DECISIONE (UE) 2022/639 DELLA COMMISSIONE

del 27 agosto 2021

relativa al regime di aiuti SA.54915 - 2020/C (ex 2019/N) Belgio — Meccanismo di remunerazione della capacità

[notificata con il numero C(2021) 6431]

(Il testo in lingua inglese è il solo facente fede)

(Testo rilevante ai fini del SEE)

LA COMMISSIONE EUROPEA,

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea, in particolare l'articolo 108, paragrafo 2, primo comma,

visto l'accordo sullo Spazio economico europeo, in particolare l'articolo 62, paragrafo 1, lettera a),

dopo aver invitato gli interessati a presentare le proprie osservazioni conformemente alle suddette disposizioni (1), e tenuto conto di tali osservazioni,

considerando quanto segue:

1. PROCEDIMENTO

(1) A seguito della procedura antecedente la notifica, con lettera del 19 dicembre 2019, il Regno del Belgio ha notificato alla Commissione, ai sensi dell'articolo 108, paragrafo 3, del trattato sul funzionamento dell'Unione europea («il trattato»), un meccanismo di remunerazione della capacità («la misura» o «MRC») a livello di mercato.

(2) Con lettera del 21 settembre 2020 la Commissione ha comunicato al Belgio la propria decisione di avviare il procedimento di cui all'articolo 108, paragrafo 2, del trattato riguardo alla misura.

(3) La decisione della Commissione di avviare un procedimento («la decisione di avvio») è stata pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea (2). La Commissione ha invitato gli interessati a presentare osservazioni.

(4) Con lettera del 22 ottobre 2020 il Belgio ha presentato le sue osservazioni in merito alla decisione di avvio. Alla Commissione sono pervenute ulteriori osservazioni da 15 interessati. Tali osservazioni sono state trasmesse al Belgio il quale ha avuto la possibilità di commentarle. Le osservazioni del Belgio sono pervenute con lettera del 24 dicembre 2020.

(5) Il 9 luglio 2021 il Belgio ha convenuto in via eccezionale di rinunciare ai diritti conferiti ai sensi dell'articolo 342 del trattato, in combinato disposto con l'articolo 3 del regolamento (CE) n. 1/1958 (3) e di acconsentire all'adozione e alla notifica in inglese della presente decisione.

2. DESCRIZIONE DETTAGLIATA DELLA MISURA

2.1. Sintesi della misura

(6) Il Belgio stima che dovrà affrontare un problema di adeguatezza della produzione di energia elettrica a partire dal 2025, principalmente in ragione della sua decisione di dismettere gradualmente tutta la capacità nucleare nel periodo 2022-2025 e dallo smantellamento delle capacità di generazione termica in Belgio e nei paesi limitrofi.

(7) Di conseguenza la misura mira a garantire che vi sia una capacità sufficiente per la produzione di energia elettrica e che tale produzione soddisfi la domanda prevista di energia elettrica.

(8) Nel contesto del MRC i beneficiari verrebbero selezionati tramite una procedura di gara competitiva e verrebbero remunerati per la loro disponibilità. Il sostegno assumerebbe la forma di un pagamento di capacità per la durata dell'accordo di capacità. In cambio gli aggiudicatari darebbero la loro disponibilità a soddisfare la domanda del gestore del sistema di trasmissione («TSO») durante eventi di stress che potrebbero verificarsi.

(9) Il Belgio ha fissato i propri obiettivi nazionali di decarbonizzazione nel suo piano nazionale per l'energia e il clima («PNEC») (4). Ai sensi di tale PNEC, si prevede che la quota delle fonti di energia rinnovabili nel contesto del consumo belga di energia elettrica aumenterà dal 17 % nel 2017 fino ad almeno il 40,4 % nel 2030. Il conseguimento di tali obiettivi richiederà l'integrazione di fonti di energia rinnovabile significative quali l'eolico e il solare, la cui caratteristica intermittente può rappresentare una sfida per l'adeguatezza e la sicurezza dell'approvvigionamento.

(10) Sebbene lo sviluppo delle fonti di energia rinnovabili non sia il suo obiettivo primario, la progettazione del MRC abbraccia gli obiettivi ambiziosi di introdurre ulteriormente le fonti di energia rinnovabili nel mix energetico belga e fungere da complemento all'ulteriore sviluppo di nuove fonti di energia rinnovabili intermittenti.

2.2. Base giuridica e disposizioni governative

(11) La base giuridica della misura è la legge sull'energia elettrica del 29 aprile 1999 sull'organizzazione del mercato belga dell'energia elettrica («la legge sull'energia elettrica»), modificata dalle leggi (5) pubblicate il 16 maggio 2019 e il 19 marzo 2021 nella Gazzetta ufficiale belga.

(12) Inoltre, per definire ulteriormente le modalità di funzionamento del MRC, sono stati preparati regi decreti (6) e norme sul funzionamento del MRC belga (7). 1) il regio decreto del 28 aprile 2021 che determina la metodologia per il calcolo della capacità e i parametri d'asta nel contesto del meccanismo di remunerazione della capacità (8); 2) il regio decreto del 21 maggio 2021 sui criteri di ammissibilità relativi al sostegno cumulativo e alla soglia minima di partecipazione (9); 3) il regio decreto del 4 giugno 2021 sulle soglie di investimento e sui costi ammissibili (10); 4) il progetto di regio decreto sulla determinazione delle condizioni in base alle quali i titolari di capacità in relazione a capacità estere possono partecipare al MRC (11); e 5) il regio decreto del 30 maggio 2021 sulle modalità di controllo (12).

(13) Nell'agosto del 2020, Elia, il TSO belga, ha condotto una consultazione pubblica sulle norme sul funzionamento del MRC belga (13).

2.3. Adeguatezza della capacità di generazione in Belgio

2.3.1. Parametro di affidabilità

(14) L'obiettivo primario del MRC proposto è garantire la sicurezza dell'approvvigionamento, come definito in un parametro di affidabilità.

(15) Come notificato nel 2019, i criteri di affidabilità in Belgio sono stati definiti mediante un criterio di previsione di perdita di carico (LOLE) in due parti: il numero previsto di ore durante le quali non sarà possibile per tutte le risorse di generazione a disposizione della rete elettrica belga coprire il carico e il fabbisogno di riserve di esercizio, tenendo conto anche della gestione della domanda, dello stoccaggio e degli interconnettori, non deve superare le tre ore per un anno statisticamente normale. Come secondo criterio, la previsione di perdita di carico deve rimanere inferiore a 20 ore per un anno statisticamente anomalo («LOLE95») (14). Tali valori sono stati sanciti anche nella legge sull'energia elettrica.

(16) Il parametro di affidabilità è un'espressione della stima del valore che i consumatori attribuiscono all'evitare interruzioni della fornitura di energia elettrica («VOLL») e il costo previsto della nuova capacità («CONE») in Belgio.

(17) L'articolo 23, paragrafo 6, del regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell'energia elettrica (15) («regolamento sull'energia elettrica») prevede l'istituzione di una metodologia dell'Unione per il calcolo del VOLL, del CONE e del parametro di affidabilità.

(18) Il 2 ottobre 2020, l'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia («ACER») ha approvato la metodologia per il calcolo del VOLL («metodologia VOLL»), del CONE («metodologia CONE») e del parametro di affidabilità («metodologia RS»). Le tre metodologie sono indicate collettivamente come «metodologia VOLL/CONE/RS» (16).

(19) Il 7 giugno 2021 il Belgio ha presentato il calcolo dei nuovi VOLL, CONE e del parametro di affidabilità secondo la metodologia VOLL/CONE/RS.

(20) Il 28 maggio 2021 l'autorità belga di regolamentazione per l'energia («CREG», la Commissione per la regolamentazione di energia e gas) ha inviato al ministro dell'Energia la propria proposta per un parametro di affidabilità per il Belgio. Il parametro di affidabilità proposto dalla CREG era di 2 ore e 43 minuti.

(21) La direzione generale per l'Energia del Servizio pubblico federale Economia («SPF Economia») nel suo parere del 2 giugno 2021 ha raccomandato di arrotondare il parametro di affidabilità a tre ore al fine di garantire la coerenza con i precedenti studi sull'adeguatezza delle risorse nazionali ed europee, di consentire il rispetto della prassi di esprimere parametri di affidabilità in ore arrotondate come nei paesi limitrofi, nonché di tenere conto del fatto che il deficit non marginale individuato per il Belgio sarà colmato da un mix energetico e non da un'unica tecnologia di riferimento.

(22) Secondo il progetto di regio decreto sulla determinazione del parametro di affidabilità e sull'approvazione dei valori per il costo di VOLL e CONE, il nuovo parametro di affidabilità è fissato a tre ore.

(23) Il progetto di regio decreto approva anche la stima unica del costo di VOLL, sulla base del valore fissato dalla direzione generale per l'Energia dell'SPF Economia congiuntamente all'Ufficio di pianificazione, nonché la stima di CONE sulla base della tecnologia di gestione della domanda (17).

(24) Il VOLL sarà fissato a 16 033 EUR/MWh e il CONE a 45 EUR/kW/anno.

(25) Il VOLL è stato calcolato utilizzando un metodo di triangolazione che ha tenuto conto della funzione di produzione e di un'indagine sulla disponibilità a pagare condotta dalla CREG. Secondo le autorità belghe, l'indagine svolta dalla CREG non è stata affidabile in quanto, tra l'altro, il singolo scenario proposto (a una temperatura inferiore a + 5 °C) non era rappresentativo per la maggior parte degli scenari di scarsità. Pertanto la ponderazione attribuita ai risultati dell'indagine per stimare il VOLL è stata limitata.

