ÁLLAMI TÁMOGATÁS – BELGIUM

SA.54915. (2019/N) számú állami támogatás – Kapacitásmechanizmus

Felhívás észrevételek benyújtására az Európai Unió működéséről szóló szerződés 108. cikkének (2) bekezdése értelmében

(EGT-vonatkozású szöveg)

(2020/C 346/03)

2020. szeptember 21-én kelt levelével, amelynek hiteles nyelvi változata megtalálható ezen összefoglaló végén, a Bizottság értesítette Belgiumot arról, hogy a fent említett intézkedéssel kapcsolatosan az Európai Unió működéséről szóló szerződés 108. cikkének (2) bekezdése szerinti eljárás megindításáról határozott.

Az érdekeltek a bizottsági eljárás tárgyát képező intézkedésre vonatkozó észrevételeiket az alábbi összefoglaló és az annak végén található levél közzétételét követően egy hónapon belül tehetik meg az alábbi címen:

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

Az észrevételeket a Bizottság továbbítja Belgiumnak. Az észrevételek benyújtói kérésüket megindokolva, írásban kérhetik adataik és/vagy a benyújtott észrevételek részeinek bizalmas kezelését.

ÖSSZEFOGLALÓ

1. Eljárás

Belgium 2019. július 3-án előzetesen bejelentette az intézkedést. A Bizottság több kérdőívet küldött a belga hatóságoknak, melyeket kitöltve visszaküldtek, továbbá találkozók keretében megvitatták a prenotifikációval kapcsolatos kérdéseket. Belgium 2019. december 19-én jelentette be az intézkedést.

2. A Bizottság által indított eljárás tárgyát képező intézkedés ismertetése

A tervezett kapacitásmechanizmus (CRM) célja az ellátásbiztonság szavatolása, az 1999. április 29-i villamosenergia-törvényben foglalt megbízhatósági standardnak megfelelően. Belgium megállapította, hogy nukleáris létesítményeinek 2025-re tervezett leállítása kockázatot jelent az ellátásbiztonság szempontjából.

A belga kapacitásmechanizmusban az átvitelirendszer-üzemeltető (TSO) megbízhatósági opciók formájában vásárolja meg a kapacitást a kapacitásszolgáltatóktól. Az aukción kiválasztott kapacitásszolgáltatók eladják a megbízhatósági opciókat az átvitelirendszer-üzemeltetőnek, és cserébe fix kapacitásdíjazásban részesülnek. Amennyiben a referenciaár (azaz a másnapi ár) meghaladja az előre meghatározott szintet, az úgynevezett kötési árfolyamot, a kapacitásszolgáltatónak vissza kell fizetnie az átvitelirendszer-üzemeltetőnek a referenciaár és a kötési árfolyam közötti különbséget.

Az átvitelirendszer-üzemeltető kapacitásaukciót szervez a kapacitásforrások azon szintjének függvényében, amely a megbízhatósági standardok eléréséhez szükséges megfelelő szintű erőforrás-megfelelőség biztosításához szükséges. A kapacitásaukcióra évente kerül sor és négy évvel későbbi teljesítésre vonatkozik (ún. „T–4 aukció”). A fő aukció teljesítési évét közvetlenül megelőző évben további éves aukcióra kerül sor (ún. „T–1 aukció”).

A kapacitásmechanizmus költségeit (azaz a szolgáltatóknak történő kapacitáskifizetések finanszírozásának költségeit) „közszolgáltatási kötelezettség” alapján, az átvitelirendszer-üzemeltető hálózati díjai révén finanszírozzák.

Az intézkedés jogalapja a belga villamosenergia-piac szervezéséről szóló, 1999. április 29-i villamosenergia-törvény, melyet a Belga Hivatalos Közlönyben (Belgisch Staatsblad/Moniteur belge) 2019. május 16-án kihirdetett törvénnyel módosítottak. A kapacitásmechanizmus módozatainak továbbfejlesztése céljából másodlagos jogszabályok kerülnek elfogadásra királyi rendeletek és piaci szabályok formájában. E jogi aktusok tervezetei elérhetők az Energiaügyi Minisztérium honlapján (1).

