AIDE D’ÉTAT — BELGIQUE

Aide d’État SA.54915 (2019/N) — Mécanisme de rémunération de la capacité

Invitation à présenter des observations en application de l’article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne

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

(2020/C 346/03)

Par lettre du 21 septembre 2020, reproduite dans la langue faisant foi dans les pages qui suivent le présent résumé, la Commission a notifié à la Belgique sa décision d’ouvrir la procédure prévue à l’article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne à l’égard de la mesure d’aide susmentionnée.

Les parties intéressées peuvent présenter leurs observations sur la mesure à l’égard de laquelle la Commission ouvre la procédure, dans un délai d’un mois à compter de la date de publication du présent résumé et de la lettre qui suit, à l’adresse suivante:

Commission européenne Direction générale de la concurrence Greffe des aides d’État 1049 Bruxelles BELGIQUE Fax + 32 22961242 Stateaidgreffe@ec.europa.eu

Ces observations seront communiquées à la Belgique. Le traitement confidentiel de l’identité de la partie intéressée qui présente les observations et/ou d’éléments de ces observations peut être demandé par écrit, en spécifiant les motifs de la demande.

RÉSUMÉ

1. Procédure

La Belgique a prénotifié la mesure le 3 juillet 2019. Les autorités belges ont répondu à plusieurs questionnaires qui leur avaient été envoyés et des réunions ont été organisées afin d’examiner le dossier de prénotification. La Belgique a notifié la mesure le 19 décembre 2019.

2. Description de la mesure à l’égard de laquelle la Commission ouvre la procédure

Le mécanisme de rémunération de la capacité (MRC) proposé vise à garantir la sécurité d’approvisionnement, telle qu’elle est définie par une norme de fiabilité inscrite dans la loi relative à l’organisation du marché de l’électricité du 29 avril 1999. La Belgique a constaté que sa sécurité d’approvisionnement risquait d’être mise à mal par le fait que son parc nucléaire fermera d’ici à 2025.

Le MRC mis en place par la Belgique prévoit l’achat, par le gestionnaire du réseau de transport (GRT), 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 au GRT contre une rémunération de capacité fixe. Lorsque le prix de référence (c’est-à-dire le prix journalier) est supérieur à un niveau prédéfini, appelé prix d’exercice, le fournisseur de capacité doit rembourser au GRT la différence entre le prix de référence et ce prix d’exercice.

Le GRT organise une mise 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 les normes de fiabilité. La 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»).

Les charges supportées par le MRC (c’est-à-dire liées au financement des paiements de capacité aux fournisseurs) seront financées sur la base d’une «obligation de service public» au moyen des tarifs de réseau appliqués par le GRT.

La base juridique de la mesure est la loi belge du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité, modifiée par une loi publiée le 16 mai 2019 au Moniteur belge. Des actes de droit dérivés (arrêtés royaux et règles applicables au marché) seront adoptés en vue de préciser les modalités du MRC. Les projets de ces textes peuvent être consultés sur le site web du ministère de l’énergie (1).

3. Appréciation de la mesure

3.1. Existence d’une aide au sens de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE

La Commission considère que le MRC est financé par des ressources publiques, à savoir le produit d’une taxe parafiscale imposée par l’État qui est géré et alloué selon les dispositions prévues dans la législation. La Commission note que les soumissionnaires retenus perçoivent, dans le cadre du mécanisme notifié, une rémunération qu’ils ne percevraient pas s’ils continuaient à opérer sur le marché de l’électricité dans des conditions économiques normales en vendant uniquement de l’électricité et des services auxiliaires. En outre, la mesure confère un avantage uniquement à certaines entreprises qui sont en concurrence avec d’autres producteurs d’électricité et capables de contribuer à remédier au problème d’adéquation constaté. La mesure notifiée conférera donc un avantage économique à des entreprises se trouvant dans une situation factuelle et juridique comparable à celle d’autres producteurs d’électricité. En conséquence, la mesure est sélective. La production d’électricité ainsi que les marchés de gros et de détail de l’électricité sont des activités ouvertes à la concurrence dans toute l’Union européenne. Dès lors, tout avantage conféré au moyen de ressources d’État à une entreprise de ce secteur est susceptible d’affecter les échanges au sein de l’Union et de fausser la concurrence. Par conséquent, la Commission conclut que la mesure constitue une aide d’État au sens de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE.