(26) Secondo la legge sull'energia elettrica, i calcoli rilevanti per il MRC saranno effettuati sulla base del parametro di affidabilità in vigore il 15 settembre dell'anno antecedente all'asta.

(27) In considerazione delle tempistiche serrate, il Belgio ha calcolato il volume da acquisire nelle aste Y-4 e Y-1, previste rispettivamente per ottobre 2021 e 2024, sulla base del vecchio parametro di affidabilità, fermo restando l'impegno ad adeguare i volumi, se necessario, qualora il nuovo parametro di affidabilità e la valutazione dell'adeguatezza evidenzino un fabbisogno di capacità notevolmente inferiore.

(28) Il Belgio si è inoltre impegnato ad aggiornare il VOLL sulla base di una nuova indagine sulla disponibilità a pagare, in linea con la metodologia CONE/VOLL/RS e, se necessario, a stabilire un nuovo parametro di affidabilità prima del mese di settembre del 2022, al fine di utilizzare il nuovo parametro di affidabilità per determinare il volume da approvvigionare al più tardi per l'asta del 2023.

2.3.2. Valutazione dell'adeguatezza

(29) Secondo le autorità belghe, il Belgio dovrà affrontare un problema di adeguatezza a partire dal 2025, principalmente in ragione dall'abbandono graduale del nucleare previsto tra il 2022 e il 2025, rafforzato dallo smantellamento delle capacità di generazione di energia termica nei paesi vicini. Il problema dell'adeguatezza è stato stabilito mediante uno studio sull'adeguatezza delle risorse nazionali ipotizzando più scenari.

(30) Lo studio nazionale sull'adeguatezza relativo al periodo 2020-2030, pubblicato dal gestore del sistema di trasmissione belga Elia nel giugno 2019 («studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2019») (18), ha individuato una necessità sistematica di nuova capacità nello scenario EU-HiLo (high impact - low probability, alto impatto - bassa probabilità), entro l'inverno 2025-2026. Tale scenario tiene conto dell'energia elettrica importata e presuppone che diverse unità nucleari francesi potrebbero non essere disponibili (in aggiunta alla «normale» indisponibilità). Lo stesso scenario è stato utilizzato nel quadro della valutazione del volume delle riserve strategiche (19). Lo scenario del caso di base dell'UE (20) mostra una scarsità di 2,4 GW nel caso in cui venga mantenuta la capacità termica esistente nel sistema (cfr. figura 4-18 dello studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2019).

(31) I risultati dello studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2019 mostrano, per lo scenario EU-HiLo, che, in assenza di intervento, il LOLE raggiungerebbe un elevato valore pari a 10,5 ore nel 2025, superando significativamente il parametro nazionale di affidabilità in termini di sicurezza dell'approvvigionamento. L'indicatore LOLE95 salirebbe addirittura a 84 ore. La tabella che segue mostra i risultati del LOLE, come previsto dallo studio nazionale sull'adeguatezza per gli scenari EU-HiLo e EU-Base: Tabella 1 Risultati LOLE per il Belgio nello studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità 2025 2028 2030 EU-Base EU-HiLo EU-Base EU-HiLo EU-Base EU-HiLo LOLE mercato residuo (ore) 9,4 10,5 6 6,9 6 6,2 LOLE95 mercato residuo (ore) 89 84 63 76 43 51 Fonte: studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2019.

(32) L'11 luglio 2019 la CREG ha pubblicato un'analisi dello studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2019 (21). In tale analisi, la CREG ha, tra l'altro, messo in dubbio il ricorso allo scenario EU-HiLo come scenario principale. Secondo la CREG, la metodologia per valutare la redditività della capacità esistente e di quella nuova dovrebbe essere migliorata e dovrebbero essere prese in considerazione tutte le riserve di bilanciamento disponibili in Belgio e all'estero.

(33) Nel novembre 2019 la rete europea di gestori di sistemi di trasmissione («ENTSO per l'energia elettrica») ha pubblicato le previsioni dell'adeguatezza a medio termine del 2019 («previsioni del 2019») (22) dalle quali emergono i seguenti risultati per il Belgio nel 2025: Tabella 2 Livelli LOLE per il Belgio nelle previsioni del 2019 Scenario del caso di base — 2025 Sensibilità a una riduzione della generazione a carbone (23) — 2025 LOLE media 1,09 ore 1,61 ore LOLE95 3,15 ore — Fonte: «Previsione dell'adeguatezza a medio termine — 2019» dell'ENTSO per l'energia elettrica.

(34) Tuttavia, secondo il Belgio, le previsioni del 2019 dell'ENTSO per l'energia elettrica non presentano i risultati della LOLE per il Belgio in modo sufficientemente accurato in quanto presuppongono la disponibilità di ulteriori 2,5 GW (24), che di fatto non è garantita.

(35) Nella sua relazione finale del mese di aprile del 2020 (25), il Pentalateral Energy Forum (26) («PLEF») ha presentato i seguenti risultati per il Belgio nel 2025: Tabella 3 Livelli LOLE per il Belgio nella valutazione dell'adeguatezza generale del PLEF per il 2020 Scenario del caso di base — 2025 (27) Sensibilità a una riduzione della generazione a gas — 2025 (28) Sensibilità a una riduzione della generazione nucleare/della capacità netta di trasmissione della Svizzera 2025 (29) LOLE media 3,tre ore 8,1 ore 4,6 ore Fonte: Pentalateral Energy Forum «Generation Adequacy Assessment —April 2020 — Final report».

(36) A novembre del 2020 l'ENTSO per l'energia elettrica ha pubblicato le previsioni dell'adeguatezza a medio termine del 2020 («previsioni del 2020»). Per lo scenario del caso di base del 2025, dai risultati delle previsioni del 2020 emerge un LOLE medio di 0,4 ore che soddisfa quindi il criterio di adeguatezza legale per il Belgio pari a tre ore per la LOLE.

(37) Tuttavia nelle osservazioni dei paesi allegate alle previsioni del 2020, il Belgio ha indicato che: «si registra una quantità significativa di presunta capacità di 'nuova costruzione' nelle previsioni del 2020 distribuita su un ampio insieme di paesi. Occorre osservare che in generale non vi è la certezza che tali capacità si concretizzino in definitiva entro il 2025, di conseguenza tali ipotesi e i risultati che ne conseguono, presentati nelle previsioni del 2020, dovrebbero essere interpretati con cautela. Inoltre il Belgio fa parte da diversi anni della regione nella quale è già stato attuato l'accoppiamento dei mercati basato sui flussi. Considerando che Elia ha sviluppato e attuato un modello di simulazione basato sui flussi, ad esempio nello studio di Elia del 2019, e che tale modello è stato utilizzato anche nello studio del PLEF sulla valutazione dell'adeguatezza della capacità di generazione del 2020, tale approccio non è ancora utilizzato nel presente studio sulle previsioni del 2020».

(38) Nella loro notifica le autorità belghe hanno indicato che la metodologia e i dati sono allineati a livello europeo e pertanto lo studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2019 sarebbe in linea con le previsioni del 2019.

(39) Ai sensi dell'articolo 23, paragrafo 3, del regolamento sull'energia elettrica, l'ENTSO per l'energia elettrica dovrebbe sviluppare una metodologia da utilizzare per la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse e per qualsiasi valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse (cfr. articolo 24 del regolamento sull'energia elettrica). Tale metodologia dovrebbe essere approvata dall'ACER.

(40) Il 2 ottobre 2020 l'ACER ha approvato la metodologia per la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse («la metodologia per la valutazione europea») (30).

(41) Il 30 giugno 2021 Elia ha pubblicato un nuovo studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità per il periodo 2022-2032 («studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021»).

(42) In linea con la metodologia per la valutazione europea, Elia ha integrato gli elementi di tale metodologia delineati di seguito nel quadro dello sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021: a) anni climatici: Elia ha scelto di attuare la prima opzione delineata nella metodologia per la valutazione europea, ossia di basarsi su una migliore previsione delle proiezioni climatiche future; b) valutazione della redditività economica: Elia ha sviluppato un metodo per calcolare la redditività economica dei diversi attivi del sistema elettrico, in linea con la metodologia per la valutazione europea; c) basato sui flussi: il quadro di modellizzazione di Elia integra tutte le introduzioni di progettazione del mercato note e pianificate nel metodo di calcolo della capacità basata sui flussi, come l'estensione della regione alla zona «Core»; il «coupling ibrido avanzato»; o le norme sul margine minimo disponibile residuo (minRAM, minimum Remaining Available Margin) introdotte dal regolamento sull'energia elettrica; d) flessibilità: lo studio include tanto il calcolo dei fabbisogni e dei mezzi di flessibilità del sistema complessivo, quanto una valutazione del dimensionamento delle riserve di contenimento della frequenza e delle riserve di ripristino della frequenza per ogni anno di interesse al fine di rispecchiare i fabbisogni di riserva che copriranno gli sbilanciamenti in linea con i requisiti giuridici che sono modellati nelle simulazioni di adeguatezza. Inoltre le caratteristiche di flessibilità dell'energia eolica offshore vengono perfezionate e le tecnologie power-to-x sono incluse come tecnologie nuove. Infine un'attenzione particolare è dedicata all'impatto dell'integrazione della seconda ondata di capacità di generazione offshore e delle piattaforme di bilanciamento transfrontaliere; e) integrazione settoriale: per quanto concerne il coupling settoriale, si tiene conto delle interfacce tra il sistema elettrico e diversi settori quali quelli dei trasporti, del riscaldamento e del gas, attraverso l'inclusione di ipotesi relative rispettivamente a veicoli elettrici, pompe di calore e capacità di generazione delle unità termiche a gas. Al fine di comprendere le implicazioni dell'utilizzo dell'energia elettrica per generare idrogeno nella modellizzazione utilizzata nello studio in questione, sono stati aggiunti gli elettrolizzatori come consumo (flessibile) di energia elettrica in Belgio e all'estero. Inoltre particolare attenzione è stata prestata alla digitalizzazione dei consumi di energia elettrica aggiuntivi derivanti da trasporti e calore; f) orizzonte decennale: lo studio si basa su un orizzonte decennale (2022-2032). Al fine di ridurre la quantità di simulazioni e calcoli, non tutte le sensibilità e tutti gli scenari sono stati simulati per tutti gli anni: alcuni anni importanti sono stati analizzati in maniera più approfondita. È stata calcolata una notevole quantità di sensibilità per il Belgio e all'estero al fine di rilevare e comprendere le implicazioni della variazione di determinate ipotesi. Per effettuare un raffronto, la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse del 2021 dovrebbe simulare soltanto gli anni 2025 e 2030; g) varianti con e senza meccanismi di capacità: in linea con il regolamento sull'energia elettrica e la metodologia per la valutazione europea, Elia ha incluso scenari con e senza meccanismi di regolazione della capacità relativi all'intero mercato in Europa.