3. Az intézkedés értékelése

3.1. Támogatás fennállása az EUMSZ 107. cikkének (1) bekezdése értelmében

A Bizottság úgy véli, hogy a kapacitásmechanizmus finanszírozása állami forrásokból történik, mivel az állam által kivetett adójellegű járulékból származik, amelyet a jogszabályok rendelkezéseivel összhangban kezelnek és osztanak fel. A Bizottság megjegyzi, hogy a nyertes ajánlattevők a bejelentett mechanizmus révén olyan bevételhez jutnak, amelyet nem kapnának meg akkor, ha a villamosenergia-piacon a rendes gazdasági feltételek mellett folytatnák tevékenységüket, vagyis kizárólag villamos energiát és kiegészítő szolgáltatásokat értékesítenének. Továbbá, az intézkedés csak bizonyos vállalkozásokat juttat előnyhöz, olyanokat, amelyek amellett, hogy képesek hozzájárulni az azonosított megfelelőségi probléma megoldásához, egyben más villamosenergia-termelők versenytársai is. A bejelentett intézkedés révén tehát olyan vállalkozások jutnak gazdasági előnyhöz, amelyek ténybeli és jogi helyzete hasonló más villamosenergia-termelőkéhez, következésképpen az intézkedés szelektív. A villamosenergia-termelés, valamint a villamos energia nagykereskedelmi és kiskereskedelmi piacai a verseny szempontjából az EU egész területén nyitottak. Ezért az ágazatbeli vállalkozásoknak állami forrásokból nyújtott előny potenciálisan befolyásolhatja az Unión belüli kereskedelmet és a verseny torzulásához vezethet. Következésképpen a Bizottság megállapítja, hogy az intézkedés az EUMSZ 107. cikkének (1) bekezdése értelmében vett állami támogatásnak minősül.

3.2. A támogatás jogszerűsége

A belga hatóságok azáltal, hogy a programot annak végrehajtása előtt bejelentették, eleget tettek az EUMSZ 108. cikkének (3) bekezdése szerinti kötelezettségüknek.

3.3. Az intézkedés összeegyeztethetősége

A Bizottság az intézkedés belső piaccal való összeegyeztethetőségét a 2014. július 1. óta alkalmazandó, a környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról szóló iránymutatás (2) 3.9. szakaszában meghatározott, a termelési kapacitások megfelelőségének biztosításához nyújtott támogatásokra vonatkozó feltételek alapján értékelte. 2020. július 2-án a Bizottság közleményt fogadott el a környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról szóló iránymutatás 2021. december 31-ig való meghosszabbításáról és módosításáról (3).

3.3.1. A közérdekű cél és a támogatás szükségessége

Belgium a kapacitásmechanizmus szükségességét az átvitelirendszer-üzemeltető (Elia) által 2019-ben közzétett megfelelőségi és rugalmassági tanulmányban (4) állapította meg. A tanulmány a nemzeti megbízhatósági standardra hivatkozva azonosítja a belga erőforrások megfelelőségével kapcsolatos kockázatokat, melyeket kiemelten a Franciaországban több nukleáris egység rendelkezésre nem állását feltételező EU-HiLo (nagy hatás – alacsony valószínűség) forgatókönyv részletez (a „rendes” rendelkezésre nem álláson felül). A Bizottság úgy véli, hogy az EU-HiLo forgatókönyv alkalmazása egy, a piac egészére kiterjedő kapacitásmechanizmusra nem tűnik megfelelőnek ahhoz, hogy meg lehessen határozni az erőforrások megfelelőségével kapcsolatos probléma horderejét, mivel a forgatókönyv esetében fennáll annak veszélye, hogy túlbecsüli az említett problémát és a villamosenergia-piac torzulásával járhat. Az Elia tanulmányában alkalmazott módszertant a nemzeti szabályozó hatóság (CREG) bírálta (5).

A Bizottságnak ezért kétségei vannak afelől, hogy az erőforrások megfelelőségével kapcsolatos problémát a belga hatóságok kellően pontosan azonosították-e, megfelelően elemezték-e és számszerűsítették-e, különös tekintettel a környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról szóló iránymutatás (221) és (222) pontjára.

