieuse pour les petites unités et les nouveaux acteurs du marché, car elle peut leur donner une meilleure idée des conditions de marché actuelles et futures attendues, ce qui encourage la participation au fil du temps. En outre, la règle de tarification «pay-as-cleared» facilite les accords contractuels, en particulier pour les agrégations. Par conséquent, la Belgique prévoira une procédure permettant de passer à la règle de tarification «pay-as-cleared» lorsqu’il sera démontré qu’il est avantageux de le faire.

2.5.4.2. Plafond de prix intermédiaire

(117) Comme décrit en détail dans la section 2.6, une CMU qui nécessite des investissements importants peut demander un contrat de capacité pluriannuel. Pour l’instant, cette règle ne s’applique pas à la participation des capacités étrangères indirectes, qui ne peuvent recevoir qu’un contrat d’un an (voir considérants 143 et 144). Selon les autorités belges, les CMU dans la catégorie des contrats d’un an doivent couvrir des coûts d’investissement réduits ou nuls (sinon elles pourraient prétendre à un contrat pluriannuel). Par conséquent, il est prévu d’appliquer un plafond de prix intermédiaire aux CMU dans la catégorie des contrats d’un an, afin de prévenir la survenue de profits inattendus. Cette règle s’appliquera également aux contrats attribués aux capacités étrangères indirectes (voir section 2.10.1 pour plus de précisions).

(118) Les CMU dans la catégorie des contrats d’un an ne seront pas autorisées à soumettre des offres à un prix supérieur au plafond de prix intermédiaire. En outre, même en vertu de la règle «pay-as-cleared» (voir considérant 113), ces CMU ne recevraient pas de paiements de capacité supérieurs au plafond de prix intermédiaire.

(119) Selon les autorités belges, le plafond de prix intermédiaire empêchera également les acteurs du marché se trouvant en position dominante sur le marché de faire le choix stratégique de mettre à l’arrêt ou de fermer des capacités existantes, ce qui aurait pour effet de retirer des capacités du marché et d’influer sur le prix d’équilibre du marché. En limitant les rémunérations maximales qui peuvent être perçues par les capacités dans la catégorie de capacité des contrats d’un an (notamment les actifs existants), le plafond de prix intermédiaire limiterait le risque qu’elles bénéficient de rentes inframarginales excessives.

(120) Les autorités belges indiquent, d’une part, que le plafond de prix intermédiaire devrait être suffisamment bas pour prévenir la survenue de profits inattendus, mais, d’autre part, qu’il ne devrait pas être trop bas au point d’empêcher les investisseurs d’obtenir des rendements normaux, voire d’empêcher les CMU de participer aux enchères du MRC et de créer un signal de sortie non désiré.

(121) La méthode décrite dans l’arrêté royal fixant la méthode de calcul des paramètres des enchères dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité indique que le plafond de prix intermédiaire se base sur une calibration du «missing money» estimé de la technologie la moins performante à l’heure actuelle sur le marché, en tenant compte des coûts et des revenus.

(122) Les coûts suivants sont pris en compte: a) les coûts d’exploitation et de maintenance annuels fixes; b) les coûts de maintenance non annuels annualisés (à l’exception des coûts liés à une augmentation de la capacité ou à une prolongation de la durée de vie d’une installation); c) les coûts d’activation pour un test de disponibilité.

(123) Ces composants de coûts sont divisés par les facteurs de réduction applicables, étant donné que le plafond de prix intermédiaire s’applique à l’enchère dans laquelle les prix sont exprimés en MW affectés d’un facteur de réduction («MW réduits»). Les autorités belges ont fourni les données présentées dans le tableau 5 ci-dessous (64). Tableau 5 Coûts annuels totaux pour une liste réduite de technologies existantes (65) Coûts d’exploitation et de maintenance annuels fixes [EUR/kW/an] Coûts d’activation pour un test de disponibilité [EUR/kW/an] Facteur de réduction (66) FAIBLES MOYENS ÉLEVÉS TGCC 29 30 41 0 91 % TGCO 19 19 40 0 90 % Turbojet 23 29 29 0 96 % Réponse du marché 5 10 15 0,18 36 % Source: notification

(124) Les revenus annuels suivants sont pris en compte: a) les rentes inframarginales annuelles perçues sur le marché de l’électricité; b) les revenus nets annuels obtenus grâce à la fourniture de services d’équilibrage.