(43) Le autorità belghe hanno affermato che nel contesto dello studio in questione sono stati attuati i principali requisiti metodologici previsti dalla metodologia per la valutazione europea.

(44) Sulla base del regolamento sull'energia elettrica, la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse deve contenere gli scenari centrali di riferimento. Tali scenari comprendono, tra l'altro, una valutazione della redditività economica dei mezzi di generazione. La metodologia per la valutazione europea specifica inoltre che devono essere definiti due scenari centrali di riferimento: uno con meccanismi di capacità in tutta Europa e l'altro senza tali meccanismi di capacità.

(45) Di conseguenza nello studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021 sono stati esaminati due scenari centrali: a) «EU-Base»: rispecchia uno scenario che tiene conto dei meccanismi di regolazione della capacità relativi all'intero mercato già approvati in Francia, Gran Bretagna, Polonia, Italia e Irlanda e presume che questi saranno in vigore fino alla fine del periodo di tempo previsto dallo studio in questione; b) «EU-noCRM»: rispecchia uno scenario che esclude i proventi del meccanismo di regolazione della capacità relativi all'intero mercato, supponendo quindi che non esistano tali meccanismi in Europa.

(46) Lo studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021 tiene conto del contributo di tutte le risorse, comprese le possibilità di generazione esistenti e future, lo stoccaggio dell'energia, l'integrazione settoriale, la gestione della domanda, e l'importazione e l'esportazione, nonché del loro contributo alla gestione flessibile del sistema.

(47) Le autorità belghe hanno asserito che la modellizzazione dei prezzi di equilibrio massimi effettuata nello studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021 tiene conto di tutte le disposizioni giuridiche disponibili, quali il limite di prezzo massimo attualmente applicabile, la norma del 60 % (31) come stabilita nel (UE) 2015/1222 della Commissione, del 24 luglio 2015, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione (32) e la decisione n. 04/2017 dell'ACER del 14 novembre 2017.

(48) Lo studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021 modellizza l'aumento automatico del prezzo di equilibrio massimo dal 2025 in poi. Secondo le autorità belghe, è molto probabile che non si verificherà alcuna LOLE prima del 2025, di conseguenza non viene modellizzato alcun aumento del prezzo di equilibrio massimo prima di tale anno. Tuttavia, anche se dovessero verificarsi aumenti del massimale di prezzo, secondo le autorità belghe, dalla modellizzazione emerge che i risultati della valutazione della redditività economica per il 2025 non cambierebbero (cfr. figura 3-72 dello studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021). Il Belgio si è impegnato a garantire che il nuovo studio sull'adeguatezza, da pubblicare entro giugno del 2023, tenga pienamente conto della metodologia per gli aumenti dinamici dei prezzi dall'inizio del periodo di simulazione in poi.

(49) Secondo lo studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021, a partire dal 2025, una volta completato l'abbandono graduale del nucleare, il Belgio dovrà far fronte a una necessità strutturale di nuova capacità. Tale fabbisogno ammonta a 2 GW nel 2025 nello scenario centrale «EU-Base» e aumenta gradualmente fino a 3,9 GW entro il 2032. Tale necessità più elevata è legata al previsto aumento del consumo di energia elettrica e alla riduzione delle importazioni durante i periodi di scarsità in Belgio.

(50) Lo studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021 prevede che soltanto una quota molto ridotta della nuova capacità sarà realizzabile tramite il mercato esclusivamente energetico (energy-only) entro il 2025.

(51) Di conseguenza le autorità belghe ritengono che, in assenza di azioni, in Belgio dal 2025 in poi si riscontrerà un problema di adeguatezza delle risorse.

(52) Lo studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021 rappresenta la panoramica più recente e migliore del fabbisogno del MRC.

2.3.3. Fallimenti del mercato

(53) Il Belgio ha individuato una serie di fallimenti del mercato che ostacolano un mercato dell'energia elettrica ben funzionante, sicuro, accessibile e sostenibile.

(54) Un primo fallimento del mercato deriva da diversi fattori che impediscono segnali di prezzo efficienti così come dal fatto che i prezzi dell'energia incontrano ostacoli a salire fino a VOLL e altre imperfezioni nella progettazione del mercato.

(55) La combinazione di questi fallimenti del mercato e dell'azione normativa associata può tendere a «smorzare» i segnali di prezzo nei mercati dell'energia elettrica e di conseguenza i prezzi non riescono ad aumentare fino a raggiungere un livello «efficiente» in periodi di scarsità. Ciò porta a una carenza cronica di proventi per i gestori degli impianti e per gli operatori della gestione della domanda, che incide sulla loro capacità di recuperare i propri costi fissi e variabili, un fenomeno solitamente denominato «carenza di proventi» che impedisce alle forze di mercato di conseguire il livello di adeguatezza richiesto.

(56) In teoria, l'incapacità dei consumatori di selezionare il livello di affidabilità desiderato potrebbe essere risolta, in un mercato esclusivamente energetico, consentendo un aumento dei prezzi a un livello di regolamentazione che rispecchi il prezzo che i consumatori non sarebbero più disposti a pagare per l'energia e che permetterebbe ai produttori di percepire rimunerazioni di scarsità. Tuttavia, come conseguenza della gestione della bassa domanda, è difficile rilevare VOLL effettivi e i picchi di prezzo affrontano problematiche di accettabilità politica.

(57) Secondo le autorità belghe, una seconda carenza del mercato deriva dall'avversione al rischio degli investitori in un contesto di maggiore volatilità ed elevata incertezza a livello di regolamentazione. La diffusione crescente delle fonti di energia rinnovabili intermittenti rende i prezzi più volatili e aumenta l'incertezza sulla possibilità che le tecnologie convenzionali possano recuperare i propri costi fissi nel mercato dell'energia elettrica. Secondo il Belgio, leggere variazioni delle condizioni relative al livello di introduzione delle fonti di energia rinnovabili, ad esempio obiettivi riguardanti il solare, l'eolico onshore e l'eolico offshore, potrebbero avere ripercussioni significative sui proventi delle tecnologie convenzionali di generazione. Il problema della «carenza di proventi» sta diventando più grave con l'aumento della capacità intermittente. Di conseguenza, secondo le autorità belghe, ciò aumenta il rischio economico associato agli investimenti in tecnologie convenzionali flessibili di generazione. Inoltre, secondo il Belgio, solitamente i prezzi dell'energia non prevedono un orizzonte di copertura a termine superiore a tre anni, che rappresenta un periodo breve affinché gli investitori possano sviluppare un caso di investimento. Inoltre, secondo le autorità belghe, anche se i mercati a termine potrebbero accogliere variazioni incrementali della domanda e dell'offerta, non sarebbero in grado di fornire una copertura in caso di un importante shock strutturale, come il previso abbandono graduale del nucleare in Belgio.

(58) In terzo luogo, l'affidabilità dei sistemi elettrici presenta alcune caratteristiche di un interesse pubblico. Ciò è dovuto al fatto che gli investimenti per un livello più elevato di sicurezza dell'approvvigionamento avvantaggiano tutti, mentre, come spiegato in precedenza, non è possibile per il gestore del sistema disconnettere selettivamente la maggior parte dei singoli consumatori finali sulla base della loro disponibilità a pagare. Di conseguenza i generatori disporranno probabilmente di incentivi non ottimali ad investire in capacità di generazione, una circostanza questa che risulterebbe in definitiva in livelli subottimali di affidabilità del sistema.

(59) Secondo le autorità belghe, tali problematiche assumono una forma particolare in Belgio, in quanto si tratta di un mercato relativamente piccolo ed altamente interconnesso ed è quindi interessato anche da rischi di approvvigionamento analoghi derivanti dai mercati dell'energia elettrica limitrofi. Di conseguenza, secondo le autorità belghe, l'adeguatezza del Belgio è largamente influenzata dalla situazione nei mercati dell'energia elettrica limitrofi.