3.2. Légalité de l’aide

En notifiant le régime avant de le mettre à exécution, les autorités belges ont satisfait à l’obligation qui leur incombait en vertu de l’article 108, paragraphe 3, du TFUE.

3.3. Compatibilité de la mesure

La Commission a apprécié la compatibilité de la mesure avec le marché intérieur à la lumière des conditions énoncées à la section 3.9 des lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020 (les «lignes directrices») (2), qui fixent des conditions spécifiques pour les aides en faveur de l’adéquation des capacités de production et sont applicables depuis le 1er juillet 2014. Le 2 juillet 2020, la Commission a adopté une communication prorogeant les lignes directrices jusqu’au 31 décembre 2021 et les modifiant (3).

3.3.1. Objectif d’intérêt commun et nécessité de l’aide

La Belgique a établi le caractère nécessaire du MRC dans une étude sur l’adéquation et la flexibilité publiée en 2019 par le GRT Elia (4). Cette étude recense les risques en matière d’adéquation des ressources pour la Belgique sur la base de la norme de fiabilité nationale exposée en particulier dans le scénario «EU-HiLo» (High impact — low probability) (forte incidence — faible probabilité au niveau de l’Union européenne), qui se fonde sur l’hypothèse que plusieurs centrales nucléaires françaises sont indisponibles (en plus de l’indisponibilité «normale»). La Commission considère que le recours à ce scénario dans le cadre d’un mécanisme de capacité à l’échelle du marché ne semble pas approprié pour déterminer l’ampleur du problème d’adéquation des ressources, car il risque de surestimer ce problème et de fausser le marché de l’électricité. La méthode utilisée dans l’étude d’Elia a été critiquée par l’autorité de régulation nationale (la CREG) (5).

La Commission doute par conséquent que le problème de l’adéquation des ressources ait été défini de façon suffisamment précise et qu’il ait été analysé et quantifié correctement par les autorités belges, notamment au regard des points 221 et 222 des lignes directrices.

3.3.2. Caractère approprié de l’aide

La Commission doute que la mesure soit appropriée, à la lumière du point 226 des lignes directrices, compte tenu de ses modalités restrictives de calcul des seuils d’investissement conduisant à des contrats pluriannuels (de 3, 8 ou 15 ans). Ces seuils tiennent compte de la capacité installée (soit la capacité maximale que l’unité peut exploiter) plutôt que de la capacité affectée d’un facteur de réduction (soit le taux de disponibilité prédéfini et la contribution à l’objectif d’adéquation des ressources). La Commission considère que cette caractéristique est susceptible d’entraver l’exercice d’une concurrence équitable entre des technologies qui contribuent à parts égales à l’adéquation des ressources et de décourager en particulier des technologies intermittentes présentant des facteurs de réduction élevés (notamment, les sources d’énergie renouvelable solaires et éoliennes intermittentes).

3.3.3. Effet incitatif

La mesure vise à garantir la sécurité d’approvisionnement grâce au maintien d’une capacité disponible suffisante. En l’absence de mécanisme de capacité proportionné, la capacité ne serait probablement pas suffisante pour garantir une telle sécurité, étant donné que, d’après les projections, les revenus générés par le marché «energy-only» seraient, pour de nombreuses centrales, insuffisants pour couvrir les coûts. De plus, l’obligation de restitution génère une incitation financière en faveur d’une capacité disponible en période de pénurie. En outre, la Belgique a instauré une procédure permettant de contrôler la disponibilité avant et durant la période de fourniture et a prévu des tests et des sanctions appropriés pour garantir le respect de l’obligation de disponibilité. La Commission conclut donc à titre préliminaire que la mesure a, en principe, un effet incitatif.

3.3.4. Proportionnalité

La Commission souhaite obtenir des éclaircissements sur le caractère proportionné de la mesure conformément à la section 3.9.5 des lignes directrices. Elle doute que: i) la procédure de mise en concurrence soit fondée sur des critères non discriminatoires eu égard aux seuils d’investissement mentionnés à la section 3.3.2 ci-dessus; ii) la méthode permettant de définir la courbe de la demande, utilisée pour calculer la capacité à fournir lors de chaque mise aux enchères, soit proportionnée, cette méthode pouvant en effet s’appuyer sur une sensibilité «EU-HiLo» peu réaliste ou sur d’autres sensibilités fondées sur l’hypothèse que d’autres centrales nucléaires françaises seront indisponibles.