(125) Les autorités belges ont fourni les données présentées dans le tableau 6 ci-dessous: Tableau 6 Revenus annuels totaux pour une liste réduite de technologies existantes (67) Revenus annuels totaux [EUR/kW/an] (68) FAIBLES MOYENS ÉLEVÉS TGCC 5 11 20 TGCO 10,2 12,6 15,5 Turbojet 19,3 23,2 27 Réponse du marché 14,3 17,1 20 Source: notification

(126) Enfin, le «missing money» est calculé en soustrayant les revenus annuels des coûts annuels. Une marge d’incertitude de 5 % est ajoutée au nombre obtenu, afin de tenir compte des incertitudes générales qui sont associées à une estimation du «missing money», d’autant plus que la calibration du plafond de prix intermédiaire nécessite la généralisation des coûts et des recettes pour chaque technologie et que cette estimation est déterminée jusqu’à plusieurs années avant la période de fourniture concernée.

(127) Les autorités belges ont fourni les données présentées dans le tableau 7. Les différents «niveaux» de la valeur du «missing money» sont classés de la manière suivante: le niveau 1 tient compte de coûts faibles et de revenus élevés; le niveau 2 tient compte de coûts faibles et de revenus moyens; le niveau 3 tient compte de coûts faibles et de revenus faibles; le niveau 4 tient compte de coûts moyens et de revenus élevés; le niveau 5 tient compte de coûts moyens et de revenus moyens; le niveau 6 tient compte de coûts moyens et de revenus faibles. Tableau 7 Valeurs du «missing money» pour une liste réduite de technologies existantes (69) «Missing money» [EUR/kW réduit/an] Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Niveau 4 Niveau 5 Niveau 6 TGCC 10,4 20,8 27,7 11,5 21,9 28,8 TGCO 4,1 7,5 10,3 4,1 7,5 10,3 Turbojet 0 0 4 2,2 6,4 10,6 Réponse du marché 0 0 0 0 0 0 Source: notification

(128) Sur la base de la contribution et des données fournies par Elia ainsi que de l’avis de l’autorité de régulation sur ces données, les autorités belges ont fixé le plafond de prix intermédiaire pour la première enchère, à savoir l’enchère Y-4 associée à la période de fourniture allant de novembre 2025 à octobre 2026, à 20 EUR/kW réduit/an.

(129) Lors de la procédure formelle d’examen, la Belgique a mis en place un mécanisme permettant l’octroi d’une dérogation individuelle à l’application du plafond de prix intermédiaire (70).

(130) Le mécanisme de dérogation a été introduit dans l’arrêté royal fixant la méthode de calcul du volume de la capacité et des paramètres des enchères dans le cadre du MRC. Le mécanisme de dérogation s’applique aussi bien aux capacités nationales qu’aux capacités transfrontalières indirectes.

(131) Conformément à l’arrêté royal, pour la première enchère, en raison du délai limité entre la conception du mécanisme de dérogation et la préparation de la première enchère, la dérogation sera accordée ex post, c’est-à-dire après la clôture de l’enchère. La Belgique a expliqué que les bénéficiaires potentiels demanderont une dérogation avant les enchères et soumettront toutes les informations pertinentes avant les enchères. Tous les critères et toutes les règles en matière de dérogation seront établis de manière transparente avant les enchères. La dérogation ne dépendra pas des offres soumises par un participant à une enchère. Enfin, s’il est conclu ex post que certaines unités ne remplissent pas les conditions requises pour bénéficier d’une dérogation et que leurs paiements sont réduits, cela n’affecte pas les résultats (contrat, paiement et quantité attribuée) des autres unités ayant participé à l’enchère.