(60) Nel 2018 la Commissione ha approvato una riserva strategica per il Belgio fino al 31 marzo 2022 (33). L'obiettivo della riserva strategica consiste nel soddisfare picchi di domanda durante i periodi invernali in cui il mercato non è in grado di farlo, mantenendo fuori dal mercato alcune capacità di generazione e di gestione della domanda esistenti come riserva da attivare soltanto quando le risorse di bilanciamento vengono esaurite.

2.3.4. Riforme del mercato

(61) Il 25 novembre 2019 la Commissione ha ricevuto dal ministero belga dell'Energia un piano di attuazione (34) preparato ai sensi dell'articolo 20, paragrafo 3, del regolamento sull'energia elettrica, che impone agli Stati membri con problemi di adeguatezza di definire, nel contesto di un piano di attuazione, misure per risolvere le distorsioni normative o le carenze del mercato presenti nei loro mercati. A seguito di una consultazione pubblica, il 30 aprile 2020 la Commissione ha adottato un parere sul piano di attuazione del Belgio, ai sensi dell'articolo 20, paragrafo 5, del regolamento sull'energia elettrica (35). Il Belgio ha adottato e presentato alla Commissione una versione finale del suo piano di attuazione (36).

(62) Per quanto concerne i mercati di bilanciamento, il Belgio ha introdotto una cosiddetta «componente alfa» nel proprio meccanismo di determinazione dei prezzi di sbilanciamento che costituisce un'ulteriore componente del prezzo di sbilanciamento imposto ai responsabili del bilanciamento per aumentare il segnale di prezzo in tempo reale quando aumenta lo sbilanciamento del sistema della zona di controllo belga. Nel suo parere, la Commissione ha invitato il Belgio a valutare se la funzione di determinazione dei prezzi che riflette la scarsità dell'offerta debba applicarsi non soltanto ai responsabili del bilanciamento ma anche ai fornitori di servizi di bilanciamento. Ciò può sostenere la sicurezza dell'approvvigionamento garantendo che i responsabili del bilanciamento e i fornitori di servizi di bilanciamento affrontino lo stesso prezzo per l'energia prodotta/consumata, dato che la differenziazione dei prezzi può comportare un arbitraggio inefficiente da parte degli attori del mercato. La Commissione ritiene inoltre che la funzione di determinazione dei prezzi che riflette la scarsità d'offerta dovrebbe essere automaticamente attivata in caso di scarsità di riserve nel sistema e calibrata in modo tale da far aumentare i prezzi dell'energia di bilanciamento fino a raggiungere il VOLL quando il sistema esaurisce le riserve. La Commissione ha invitato il Belgio a prendere in considerazione la possibilità di modificare di conseguenza il proprio sistema di determinazione dei prezzi che riflette la scarsità dell'offerta al più tardi entro il 1o gennaio 2022. Inoltre il Belgio sta attuando la compensazione degli sbilanciamenti, oltre a prepararsi per l'adesione alle piattaforme di bilanciamento dell'UE per la riserva automatica di ripristino della frequenza (FRR automatica) e le riserve manuali di ripristino della frequenza (FRR manuali) che dovrebbero essere operative rispettivamente entro la fine del 2021 e il 2022. Il Belgio si è impegnato a rispettare quanto segue per quanto concerne l'approvvigionamento di servizi di bilanciamento e accessori: a) al massimo entro luglio del 2020, le riserve di contenimento della frequenza (FCR) dovevano essere oggetto di procedure di gara quotidiane e aggiudicate esclusivamente a livello regionale; b) al massimo entro luglio del 2020, la FRR automatica doveva essere oggetto di procedure di gara quotidiane e tutte le tecnologie, tutti i soggetti coinvolti e tutti i livelli di tensione dovevano poter partecipare al mercato. L'energia di bilanciamento attivata è remunerata tramite una determinazione del prezzo marginale non appena diventa disponibile una liquidità sufficiente; c) da febbraio del 2020, la FRR manuale viene dimensionata su base giornaliera e l'energia di bilanciamento attivata viene remunerata tramite la determinazione del prezzo marginale.

(63) Nella relazione annuale, presentata dal Belgio nel luglio del 2021, si conferma che tali azioni hanno avuto luogo nel frattempo.

(64) In Belgio, la gestione della domanda è ammissibile a partecipare ai mercati dell'energia elettrica all'ingrosso (compresi i mercati del giorno prima e infragiornaliero) nonché al mercato del bilanciamento ed è trattata in modo analogo agli altri partecipanti al mercato e ai fornitori di servizi di bilanciamento. La gestione della domanda può essere rappresentata individualmente o tramite aggregatori. Al fine di facilitare ulteriormente la gestione della domanda, nel proprio piano di attuazione (presentato nel 2019), il Belgio si è impegnato ad avviare l'introduzione di contatori intelligenti che sarà distinta per ciascuna delle sue regioni: a) Fiandre (37): 1) entro il 2023 il 33 % dei clienti disporrà di un contatore intelligente; 2) entro il 2028 il 66 % dei clienti nelle Fiandre disporrà di un contatore intelligente; 3) entro il 2034 il 100 % dei clienti nelle Fiandre disporrà di un contatore intelligente; b) Vallonia: 1) entro e non oltre il 1o gennaio 2023, si procederà all'introduzione sistematica dei contatori intelligenti: i) per le utenze domestiche in mora di pagamento; ii) in caso di sostituzione del contatore; iii) per i nuovi allacciamenti alla rete; iv) su richiesta del consumatore; 2) entro e non oltre il 31 dicembre 2029, sarà installato l'80 % dei contatori intelligenti per: i) i consumatori aventi un consumo pari o superiore a 6 000 kWh; ii) prosumatori, quando la potenza elettrica netta sviluppabile è pari o superiore a 5 kWe; iii) per i punti di ricarica accessibili al pubblico; c) Bruxelles-Capitale: introduzione di contatori intelligenti: i) quando è necessario sostituire i contatori o ii) in caso di nuove connessioni alla rete.

(65) Nel 2020 il Belgio registrava un tasso di interconnessione elettrica del 21 %. Con i progetti già pianificati (cfr. piano di sviluppo federale per il periodo 2020-2030 (38)), entro il 2030 il tasso di interconnessione per l'energia elettrica del Belgio raggiungerà circa il 30 % (39). I seguenti interventi di rafforzamento della rete belga sono diventati recentemente operativi o lo diventeranno nei prossimi anni: a) ALEGrO: nel 2020 è stato commissionato il progetto di interesse comune ALEGrO per un interconnettore da 1 GW tra Belgio e Germania (40); b) NEMO: dal 2019 è operativo il progetto di interesse comune NEMO PCI per un interconnettore da 1 GW tra Belgio e Regno Unito; c) BRABO: il progetto di interesse comune BRABO riguarda un potenziamento della rete elettrica belga con l'obiettivo, tra l'altro, di aumentare la capacità di importazione dai Paesi Bassi.

2.4. Beneficiari

2.4.1. Ammissibilità

(66) Il MRC sarà aperto a tutte le capacità in grado di contribuire all'adeguatezza delle risorse, tanto esistenti quanto nuove, allo stoccaggio e alla gestione della domanda. Sarà consentita l'aggregazione di capacità, anche da tecnologie diverse.

(67) Sarà consentita altresì la partecipazione di capacità estere. Le norme sono ulteriormente descritte nella sezione 2.10.

(68) I beneficiari del MRC saranno i fornitori di capacità selezionati nel contesto della procedura di gara competitiva.

2.4.2. Soglia minima per la partecipazione

(69) La soglia minima di partecipazione è stata fissata in 1 MW, in particolare per i seguenti motivi: a) allineamento con il mercato di bilanciamento; b) tale valore è il risultato di un dialogo continuo con i partecipanti al mercato, nonché di diverse consultazioni pubbliche formali; c) scendere al di sotto del limite di 1 MW implicherebbe imporre a numerose capacità di piccole dimensioni di avviare il processo di preselezione MRC obbligatorio e sostenerne i relativi costi anche se potrebbero non avere alcuna intenzione di partecipare all'asta MRC; d) scendere al di sotto del limite di 1 MW aumenterebbe altresì significativamente l'onere amministrativo.

(70) Il regio decreto sui criteri di ammissibilità relativi al sostegno cumulativo e alla soglia minima di partecipazione prevede una valutazione del livello della soglia minima di partecipazione durante la vita del MRC, almeno ogni cinque anni.

(71) Le norme di aggregazione consentono la partecipazione di fornitori di capacità di dimensioni inferiori che non soddisfano il requisito di soglia minima.

2.4.3. Aggregazione

(72) Più fornitori di capacità possono scegliere di aggregarsi in un'unica unità di mercato di capacità di minimo 1 MW senza limiti di dimensione massima. L'unico limite è costituito dal fatto che i punti di consegna per i quali si applicano i programmi giornalieri dei mercati energetici (di norma attualmente punti di consegna aventi una dimensione superiore a 25 MW) non possono far parte di un portafoglio aggregato. L'aggregazione è consentita tra tutte le tecnologie. Inoltre la riassegnazione di componenti all'interno di un'unità del mercato della capacità aggregata («CMU») è consentita al fine di aumentare la flessibilità nei confronti di aggregatori e di agevolare la loro partecipazione al processo d'asta.

(73) Le norme di aggregazione saranno soggette a riesame periodico e modificate se ritenuto necessario dalle autorità belghe, al fine di garantire che non costituiscano un ostacolo alla partecipazione all'asta.