3.3.5. Prévention des effets négatifs sur la concurrence et les échanges

La Belgique appliquera un plafond de prix intermédiaire aux capacités dans la catégorie des contrats d’un an afin de prévenir la survenue de profits inattendus. En conséquence, ces capacités ne pourront ni être proposées à un prix supérieur à ce plafond, ni être rémunérées à un prix d’adjudication supérieur à celui-ci. Il n’est pas prévu de procéder à une appréciation individuelle des capacités en vue d’une dérogation en cas de coûts plus élevés.

Le MCR soumet la capacité indirecte étrangère au plafond de prix intermédiaire. La Commission estime à titre préliminaire que l’absence de contrats pluriannuels conjuguée à l’application du prix intermédiaire empêcheront de proposer ces capacités sur la base des coûts réels lors des mises aux enchères si ces coûts sont supérieurs au plafond de prix intermédiaire, ce qui peut décourager une participation au MRC. La Commission estime que cela engendre une discrimination contre les capacités étrangères, en violation du point 232 des lignes directrices.

En outre, le point 233 c) des lignes directrices précise que les mécanismes de capacité ne devraient pas «nuire aux décisions d’investissement […] antérieures» aux mesures d’aide. Toutefois, le prix intermédiaire pourrait avoir pour effet d’empêcher des capacités existantes d’être proposées sur la base des coûts réels sans qu’il leur soit possible d’accéder à des contrats pluriannuels, entraînant leur exclusion du MRC, voire leur sortie du marché de l’électricité. La Commission souhaite donc obtenir de plus amples informations pour pouvoir apprécier l’incidence du plafond de prix intermédiaire et sa compatibilité avec ce point des lignes directrices.

La Belgique a indiqué qu’elle attribuerait les recettes tirées de la congestion résultant de l’allocation de tickets transfrontaliers (soit les droits d’accès permettant aux fournisseurs de capacité étrangers de participer au MRC), comme le prévoit l’article 19, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil (6). La Commission estime avoir besoin de plus amples informations pour pouvoir évaluer la compatibilité du MRC avec le point 233 a) des lignes directrices, c’est-à-dire pour s’assurer que les recettes tirées de la congestion seront utilisées de façon à permettre au MRC de fournir une incitation appropriée à investir dans les capacités d’interconnexion.

3.3.6. Conformité de la mesure d’aide avec les dispositions intrinsèquement liées du droit de l’Union

Si une aide d’État comporte des aspects indissolublement liés à son objet qui enfreignent d’autres dispositions du droit de l’Union, cette violation pourrait influer sur l’appréciation de sa compatibilité. À cet égard, la Commission conclut à titre préliminaire que le mécanisme de financement du MRC n’introduit aucune restriction susceptible d’enfreindre l’article 30 ou l’article 110 du TFUE, étant donné que la Belgique autorisera la participation de capacités étrangères au MRC. Toutefois, la Commission doute que le MRC soit conforme à l’article 22, paragraphe 1, point c), et à l’article 24, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943, étant donné que tant l’étude relative à l’adéquation et à la flexibilité du système électrique belge que le scénario de référence utilisé pour déterminer le volume de capacité devant être mis aux enchères reposent sur des hypothèses concernant l’offre d’électricité à l’étranger (indisponibilité d’autres centrales nucléaires françaises).

Conformément à l’article 16 du règlement (UE) 2015/1589 du Conseil (7), toute aide illégale peut faire l’objet d’une récupération auprès de son bénéficiaire.

TEXTE DE LA LETTRE

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

(2) JO C 200 du 28.6.2014, p. 1.

(3) Voir la communication C(2020) 4355 final (JO C 224 du 8.7.2020, p. 2).

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

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

(6) JO L 158 du 14.6.2019, p. 54.

(7) JO L 248 du 24.9.2015, p. 9.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(19) OJ C 121, 6.4.2018.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(35) See also recital (38) below.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(59)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(68) Calculated as follows:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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