2.5.4.3. Règles concernant le processus de «clearing» (résolution des enchères)

(132) Les enchères de capacité devraient être résolues en sélectionnant la combinaison d’offres qui développe au maximum le bien-être social, en tenant compte de la courbe de la demande (établie de manière administrative) et de la courbe de l’offre (en agrégeant les différentes offres des détenteurs de capacité) et en tenant compte des composantes de volume et de prix des différentes offres. Dans ce contexte, le bien-être social est calculé comme la somme du surplus du consommateur (surplus pour la société résultant de la satisfaction des besoins en matière de sécurité d’approvisionnement à un prix inférieur au prix que les consommateurs seraient disposés à payer pour la capacité, tel que défini par la courbe de la demande) et du surplus du producteur (surplus pour les fournisseurs de capacité résultant de la sélection de leurs offres à un prix supérieur au prix de l’offre).

(133) Si plusieurs solutions de clearing (c’est-à-dire une combinaison d’offres) sont équivalentes du point de vue de la maximisation de l’excédent économique, la solution rejetant le moins de CO2 est sélectionnée. Si deux solutions sont équivalentes à la fois du point de vue de la maximisation de l’excédent économique et des émissions moyennes pondérées de CO2, la solution dont la durée moyenne pondérée du contrat est la plus faible est sélectionnée dans le but de limiter le «verrouillage» sur plusieurs années (71).

(134) L’algorithme d’enchère tiendra également compte des contraintes de réseau, de sorte qu’il rejettera certaines combinaisons d’offres qui, ensemble, ne sont pas réalisables sur le réseau. L’ensemble des contraintes de réseau liées au réseau du GRT qui s’appliqueront lors de la résolution des enchères seront déterminées avant la clôture des enchères et seront dues à des considérations liées à la sécurité du système ou au manque d’espace physique.

2.6. Durée du contrat

(135) Selon les autorités belges, une durée de contrat de capacité plus longue permet au fournisseur de capacité d’obtenir un financement à long terme afin d’étaler les coûts d’investissement sur une période plus longue. Cela pourrait réduire la rémunération de capacité requise par an et contribuer à garantir qu’un nouveau projet est compétitif par rapport aux projets existants sur le marché. La possibilité que de nouveaux concurrents entrent sur le marché à un prix compétitif est également cruciale pour garder sous contrôle le pouvoir de marché des fournisseurs de capacité existants.

(136) Cependant, une durée plus longue du contrat de capacité peut également «verrouiller» une technologie sur le marché de l’énergie pendant une période plus longue. Par conséquent, l’État belge a opté pour différentes catégories de capacité (1 an, jusqu’à 3, 8 et 15 ans). Par conséquent, les nouveaux investissements ne bénéficient pas immédiatement d’un contrat de capacité pour la période maximale (15 ans), ce qui permet d’éviter que le futur marché de l’énergie soit verrouillé pour les nouvelles technologies (qui sont potentiellement plus respectueuses de l’environnement).

(137) Dans la proposition d’arrêté royal du 12 décembre 2019 (72) de la CREG, les coûts admissibles sont définis comme suit: «les dépenses d’investissement initiales et non récurrentes, commandées à partir de la date de la publication des résultats de la mise aux enchères au cours de laquelle l’offre relative à cette capacité est retenue et réalisées au plus tard le jour précédant le premier jour de la période de fourniture de capacité, nécessaires à la construction et/ou à la fourniture des éléments techniques physiques essentiels de la capacité, et aux fins d’offrir au marché belge de la capacité additionnelle dès la première période de fourniture de capacité couverte par le contrat de capacité». Pour les capacités existantes, les dépenses ayant pour effet d’offrir de la capacité additionnelle sont les dépenses suivantes: i) les dépenses rendues nécessaires pour permettre à la capacité de se mettre en conformité avec les normes environnementales, et permettant ainsi de la maintenir dans le marché; ii) les dépenses nécessaires pour augmenter la puissance installée de la capacité ou la durée de vie technique de l’installation; et iii) pour les capacités étrangères directes, les dépenses nécessaires au raccordement de l’unité à un réseau relevant de la zone de contrôle belge (voir section 2.10.2).