2.4.4. Capacità non dimostrata

(74) Nel meccanismo è prevista una categoria specifica di «capacità non dimostrata». Tale categoria è definita come una capacità che, all'inizio del processo di preselezione dell'asta Y-4, non può essere associata a un punto di consegna e quindi non può rispettare i requisiti di preselezione per il punto di consegna. Detta categoria è aperta a tutte le tecnologie e mira a favorire la partecipazione di capacità che potrebbero avere maggiori difficoltà a fornire già il livello di maturità standard richiesta nell'anno A-4. Le capacità non dimostrate rappresentano progetti meno maturi, ad esempio quando il punto di consegna non è ancora noto; non è disponibile alcun piano di esecuzione del progetto e il progetto matura ulteriormente soltanto durante il periodo antecedente la consegna. Le autorità belghe hanno spiegato che il concetto di «capacità non dimostrata» è stato introdotto su richiesta del mercato e potrebbe essere particolarmente utile agli aggregatori/ai fornitori di gestione della domanda, che ritengono di poter trovare tale capacità nel periodo antecedente la consegna, ma ad esempio devono ancora concludere accordi con i siti della domanda/stanno considerando più prospettive. Una capacità non dimostrata dovrebbe essere oggetto di offerta soltanto nell'asta A-4. A questa categoria può essere assegnata soltanto la categoria di capacità standard del contratto di un anno (cfr. considerando 138 e 145).

(75) Al fine di limitare il rischio per la sicurezza del sistema affidandosi a progetti meno maturi, la capacità complessiva da accettare in questa categoria è limitata a 200 MW per la prima asta. La legge sull'energia elettrica prevede l'adozione di una decisione in merito a tale capacità massima complessiva per ciascuna asta. Tale soglia potrebbe evolvere ulteriormente nel tempo sulla base di un esito positivo dell'esperienza conseguita.

2.4.5. Derating

2.4.5.1. Norme generali

(76) Il MRC è aperto a tutti i titolari di capacità in funzione del loro tasso di disponibilità e del loro contributo all'obiettivo dell'adeguatezza delle risorse. In effetti non ci si aspetta che le CMU siano disponibili il 100 % delle volte al 100 % della loro potenza di riferimento in ragione ad esempio di condizioni meteorologiche, cicli di manutenzione, guasti.

(77) Per questo motivo, per ogni tecnologia viene calcolato un fattore di derating al fine di valutarne l'affidabilità e il contributo alla sicurezza dell'approvvigionamento in momenti particolarmente rilevanti dal punto di vista dell'adeguatezza (cosiddette «ore di scarsità simulate»). I titolari di capacità possono pertanto partecipare all'asta ed aggiudicarsi quindi contratti di capacità soltanto fino alla loro capacità «derated» (41).

(78) La metodologia per calcolare tali parametri di derating varia a seconda della tecnologia ed è specificata più in dettaglio nel regio decreto che definisce la metodologia per il calcolo della capacità e i parametri d'asta. Dipenderà dalla categoria della capacità: a) i fattori di derating per le tecnologie termiche con programmi giornalieri sono determinati sulla base di analisi statistiche a partire da dati storici sottoquotando il tasso di indisponibilità forzata in quanto tale parametro viene presunto indipendentemente dalle condizioni climatiche; b) i fattori di derating per le tecnologie termiche prive di un programma giornaliero sono determinati mediante misurazioni. Se le misurazioni sono insufficienti, vengono simulate dividendo il contributo medio atteso di tali tecnologie durante le ore di scarsità simulate per la potenza di riferimento nominale aggregata della tecnologia; c) i fattori di derating per le tecnologie dipendenti dalle condizioni meteorologiche aventi un programma giornaliero e per le tecnologie dipendenti dalle condizioni meteorologiche prive di un programma giornaliero che non hanno scelto un accordo sul livello dei servizi (cfr. lettera e) di seguito) saranno determinati dividendo il contributo medio associato generato da tali tecnologie durante ore di scarsità simulate per la potenza di riferimento nominale aggregata della tecnologia applicabile; d) i fattori di derating per le tecnologie con un programma giornaliero soggette a limite di energia saranno determinati dividendo il contributo medio atteso di tali tecnologie durante le ore di scarsità simulate per la potenza di riferimento nominale aggregata; e) accordo sul livello dei servizi (di solito gestione della domanda o stoccaggio di piccole dimensioni, ma è accessibile anche a tutte le tecnologie prive di un programma giornaliero, incluse le fonti di energia rinnovabili): il fattore di derating è associato a ciascun accordo sul livello dei servizi selezionato dalla stessa CMU durante il processo di preselezione (e come stabilito nel contratto di capacità) in funzione dei vincoli energetici selezionati. Ciò consente alle tecnologie prive di un programma giornaliero di determinare autonomamente quale accordo sul livello dei servizi si adatti meglio ai propri vincoli tecnici, piuttosto che inserire tali informazioni in un accordo predefinito sul livello dei servizi. Inoltre un aggregatore può scegliere un accordo sul livello dei servizi che meglio si adatta al proprio portafoglio.

(79) Il 4 maggio 2021 il Belgio ha fornito fattori di derating aggiornati illustrati nella tabella che segue: Tabella 4 Fattori di derating Accordo sul livello dei servizi Disponibilità/Durata [h] Accordo sul livello dei servizi Stoccaggio su larga scala 1 h 11 % 11 % 2 h 19 % 19 % 3 h 28 % 28 % 4 h 36 % 36 % 6 h 52 % 52 % 8 h 65 % 65 % Tecnologie termiche con programma giornaliero Sottocategoria Fattore di derating Turbina a gas a ciclo combinato 91 % Turbina a gas a ciclo aperto 90 % Turboreattori 96 % Motori a gas 95 % Motori diesel 93 % Cogenerazione di calore ed energia elettrica 93 % Biomassa 93 % Rifiuti 93 % Energia nucleare 96 % Carbone 90 % Tecnologie soggette a limite di energia aventi un programma giornaliero Disponibilità/Durata [h] Fattore di derating 1 11 % 2 19 % 3 28 % 4 36 % 5 -6 52 % 7 -8 65 % Tecnologie dipendenti dalle condizioni meteorologiche Sottocategoria Fattore di derating Energia eolica offshore 15 % Energia eolica onshore 6 % Energia solare 4 % Energia idroelettrica ad acqua fluente 34 % Tecnologie termiche prive di programma giornaliero Sottocategoria Fattore di derating Tecnologie termiche aggregate 62 % Fonte: notifica (42).

(80) Le norme in materia di derating possono essere riesaminate annualmente e modificate se necessario. In particolare il TSO consulterà l'elenco delle tecnologie esistenti in quel momento sul mercato. Qualora si ricevesse un riscontro secondo il quale l'elenco non contempla un nuovo tipo di tecnologia, quest'ultimo potrebbe comunque essere preso in considerazione durante la calibrazione annuale dei fattori di derating. Di conseguenza, se necessario, i fattori di derating e le tecnologie verranno aggiornati annualmente e riesaminati.

2.4.6. Norme applicabili alla partecipazione transfrontaliera

(81) Per quanto concerne la partecipazione transfrontaliera, la capacità in entrata massima disponibile per la partecipazione di capacità estera indiretta in una zona di controllo è definita dal gestore di sistema per ciascuna zona di mercato connessa direttamente elettricamente alla zona di controllo belga, ai sensi dell'articolo 26 del regolamento sull'energia elettrica.

(82) In attesa dell'adozione delle strategie, delle proposte o delle decisioni pertinenti di attuazione dell'articolo 26 del regolamento sull'energia elettrica, il contributo di ciascuna zona di mercato direttamente connessa con il Belgio è determinato dal contributo di tali zone durante le ore di scarsità simulate come descritto nella sezione 1.10.1.

2.4.7. Norme applicabili alla capacità non dimostrata

(83) Al fine garantire parità di condizioni con altre capacità aggiudicate nel contesto dell'asta A-4, Elia utilizzerà i fattori di derating noti al momento dell'asta A-4 come parametro iniziale per il processo di preselezione standard delle capacità non dimostrate (dato che il processo di preselezione standard relativo a tali capacità può essere organizzato fino a 24 mesi dopo l'asta A-4).

2.5. Processo d'asta e norme di determinazione del prezzo

2.5.1. Frequenza delle aste

(84) Secondo la notifica, il TSO organizzerà delle aste per il MRC in funzione del livello delle risorse in termini di capacità che risultano necessarie per garantire un livello sufficiente di adeguatezza delle risorse per raggiungere gli parametro di affidabilità.

(85) Un'asta per la capacità è indetta ogni anno per la consegna nei successivi quattro anni («asta Y-4»). Un'ulteriore asta è indetta l'anno immediatamente precedente l'anno di fornitura previsto dall'asta principale («asta Y-1»). La prima asta Y-4 dovrebbe essere organizzata nel 2021, mentre la prima asta Y-1 dovrebbe svolgersi nel 2024.

2.5.2. Determinazione del volume da mettere all'asta

(86) In una versione precedente della legge sull'energia elettrica, l'articolo 7 undecies, secondo comma, prevedeva che la metodologia per la definizione dei parametri che determinano la quantità di capacità da acquistare fosse proposta dal TSO. Ai sensi del regolamento sull'energia elettrica, applicabile dal 1o gennaio 2020, lo Stato membro approva il volume da mettere all'asta sulla base di una proposta dell'autorità di regolamentazione (CREG). Il comitato del MRC (SPF Economia, CREG, Elia e il gabinetto del ministro dell'Energia) ha quindi deciso già nel 2019 che la CREG avrebbe sviluppato una proposta di metodologia per i parametri che determinano il volume da approvvigionare tramite le aste. I considerando che seguono forniscono maggiori dettagli sulla cronologia.