3.3.2. A támogatás megfelelősége

A Bizottság kétségbe vonja, hogy az intézkedés a környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról szóló iránymutatás (226) pontja szerint megfelelő, tekintettel a beruházási küszöbértékek korlátozó kiszámítására, amely többéves (3, 8 vagy 15 éves) szerződéseket eredményez. A küszöbértékek a csökkentett kapacitás (vagyis az előre meghatározott rendelkezésre állási arány és az erőforrások megfelelőségével kapcsolatos célkitűzéshez való hozzájárulás) helyett a beépített kapacitást (vagyis az egység által üzemeltetni tervezett maximális kapacitást) veszik figyelembe. A Bizottság szerint ez akadályozhatja az erőforrások megfelelőségéhez egyaránt hozzájáruló technológiák közötti tisztességes versenyt és különösen az időszakosan rendelkezésre álló, csökkentett kapacitású technológiákat (nevezetesen az időszakosan használt megújuló nap- és szélenergiát) tarthatja vissza a versenyben való részvételtől.

3.3.3. Ösztönző hatás

Az intézkedés célja, hogy biztosítsa elegendő kapacitás rendelkezésre állását, és ezáltal szavatolja az ellátásbiztonságot. Arányos kapacitásmechanizmus nélkül valószínűleg nem állna rendelkezésre elegendő kapacitás az ellátásbiztonság szavatolásához, mivel az erőművek jelentős része a várakozások szerint nem tenne szert elegendő bevételre a hagyományos energiapiacról ahhoz, hogy fedezze a költségeit. Emellett a visszafizetési kötelezettség pénzügyi ösztönzőt jelent a szűkös időszakokban való rendelkezésre állás biztosításához. Ezenkívül Belgium eljárást vezetett be a rendelkezésre állás teljesítési időszak előtti és alatti nyomon követésére vonatkozóan, továbbá megfelelő tesztelést és pénzbírságokat vezetett be a rendelkezésre állási kötelezettség betartásának biztosítása érdekében. A Bizottság ezért arra az előzetes következtetésre jut, hogy az intézkedés alapvetően ösztönző hatású.

3.3.4. Arányosság

A Bizottság tisztázni kívánja, hogy az intézkedés a környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról szóló iránymutatás 3.9.5. szakasza szerint arányos-e. A Bizottságnak kétségei vannak afelől, hogy: i. a versenyalapú ajánlattételi eljárás megkülönböztetésmentes kritériumokon alapul-e, mivel a fenti 3.3.2. szakaszban említett beruházási küszöbértékeket alkalmazzák; ii. az egyes aukciók során beszerzendő kapacitás mennyiségének kiszámításához használt keresleti görbét meghatározó módszertan arányos-e, mivel elképzelhető, hogy az az EU-HiLo forgatókönyv érzékenységre vonatkozó irreális feltételezésein vagy más, olyan forgatókönyveken alapul, amelyek a rendes rendelkezésre nem álláson felül a francia atomerőművek rendelkezésre nem állását is feltételezik.

3.3.5. A versenyre és a kereskedelemre gyakorolt negatív hatások elkerülése

Az extraprofit elkerülése érdekében Belgium az egyéves szerződések esetében köztes felső árkorlátot fog alkalmazni a kapacitásokra. Következésképpen ezek a kapacitások nem kínálhatók az árkorlátnál magasabb áron, és nem kaphatnak az árkorlátnál magasabb elszámolóárat sem. A kapacitásokat nem fogják egyedileg értékelni azért, hogy magasabb költségek esetében a kapacitások eltérésben részesülhessenek.