(138) La proposition d’arrêté royal prévoit les seuils présentés dans le tableau 8. Ces seuils d’investissement ont été calculés de manière à ce que les coûts d’investissement annualisés moyens estimés soient égaux entre les différentes catégories de capacité liées à des contrats de capacité dont la durée maximale est de 15, 8 ou 3 ans. La CREG proposera de mettre à jour les seuils d’investissement lorsque cela est nécessaire et au moins tous les trois ans (73). Les seuils tiennent compte de la capacité installée plutôt que de la capacité affectée d’un facteur de réduction. D’après la Belgique, dans le cas où les seuils d’investissement tiendraient compte de la capacité offerte par la CMU affectée d’un facteur de réduction au lieu de la capacité installée, les capacités avec un facteur de réduction élevé atteindraient plus facilement les seuils d’investissement fixés pour les contrats pluriannuels, ce qui serait contraire à l’objectif du MRC. Tableau 8 Seuils d’investissement fixés pour les contrats de rémunération de capacité à long terme Durée du contrat Seuils proposés par la CREG Nouvelle proposition du gouvernement belge Années EUR/kW EUR/kW 15 600 360 8 400 239 3 177 106 Source: SPF Économie

(139) La CREG contrôlera les coûts d’investissement afin de veiller, ex ante et ex post, après la soumission de l’unité, à ce que chaque fournisseur de capacité soit classé dans la catégorie de capacité adéquate. En particulier, le fournisseur de capacité doit fournir un dossier d’investissement ex post, que l’autorité de régulation peut utiliser pour son contrôle ex post du classement d’une capacité dans une catégorie de capacité. Si l’analyse ex post révèle que les critères de coût n’ont pas été respectés (en appliquant une marge de tolérance limitée pour tenir compte des petites incertitudes), les conditions contractuelles pourraient être révisées (par exemple, la CMU pourrait être reclassée dans la catégorie de contrat appropriée). En outre, si le dossier d’investissement ex post n’est pas fourni (dans les délais), il est également possible que l’autorité de régulation reclasse la CMU dans la catégorie de capacité d’un an.

(140) Conformément à la proposition initiale, une catégorie de contrat est également attribuée aux offres agrégées. Si une offre agrégée est composée de capacités correspondant à différentes catégories de contrat, l’offre agrégée sera classée dans la catégorie de contrat attribuée à la capacité correspondant à la durée de contrat la plus faible.

(141) Cette proposition a été révisée à la suite de la procédure formelle d’examen. Conformément à l’arrêté royal fixant les seuils d’investissement, les critères d’éligibilité des coûts d’investissement et la procédure de classement, chaque capacité composant une offre agrégée fait l’objet d’un classement dans une catégorie de capacité. Sur la base du classement des capacités, la CREG détermine, le cas échéant, les différentes combinaisons de classement des capacités et associe chaque combinaison à une puissance nominale de référence maximale correspondant à la somme des puissances nominales de référence des capacités composant l’offre agrégée classées dans une catégorie de capacité égale ou supérieure à la catégorie de capacité donnée. Le gestionnaire de l’offre agrégée choisit, sur cette base, la catégorie de capacité applicable à l’offre agrégée.

(142) À la suite de la procédure formelle d’examen, la Belgique a également modifié les dispositions de l’arrêté royal concernant les coûts d’investissement admissibles. L’arrêté royal modifié indique que seuls les coûts permettant à la capacité de se mettre en conformité avec de futures normes de l’Union seront admissibles au titre du MRC.

(143) D’après les autorités belges, il ne peut être envisagé d’octroyer des contrats pluriannuels aux capacités étrangères, étant donné que, sur le long terme, il n’est pas toujours possible de garantir une capacité d’entrée suffisante. La capacité d’entrée ne dépend pas seulement du niveau et de la disponibilité de l’interconnexion, mais aussi du risque de forte sollicitation simultanée sur le réseau et sur les réseaux des pays voisins. Ce dernier risque peut varier considérablement dans le temps, en fonction de l’adéquation et de la situation du marché dans d’autres pays.

(144) Les autorités belges se sont toutefois engagées à réexaminer la possibilité d’octroyer des contrats pluriannuels aux capacités étrangères. Le premier réexamen sera effectué d’ici au 15 janvier 2023, puis tous les deux ans. Si le réexamen montre que les risques liés au niveau et à la disponibilité de l’interconnexion et que le risque de forte sollicitation simultanée sur les réseaux sont atténués de manière adéquate, de sorte que l’octroi de contrats de plus d’un an à des capacités étrangères indirectes n’entraîne pas de risques déraisonnables pour l’adéquation, des contrats pluriannuels pourraient être accordés aux capacités étrangères.