(87) Il 22 novembre 2019 Elia ha preparato un progetto di proposta di regio decreto per la determinazione della metodologia per i parametri d'asta (quali i fattori di derating, i prezzi di esercizio e di riferimento, il massimale intermedio di prezzo), compreso il processo per determinare lo scenario per stabilire la capacità necessaria (43). Il 6 dicembre 2019 la CREG ha adottato un parere (44) sulla proposta di Elia nel quale ha spiegato in particolare che l'uso dello scenario EU-HiLo per determinare la capacità da acquistare è inadeguato (45) e non in linea con l'articolo 24, paragrafo 1, del regolamento sull'energia elettrica.

(88) Il 18 marzo 2020 la CREG ha inviato al ministro dell'Energia belga un progetto di proposta 2064 per la determinazione del volume di capacità da approvvigionare. Tale progetto di proposta si ispirava in larga misura alla nota (Z) 2024 della CREG, inviata al ministro il 20 dicembre 2019 in seguito a una consultazione pubblica (46). La CREG ha adottato la proposta finale il 24 marzo 2020 (47). La proposta: a) deriva un vincolo di bilancio secondo il quale il costo del MRC deve essere inferiore al costo per il consumatore in ragione dell'energia prevista non fornita (expected energy non-served, EENS) (48) che viene evitata tramite un MRC. Il costo del MRC è il costo della capacità richiesta per conformarsi al parametro di affidabilità. Il costo previsto dell'energia mancante corrisponde all'EENS moltiplicato per la disponibilità a pagare per i clienti che involontariamente non ricevono tale energia (VOLL). In caso di rischio per la sicurezza dell'approvvigionamento, tale VOLL rappresenta il costo della mancata fornitura annunciata in anticipo. Utilizzando i valori di VOLL del Plan bureau (49) e di uno studio dell'ACER (50), la CREG ricava il seguente vincolo di bilancio: .tifFonte: CREG «Proposition (E)2064 — 24 mars 2020». b) deriva la curva di domanda che segue, nel contesto della quale il volume obiettivo da mettere all'asta è C-Q (51): Fonte: CREG «Proposition (E)2064 — 24 mars 2020».

(89) Tenendo conto dei risultati della consultazione pubblica sulla nota CREG 2024, il ministero belga dell'Energia ha concluso che la metodologia proposta dalla CREG (in particolare il vincolo di bilancio) non forniva garanzie sufficienti del fatto che l'obiettivo del MRC di «assicurare il livello richiesto di sicurezza dell'approvvigionamento» sarebbe stato rispettato secondo i criteri previsti dalla legge.

(90) Di conseguenza il ministero belga dell'Energia ha elaborato un metodo alternativo che definisce i parametri per la determinazione della quantità di capacità acquistata nel contesto del meccanismo di capacità, tenendo conto della proposta di regio decreto di Elia di cui al considerando 87 e della proposta della CREG di cui al considerando 88. Dal 23 marzo 2020 al 27 marzo 2020 si è tenuta una consultazione pubblica in merito a tale metodologia adattata. Ai sensi della legge MRC modificata, l'articolo 7 undecies, secondo comma, adattato della legge sull'energia elettrica, prevede che i parametri che definiscono la quantità di volume da approvvigionare siano definiti con regio decreto, su proposta dell'autorità di regolamentazione. Il regio decreto finale è stato pubblicato nella Gazzetta ufficiale del Belgio il 30 aprile 2021, a seguito dell'approvazione della legge MRC modificata (52). I considerando da 91 a 99 descrivono la procedura prevista da tale regio decreto finale.

(91) Ogni anno la quantità di capacità richiesta per soddisfare il parametro di affidabilità in un particolare anno di consegna futuro (ossia il volume obiettivo) sarà determinata sulla base di una proposta dell'autorità di regolamentazione. Quest'ultima presenta tale proposta tenendo conto dei dati forniti dal TSO, ma anche tali dati sono calcolati dal TSO sulla base di uno scenario e di valori intermedi che sono stati proposti dall'autorità di regolamentazione e sono stati determinati dal ministro. Il volume obiettivo è determinato sulla base del parametro di affidabilità stabilito per legge, che corrisponde a un determinato valore LOLE. Uno scenario è calibrato per garantire che tale criterio sia soddisfatto. Una volta calibrato lo scenario, viene effettuata una simulazione di mercato che porta all'identificazione delle ore di scarsità simulate. Il volume obiettivo viene quindi calcolato come somma del carico medio durante le ore di scarsità simulate e del fabbisogno di bilanciamento, da cui viene sottratta l'EENS media durante le ore di scarsità simulate.

(92) Lo scenario di cui al considerando 91 sarà uno degli scenari centrali di riferimento utilizzati per individuare la preoccupazione dell'adeguatezza delle risorse, dall'ultima valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse (53) o dall'ultima valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse (54), e sarà aggiornato con le informazioni più recenti disponibili (55). Anche il processo di finalizzazione della quantità di capacità da approvvigionare deve rispettare le parti pertinenti del regolamento sull'energia elettrica.

(93) Il regio decreto prevede il seguente iter al fine di stabilire lo scenario di riferimento. Come contributo alla decisione del ministro dell'Energia, il TSO belga pubblicherà una raccomandazione, previa consultazione pubblica delle parti di mercato in merito a dati e ipotesi. Successivamente l'autorità di regolamentazione formulerà una proposta sullo scenario di riferimento, tenendo conto della metodologia prevista dal regio decreto. Infine l'SPF Economia pubblicherà un parere su tale proposta. La decisione finale sulla scelta dello scenario spetta al ministro dell'Energia.

(94) Un massimale d'asta globale determina la remunerazione massima che può essere ricevuta da un'offerta nel contesto dell'asta MRC ed è applicabile a tutte le categorie di capacità. Limitando la remunerazione massima che può essere ricevuta, il massimale d'asta globale limita la possibilità di abusare del potere di mercato presentando offerte inadeguate. Il massimale d'asta globale è calcolato come moltiplicazione del CONE netto (56) per un fattore X. Il valore del fattore di correzione X tiene conto delle incertezze legate alla stima del CONE netto, tanto a livello di variabilità del costo lordo di un nuovo entrante associato a tecnologie diverse, quanto nella determinazione delle rendite annuali inframarginali nel mercato dell'energia e dei proventi netti sul mercato dei servizi ausiliari di bilanciamento. Il massimale d'asta globale per la prima asta è pari a 75 EUR/kW/anno, corrispondente al CONE netto moltiplicato per un fattore di correzione pari al 1,50 (57).

(95) La curva di domanda per le aste Y-4 è progettata sulla base di tre punti, come illustrato nella figura che segue:

(96) La curva di domanda per le aste Y-1 è progettata sulla base degli stessi punti B e C delle aste Y-4, ma il volume obiettivo è adeguato per tenere conto della capacità già aggiudicate nell'asta Y-4 corrispondente allo stesso periodo di consegna. Il punto A corrisponde, nelle ordinate, al massimale di prezzo d'asta globale, e nelle ascisse, al volume obiettivo.

(97) Le autorità belghe ritengono che la progettazione delle curve di domanda rispetti due principi: a) assicurare la sicurezza degli approvvigionamenti: ciò significa che una volta concluse le aste Y-4 e Y-1 il parametro di affidabilità dovrebbe essere rispettato, altrimenti il MRC non conseguirebbe il suo obiettivo. Dato che il punto B corrisponde al volume richiesto per soddisfare il parametro di affidabilità, dovrebbe essere assicurato che almeno tale volume sia aggiudicato. In considerazione del fatto che dopo un'asta Y-4, vi è ancora la possibilità di appaltare ulteriori capacità nell'asta Y-1, è possibile riscontrare una curva inclinata tra il punto A e il punto B in Y-4, che consente di aggiudicare meno dell'ammontare calibrato per il punto B in tale asta Y-4. Tuttavia aggiudicare meno del volume associato al punto B in Y-1 non assicurerebbe il rispetto del parametro di affidabilità. Ciò spiega la sezione verticale in Y-1 tra il punto A e il punto B; e b) assicurare un meccanismo proporzionato e al minor costo: ciò significa che nel complesso il volume da approvvigionare non dovrebbe superare il volume richiesto per soddisfare il parametro di affidabilità, altrimenti ciò aumenterebbe il costo totale del meccanismo. Ciò spiega perché la curva di domanda è verticale tra il punto B e l'intersezione con l'asse X tanto nell'asta Y-4 quanto nell'asta Y-1.

(98) Secondo la legge sull'energia elettrica, occorre riservare un volume minimo di capacità alle aste Y-1 che deve essere detratto dal volume obiettivo per l'asta Y-4. Tale volume riservato deve corrispondere quanto meno alla capacità necessaria mediamente a coprire la capacità totale di punta per meno di 200 ore di esercizio l'anno. Secondo il regio decreto per la determinazione della metodologia di calcolo della capacità e dei parametri d'asta nel contesto del meccanismo di remunerazione della capacità, la capacità necessaria a coprire la capacità totale di punta per meno di 200 ore in media è determinata, per ogni blocco di 100 MW, dal numero medio di ore necessarie per rispettare il criterio della sicurezza dell'approvvigionamento in base alla curva di durata del carico. Queste sono le ore necessarie affinché determinati fabbisogni di capacità soddisfino il consumo massimo di energia elettrica. La stima della curva di domanda ha determinato l'allocazione a riserva di circa 2,5 GW per l'asta Y-1 prevista nel 2024. Secondo il Belgio, la decisione di riservare parte del volume da approvvigionare per il processo d'asta Y-1 rispecchia la sua volontà di sottolineare la neutralità tecnica e l'apertura tecnica del meccanismo. Questa misura incoraggia la partecipazione dei gestori della domanda in quanto potrebbe essere più difficile per tali capacità pianificare la loro disponibilità con ampio anticipo, una circostanza questa che potrebbe complicare la loro partecipazione all'asta Y-4. Nonostante questo spostamento del volume di capacità all'asta Y-1, tutti i titolari di capacità possono partecipare tanto al processo d'asta Y-4 quanto a quello Y-1 per un determinato periodo di consegna.