A kapacitásmechanizmusban közvetve résztvevő külföldi kapacitásokra a köztes felső árkorlát vonatkozik. A Bizottság előzetes álláspontja szerint az a tény, hogy nem kerül sor többéves szerződések megkötésére, és a köztes felső árkorlát alkalmazása együttesen megakadályozzák, hogy ezek a kapacitások az aukción a tényleges költségeiken alapuló ajánlatokat tegyenek, amennyiben ezek a költségek magasabbak a köztes felső árkorlátnál. Ily módon ezeket a kapacitásokat teljes egészében visszatarthatják a kapacitásmechanizmusban való részvételtől. A Bizottság úgy véli, hogy ez a külföldi kapacitások hátrányos megkülönböztetéséhez vezet, és ezáltal sérti a környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról szóló iránymutatás (232) pontját.

Továbbá, a környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról szóló iránymutatás (233) pontjának c) alpontja értelmében a kapacitásmechanizmus „nem hátráltatja az intézkedés előtt hozott, energiatermeléssel kapcsolatos beruházási döntéseket”. A köztes felső árkorlát azonban megakadályozhatja, hogy a meglévő kapacitások a tényleges költségeiken alapuló ajánlatot tegyenek, miközben nem tudnak többéves szerződésekre pályázni, ami a kapacitásmechanizmusból való kizárásukhoz, és akár a villamosenergia-piacról való kivonulásukhoz vezethet. A Bizottságnak ezért további információkra van szüksége ahhoz, hogy értékelhesse a köztes felső árkorlát hatását, továbbá a környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról szóló iránymutatás említett pontjával való összeegyeztethetőségét.

Belgium kifejtette, hogy az (EU) 2019/943 európai parlamenti és tanácsi rendelet (6) 19. cikkének (2) bekezdésének megfelelően felosztja az övezetközi kapacitások (azaz a külföldi kapacitásszolgáltatók kapacitásmechanizmusban való részvételéhez szükséges hozzáférési jogainak) felosztásából származó, szűk keresztmetszetekhez kapcsolódó bevételeket. A Bizottság úgy véli, hogy további információkra van szüksége annak értékeléséhez, hogy a kapacitásmechanizmus összeegyeztethető-e a környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról szóló iránymutatás (233) pontjának a) alpontjával, vagyis biztosítja-e a szűk keresztmetszetekhez kapcsolódó bevételek arra való felhasználását, hogy a kapacitásmechanizmus megfelelő ösztönzést nyújtson a rendszerösszekötő kapacitásba történő beruházásra.

3.3.6. A támogatási intézkedés megfelelése az uniós jog szervesen kapcsolódó rendelkezéseinek

Amennyiben az állami támogatási intézkedés tárgyához elválaszthatatlanul kapcsolódó szempontok sértik az uniós jog más rendelkezéseit, az ilyen jogsértés befolyásolhatja az adott állami támogatás összeegyeztethetőségének értékelését. E tekintetben a Bizottság arra az előzetes következtetésre jutott, hogy a kapacitásmechanizmus finanszírozási mechanizmusa nem vezet be olyan korlátozásokat, amelyek sértenék az EUMSZ 30. vagy 110. cikkét, mivel Belgium lehetővé teszi a külföldi kapacitások részvételét a kapacitásmechanizmusban. A Bizottságnak azonban kétségei vannak azzal kapcsolatban, hogy a kapacitásmechanizmus összhangban van-e az (EU) 2019/943 rendelet 22. cikke (1) bekezdésének c) pontjával és 24. cikkének (1) bekezdésével, mivel mind a nemzeti megfelelőségi és rugalmassági tanulmány, mind az aukcióra bocsátandó kapacitásmennyiség meghatározásához használt referencia-forgatókönyv a külföldről származó villamosenergia-ellátásra vonatkozó feltételezéseken alapul (a francia atomerőművek rendelkezésre nem állásán felül).

Az (EU) 2015/1589 tanácsi rendelet (7) 16. cikkének megfelelően valamennyi jogellenes támogatás a kedvezményezettel visszatéríttetendő.

A LEVÉL SZÖVEGE

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

(2) HL C 200., 2014.6.28., 1. o.

(3) Lásd a C(2020) 4355 final közleményt (HL C 224., 2020.7.8., 2. o.).

(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) HL L 158., 2019.6.14., 54. o.

(7) HL L 248., 2015.9.24., 9. o.

(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.