(145) Enfin, les capacités non prouvées ne peuvent prétendre qu’à des contrats de capacité d’un an, car il leur est difficile de justifier des coûts précis, ce qui leur permettrait d’être classées dans l’une des catégories de contrats pluriannuels (voir section 2.4.4).

2.7. Obligations

2.7.1. Options de fiabilité

(146) Le mécanisme de capacité mis en place par la Belgique prévoit l’achat, par le cocontractant, de la capacité auprès des fournisseurs de capacité sous la forme d’options de fiabilité. Les fournisseurs de capacité qui sont sélectionnés au terme d’une mise aux enchères vendent les options de fiabilité à l’acheteur central contre une rémunération de capacité fixe. Lorsque le prix de référence est supérieur à un niveau prédéfini, à savoir le prix d’exercice, le fournisseur de capacité est tenu de rembourser la différence entre le prix de référence et le prix d’exercice à l’acheteur central, calculée sur la base des volumes de capacité contractés.

(147) En conséquence, les revenus du fournisseur de capacité sur le marché «energy-only» sont plafonnés au prix d’exercice, mais les fournisseurs de capacité recevront une rémunération de capacité fixe et certaine en contrepartie. En d’autres termes, les fournisseurs de capacité renoncent à percevoir une partie de leurs rentes de rareté incertaines pour recevoir en contrepartie une rémunération de capacité certaine, ce qui réduit considérablement le risque de volatilité des revenus et donc les risques liés à l’investissement à réaliser. L’objectif des options de fiabilité est double. En premier lieu, l’obligation de remboursement limite les possibilités de réaliser des profits inattendus et, en second lieu, elle incite les CMU à être disponibles au cours des périodes pertinentes du point de vue de la sécurité d’approvisionnement.

2.7.2. Prix de référence

(148) La Belgique a choisi le prix du marché journalier comme prix de référence. Selon la Belgique, ses principaux avantages sont les suivants: a) le prix du marché journalier constitue le signal de marché le plus pertinent en ce qui concerne les questions d’adéquation, car la plupart des facteurs influant sur la position des acteurs sur le marché sont intégrés dans la planification et les prévisions de la production; b) le prix du marché journalier constitue un signal fort et représente le marché au comptant le plus important et le plus liquide, en raison de sa granularité et de la grande précision des hypothèses, ce qui se reflète dans les volumes échangés; c) après l’appariement journalier dans le système belge, tous les responsables en matière d’équilibrage doivent être équilibrés (nomination journalière à 15 h 00) et, à ce moment précis, le marché est réglé. De cette façon, le prix du marché journalier est la dernière possibilité, dans le calendrier de développement des produits d’électricité, de croiser la totalité des demandes et des offres restantes après le marché à terme et avant que des besoins de flexibilité ne se fassent sentir sur les marchés intrajournalier et d’équilibrage; d) en raison de sa position temporelle sur les marchés au comptant, il devrait permettre à toutes les technologies (y compris les capacités lentes) de réagir.

(149) La Belgique a expliqué que la méthode de calcul du prix de référence peut être revue à l’avenir pour s’assurer qu’elle envoie le signal de prix le plus adéquat, une fois que la maturité des autres marchés au comptant augmentera pour atteindre un niveau proche du marché journalier. En particulier, les prix du marché intrajournalier peuvent être à nouveau pris en compte dès lors que le niveau de liquidité est suffisant et qu’il est constant.

(150) La Belgique a opté pour un prix d’exercice unique, assorti de quelques corrections, afin de garantir l’ouverture technologique du système et de limiter les profits inattendus lors de la calibration. Selon les autorités belges, ces corrections sont nécessaires pour limiter les risques que l’application d’un prix d’exercice unique pourrait avoir sur la participation de certaines technologies au MRC. En particulier, l’absence de ces corrections pourrait nuire aux technologies dont le coût marginal à court terme est supérieur au prix d’exercice.

(151) Comme prévu à l’article 7 undecies, paragraphe 2, de la loi sur l’électricité, le paramètre relatif au prix d’exercice sera fixé chaque année par un arrêté ministériel au plus tard le 31 mars de l’année en question (tant pour les enchères Y-4 que pour les enchères Y-1) et sur la base de la méthode établie dans l’arrêté royal fixant les paramètres des enchères.