(99) Anticipando l'attuazione del progetto definitivo di regio decreto: a) Elia ha avviato una consultazione pubblica su scenari, sensibilità e dati per il calcolo dei parametri del MRC per l'asta Y-4 per il periodo di consegna 2025-2026. La consultazione pubblica si è tenuta tra il 5 maggio 2020 e il 5 giugno 2020 (59). Elia ha organizzato una consultazione sui dati delle previsioni del 2019 dell'ENTSO per l'energia elettrica, aggiornati con le informazioni più recenti disponibili da fonti pubbliche nonché sulle sensibilità da includere nello scenario di riferimento che possono incidere sulla sicurezza dell'approvvigionamento del Belgio, in conformità con il regio decreto (cfr. considerando 93). In seguito alla consultazione pubblica, Elia ha raccomandato di integrare nello scenario di riferimento una sensibilità a una «bassa domanda» e una sensibilità corrispondente allo scenario EU-HiLo (60) (cfr. considerando 30). Il 10 luglio 2020 la CREG ha successivamente adottato una proposta di scenario di riferimento (61), nella quale ribadisce in particolare le sue critiche alla raccomandazione di Elia di includere una sensibilità in relazione a una riduzione della disponibilità di energia nucleare francese di quattro unità (cfr. considerando 87), facendo riferimento altresì al meccanismo di capacità esistente in Francia per garantire l'adeguatezza e al rischio di un aumento della capacità da approvvigionare. Tuttavia, poco dopo, la direzione generale per l'Energia dell'SPF Economia ha adottato un parere indirizzato al ministro dell'Energia (62), nel quale raccomandava di integrare nello scenario di riferimento una modifica della domanda attesa in quanto quest'ultima è diminuita a seguito dell'impatto della pandemia di COVID-19. Tale parere comprendeva anche un'ulteriore indisponibilità di unità nucleari in Francia. Di conseguenza la direzione generale per l'Energia dell'SPF Economia ha respinto la maggior parte delle critiche di CREG, pur invitando Elia a rivedere la sua analisi alla luce del lavoro del PLEF (cfr. considerando 35); b) la CREG ha organizzato una consultazione pubblica tenutasi dal 1o luglio 2020 al 13 luglio 2020 in merito a una proposta sui valori del CONE lordo, del costo medio ponderato del capitale (WACC) e del fattore di correzione X (63). Il ministro dell'Energia decide annualmente sulla base della proposta della CREG ma può discostarsi da tale proposta.

(100) La curva di domanda per l'asta Y-4 nell'ottobre del 2021 si basa sullo scenario centrale delle previsioni del 2019, con dati aggiornati e correzioni basate sulla valutazione dell'adeguatezza della capacità di generazione condotta dal PLEF e pubblicata nell'aprile del 2020 (cfr. anche considerando da 287 a 289).

(101) Lo studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021 utilizza lo scenario centrale delle previsioni del 2020, integrato con la serie di dati più recente disponibile per ciascun paese e raccolta in seno all'ENTSO per l'energia elettrica nonché con informazioni pubbliche o studi nazionali aggiornati per altri paesi. Secondo il Belgio, utilizzando la stessa fonte (previsioni dell'adeguatezza a medio termine) come serie di dati tanto per le valutazioni dell'adeguatezza delle risorse quanto per la calibrazione della curva di domanda, la coerenza è assicurata.

(102) Il Belgio ha chiarito che la sensitività utilizzata nei calcoli della curva di domanda per la prima asta sull'indisponibilità della capacità nucleare francese (in linea con la valutazione dell'adeguatezza della capacità di generazione condotta dal PLEF) è stata modellizzata anche nello studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2021.

(103) Il volume stimato da approvvigionare nelle prime aste Y-4 e Y-1 è di circa 9,5 GW. Il volume complessivo è definito per ciascuna asta e si basa sulla metodologia descritta nella sezione 2.5.2. Nella curva di domanda per l'asta Y-4, le autorità belghe hanno riservato un volume significativo per l'asta Y-1, assicurando che una nuova calibrazione avrà luogo più in prossimità dell'anno di consegna ed evitando che troppa capacità venga messa all'asta in occasione della prima asta Y-4. Tale ampia riserva Y-1 consente alle autorità belghe di far fronte a lievi deviazioni a seguito di nuovi dati immessi nel modello e miglioramenti metodologici, ma garantisce anche che tecnologie nuove e innovative abbiano ampie possibilità di partecipazione, garantendo così nella pratica la neutralità tecnologica della misura.

(104) Complessivamente circa il 54 % del consumo medio di punta nei momenti di scarsità sarà aggiudicato nel contesto dell'asta Y-4 nel 2021, riducendo così il volume obiettivo a quanto strettamente necessario.

(105) Il Belgio si è impegnato a verificare ulteriormente e adeguare, se necessario, i volumi da approvvigionare nell'asta T-4 nel 2023 e nell'asta T-1 nel 2026 con i risultati della valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse del 2023.

2.5.3. Fase di preselezione

(106) Una procedura di preselezione obbligatoria è applicabile a tutti i titolari di una capacità di generazione superiore a 1 MW. Tuttavia le capacità preselezionate non sono tenute a partecipare alla procedura di gara (esclusione). Al fine di facilitare tale preselezione obbligatoria, è previsto un processo rapido di preselezione per consentire ai titolari di capacità di soddisfare l'obbligo di preselezione con il minimo sforzo (è richiesta soltanto una quantità minima di informazioni, quali numero di identificazione, tipo di punto di consegna e capacità totale installata): per i titolari di capacità dopo un processo rapido di preselezione, la capacità viene automaticamente trattata come esclusa.

(107) I requisiti di preselezione includono un limite di emissione: i fornitori di capacità che superano il limite di emissione riportato di seguito non possono partecipare all'asta di capacità: a) per le capacità che hanno iniziato la produzione il 4 luglio 2019 o successivamente si applica un limite di emissione di 550 g di CO2 originati da combustibili fossili per kWh di energia elettrica; b) le capacità che hanno iniziato la produzione prima del 4 luglio 2019 non possono emettere più di 550 g di CO2 originati da combustibili fossili per kWh di energia elettrica, né più di 350 kg di CO2 originati da combustibili fossili in media ogni anno per kWe installato.

(108) Inoltre, nel contesto del processo di preselezione, i candidati devono fornire una garanzia finanziaria provvisoria per poter partecipare all'asta. Tale garanzia finanziaria provvisoria acquisisce efficacia quando la CMU viene selezionata nel contesto dell'asta. Nel caso in cui il fornitore di capacità, dopo la selezione nel contesto di un'asta, non rispetti i propri obblighi contrattuali o nel caso in cui non sia disposto a firmare il contratto di capacità, saranno applicate sanzioni pecuniarie nel contesto del processo di controllo antecedente la consegna. La controparte contrattuale ha il diritto di richiedere garanzie finanziarie nel caso in cui tali sanzioni non dovessero essere corrisposte. Al momento della preselezione, l'importo della garanzia finanziaria provvisoria sarà di 20 000 EUR/MW per le CMU virtuali e aggiuntive e di 10 000 EUR/MW per le CMU esistenti, in funzione del volume ammissibile della CMU (dato che la capacità aggiudicata non è ancora nota e assicurando che la garanzia finanziaria sia proporzionata alla dimensione del progetto e al conseguente rischio per il sistema in caso di mancata consegna). Se la capacità aggiudicata finale della CMU è inferiore al suo volume ammissibile, l'importo della garanzia finanziaria viene ridotto per la differenza positiva tra il volume ammissibile e la capacità aggiudicata, moltiplicata per EUR 20 000 (per CMU virtuali e aggiuntive) o EUR 10 000 EUR (per CMU esistenti).

(109) Inoltre i soggetti che intendono presentare domanda di preselezione per nuovi impianti (per un contratto di capacità di 15 anni) alimentati a combustibili fossili devono riconoscere che l'ottenimento di un contratto di capacità non li esonera dal rispetto della legislazione e degli obiettivi attuali e futuri stabiliti dall'Unione europea e/o dal Belgio per ridurre le emissioni di gas a effetto serra. Tali soggetti devono altresì riconoscere che l'ottenimento di un contratto di capacità li impegna a contribuire alla preparazione delle politiche per il conseguimento di tali obiettivi. A tal fine detti soggetti devono allegare una dichiarazione scritta nella quale si impegnano a: a) studiare la fattibilità tecnica ed economica della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, in conformità con la legislazione e gli obiettivi europei e belgi pertinenti, dell'impianto in questione entro il 31 dicembre 2026; b) stabilire, entro il 31 dicembre 2027, un piano di riduzione delle emissioni indicando come contribuiranno alla transizione verso la neutralità climatica entro il 2050, con obiettivi intermedi per gli anni 2035 e 2045; e c) conseguire emissioni zero o negative entro il 2050. Le parti coinvolte nell'elaborazione di un piano di riduzione delle emissioni possono decidere di condurre tale studio congiuntamente.

(110) Il rispetto degli impegni di cui al considerando 109 deve essere dimostrato alla direzione generale dell'Energia dell'SPF Economia.