(152) Elle sera basée sur une analyse des courbes agrégées indiquant la partie élastique du volume de réaction du marché observé en fonction du prix du marché journalier pondéré sur une période de trois ans pour les périodes pertinentes de ces trois années (pendant les jours de semaine en période hivernale). La méthode indique que le prix d’exercice calibré doit être choisi dans la fourchette correspondant à [75 %; 85 %] du volume de réaction élastique par rapport au prix du marché qui y réagit et en tenant compte d’un certain nombre de principes directeurs: a) premier critère: les coûts marginaux à court terme des technologies avec un programme journalier devraient être couverts par le prix d’exercice choisi; b) deuxième critère: la calibration du prix d’exercice tient compte de la forme de la courbe de calibration; c) troisième critère: la calibration du prix d’exercice tient compte des évolutions du marché de l’énergie; d) quatrième critère: la stabilité du prix d’exercice au cours du temps; et e) cinquième critère: une chance raisonnable que le prix d’exercice soit atteint par le prix de référence.

(153) Dans le cadre de l’évaluation du premier critère, ce critère est examiné à la lumière des résultats et des hypothèses utilisés dans l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2019, notamment dans les sections 2.9.3 et 2.9.4. Le calcul de ces coûts marginaux à court terme repose sur plusieurs estimations: une estimation des prix des combustibles, une estimation de l’évolution potentielle du prix du CO2 et une estimation de la performance («efficience») de plusieurs technologies prises en compte dans l’étude sur l’adéquation et la flexibilité de 2019 (dans ce cas, il s’agit de TGCC, de TGCO et de groupes électrogènes à diesel).

(154) La Belgique a proposé de limiter la fourchette indicative des prix d’exercice calibrés, basée sur les trois dernières périodes hivernales (hiver 2016/2017 à hiver 2018/2019), à [320; 500] EUR/MWh.

(155) Cela implique que le prix d’exercice peut évoluer dans le temps (mais reste fixe pendant la durée du contrat de capacité d’une CMU), conformément aux évolutions du marché de l’énergie, et que les contrats de capacité résultant d’une enchère ne prévoient pas nécessairement le même prix d’exercice que les contrats de capacité liés à une autre enchère. Dans tous les cas, les fournisseurs de capacité seront informés du prix d’exercice applicable avant chaque enchère, ce qui leur permettra de tenir compte de cette information dans leurs offres.

(156) En outre, la Belgique a choisi d’offrir aux CMU qui ne sont pas tenues de mettre en place un programme individuel (les fournisseurs de participation active de la demande et les agrégateurs entrent généralement dans cette catégorie) la possibilité de remplacer le prix d’exercice unique par leur prix de marché déclaré (c’est-à-dire leur coût marginal à court terme) dans le cadre de l’obligation de remboursement lorsque celui-ci est supérieur au prix d’exercice unique. En d’autres termes, ces CMU qui ne sont pas tenues de mettre en place un programme individuel (et donc les fournisseurs de participation active de la demande) ne sont soumises à l’obligation de remboursement que dans le cas où le prix de référence dépasse leur prix de marché déclaré, qui représente le prix au-dessus duquel ces fournisseurs de capacité ont déclaré livrer de l’énergie dans le marché de l’énergie. En d’autres termes, dans le cas où la calibration du prix d’exercice unique aboutirait à un prix inférieur à leur coût d’activation, ces CMU ne seraient pas tenues de rembourser des revenus qui n’auraient pas été perçus sur le marché de l’énergie (dans le cas où le prix de référence dépasserait le prix d’exercice, mais serait inférieur à leur prix de marché déclaré). Cette mesure a été introduite après le processus de consultation publique afin d’apaiser les craintes des fournisseurs de participation active de la demande et d’autres parties qui, sans la mesure, redoutaient d’avoir plus de difficultés à participer, car ils pouvaient être soumis à une obligation de remboursement sans avoir été mobilisés et sans avoir perçu de revenus en premier lieu. Selon la Belgique, cette mesure assure également une ouverture technologique tout en limitant les profits inattendus. En particulier, selon les autorités, cet élément de conception devrait faciliter explicitement l’adhésion de la participation active