2.5.4. Caratteristiche specifiche di progettazione delle aste

2.5.4.1. Norma in materia di determinazione dei prezzi

(111) Il meccanismo delle aste competitive utilizza il formato dell'asta a offerta sigillata nel contesto della quale gli offerenti presentano offerte in modo anonimo e il mercato viene successivamente equilibrato in un'unica tornata. Secondo le autorità belghe, non fornendo informazioni al mercato mentre quest'ultimo viene equilibrato e non consentendo agli offerenti di aggiornare le proprie offerte, il formato dell'asta a offerta sigillata limita le possibilità di abuso del potere di mercato. Tali autorità affermano altresì che applicando il processo dell'offerta sigillata, a differenza delle aste a tempo discendente, gli offerenti non sono vincolati per (solitamente) 2-3 giorni durante i quali devono essere disponibili a reagire alle informazioni rese disponibili per il processo d'asta. Il processo d'asta meno complesso e dispendioso in termini di tempo potrebbe ridurre ulteriormente gli ostacoli all'entrata, particolarmente rilevanti per gli operatori nuovi e di piccole dimensioni e per le parti che si occupano di gestione della domanda le cui attività principali non riguardano il mercato dell'energia.

(112) A tutti gli aggiudicatari verrà assegnata una remunerazione della capacità, basata sulla norma del prezzo pay-as-bid (prezzo corrispondente all'offerta) per tutte le aste relative ad almeno i due periodi iniziali di consegna (aste Y-4 e Y-1 per i periodi di consegna a partire da novembre del 2025 e da novembre del 2026). In altre parole, i fornitori di capacità aggiudicatari riceveranno il prezzo della loro offerta come remunerazione della capacità.

(113) A seguito della presentazione al Parlamento di una relazione di valutazione, la norma della determinazione dei prezzi «pay-as-cleared» (prezzo marginale) potrebbe applicarsi alle aste relative a periodi di consegna successivi. In base alla norma del pay-as-cleared, la remunerazione della capacità è pari al prezzo dell'offerta più costosa selezionata (con la limitazione del massimale intermedio di prezzo, cfr. sezione 2.5.4.2).

(114) Le autorità belghe ritengono che la situazione dell'adeguatezza in Belgio intorno al 2025 richiederà nuova capacità (cfr. considerando 29). Pertanto, nelle aste iniziali del MRC, i titolari di capacità che presentano strutture di costo molto eterogenee saranno probabilmente in concorrenza tra loro. Di conseguenza le autorità belghe temono che alcuni fornitori di capacità possano beneficiare di canoni MRC inframarginali elevati e quindi di profitti accidentali qualora si applichi la norma di determinazione dei prezzi pay-as-cleared. Secondo il Belgio, in teoria, in caso di informazioni perfette quando i partecipanti al mercato possono prevedere il prezzo di equilibrio di mercato auspicato nel contesto della norma del pay-as-cleared, una norma di determinazione del prezzo pay-as-bid determinerebbe il medesimo risultato, dato che gli offerenti sarebbero incentivati a presentare un'offerta indicando tale prezzo di equilibrio previsto. Nella pratica tuttavia alle prime aste di MRC è inevitabilmente associato un certo grado di incertezza e imprevedibilità relativo al prezzo di mercato pay-as-cleared potenziale. Di conseguenza, nel contesto di una norma di determinazione dei prezzi pay-as-bid, gli attori del mercato possono agire in modo più prudente per evitare il rischio di non essere selezionati, e quindi la norma del pay-as-bid può portare a un risultato meno costoso.

(115) Tuttavia il Belgio ritiene che il vantaggio in termini di efficienza dei costi delle aste pay-as-bid possa diminuire nel tempo, non soltanto in ragione del fatto che il requisito di nuova capacità potrebbe scomparire, ma anche perché aste pay-as-bid ricorrenti consentono ai partecipanti al mercato di prevedere meglio il prezzo di equilibrio del mercato di riferimento, una circostanza questa che determina una curva di offerta «piatta». Inoltre, nel caso in cui la questione della carenza di proventi scomparisse nel medio-lungo termine, la norma del pay-as-bid potrebbe impedire che il prezzo tenda a zero dato che i fornitori di capacità non avrebbero alcun incentivo a presentare offerte a zero nel contesto della norma di determinazione dei prezzi pay-as-bid.

(116) Il Belgio ritiene che, in seguito ad aste successive, la norma della determinazione dei prezzi pay-as-cleared potrebbe diventare la scelta migliore per stimolare la concorrenza, fornire un segnale di prezzo trasparente e consentire alle remunerazioni della capacità di tendere a zero quando si prevede che il livello di capacità fornita sia adeguato per soddisfare il livello di capacità richiesto. Una caratteristica importante della norma della determinazione dei prezzi pay-as-cleared consiste nel fatto che il comportamento logico di offerta prevede la presentazione di fare offerte a costi reali. Inoltre, dato che la determinazione dei prezzi pay-as-cleared fornisce un segnale di prezzo trasparente verso il mercato, tali informazioni possono essere particolarmente preziose per le unità di piccole dimensioni e i nuovi attori del mercato, in quanto possono dare loro un'idea migliore delle condizioni di mercato attese attuali e future, incoraggiando così la loro partecipazione nel corso del tempo. Inoltre la norma della determinazione dei prezzi pay-as-cleared facilita gli accordi contrattuali, in particolare per le aggregazioni. Pertanto il Belgio prevederà una procedura che consenta di modificare la norma della determinazione dei prezzi pay-as-cleared quando si dimostrerà che è vantaggioso procedere in tal senso.

2.5.4.2. Massimale intermedio di prezzo

(117) Come descritto in dettaglio nella sezione 2.6, una CMU che richiede investimenti significativi può presentare domanda per un contratto di capacità pluriennale. Per il momento, questa norma non si applica alla partecipazione estera indiretta, che può vedersi aggiudicare soltanto un contratto annuale (cfr. considerando 143 e 144). Secondo le autorità belghe, le CMU rientranti nella categoria dei contratti annuali devono far fronte a costi di investimento nulli o bassi da sostenere (altrimenti si qualificherebbero per un contratto pluriennale). Di conseguenza, al fine di evitare profitti accidentali, è prevista l'applicazione di un massimale intermedio di prezzo alle CMU della categoria dei contratti annuali. Tale norma si applicherà anche ai contratti aggiudicati a una capacità estera indiretta (cfr. in dettaglio la sezione 2.10.1).

(118) Le CMU rientranti nella categoria dei contratti annuali non potranno presentare offerte a un prezzo superiore al massimale intermedio di prezzo. Inoltre, anche in base alla norma del pay-as-cleared (cfr. considerando 113), tali CMU non riceverebbero pagamenti di capacità superiori al massimale intermedio di prezzo.

(119) Secondo le autorità belghe, il massimale intermedio di prezzo impedirà altresì agli attori di mercato aventi un potere di mercato significativo di decidere strategicamente di sospendere o chiudere la capacità esistente, eliminando così in effetti la capacità dal mercato, influenzando il prezzo di equilibrio del mercato. Limitando le remunerazioni massime della capacità per le capacità rientranti nella categoria di capacità contrattuale annuale (tra le quali rientrano gli attivi esistenti), il massimale intermedio di prezzo limiterebbe il potenziale di canoni inframarginali eccessivi.

(120) Le autorità belghe indicano che il massimale intermedio di prezzo dovrebbe, da un lato, essere sufficientemente basso da evitare profitti accidentali, ma, dall'altro, non dovrebbe essere troppo basso da impedire rendimenti normali per gli investitori o addirittura da impedire alle CMU di partecipare all'asta MRC e da creare un segnale di uscita indesiderato.

(121) La metodologia descritta nel regio decreto che definisce la metodologia per il calcolo dei parametri d'asta nel contesto del meccanismo di remunerazione della capacità stabilisce che il massimale intermedio di prezzo deve essere calibrato sul livello atteso di «carenza di proventi» della tecnologia meno performante presente in quel momento sul mercato, considerando tanto i costi quanto i proventi.

(122) Sono presi in considerazione i seguenti costi: a) costi fissi annuali di esercizio e manutenzione; b) costi di manutenzione non annuali annualizzati (esclusi i costi relativi a un aumento della capacità o a un'estensione della durata di un impianto); c) costi di attivazione per una prova di disponibilità.

(123) Tali componenti di costo sono divise per i fattori di derating applicabili, dato che il massimale intermedio di prezzo si applica nell'asta in cui i prezzi sono espressi per MW derated. Le autorità belghe hanno fornito i dati presentati nella tabella 5 (64). Tabella 5 Costi annuali totali per un elenco ristretto di tecnologie esistenti (65) Costi annuali di esercizio e manutenzione [EUR/kW/anno] Costo di attivazione per la prova di disponibilità [EUR/kW/anno] Fattore di derating (66) BASSI MEDI ELEVATI Turbine a gas a ciclo combinato 29 30 41 0 91 % Turbine a gas a ciclo aperto 19 19 40 0 90 % Turboreattori 23 29 29 0 96 % Risposta del mercato 5 10 15 0,18 36 % Fonte: notifica

(124) Sono presi in considerazione i seguenti proventi annui: a) canoni annui inframarginali maturati sul mercato dell'energia elettrica; b) proventi netti annui per la fornitura di servizi di bilanciamento relativi alla frequenza.

(125) Le autorità belghe hanno fornito i dati presentati nella tabella 6: Tabella 6 Proventi annui totali per un elenco ristretto di tecnologie esistenti (67) Proventi annui totali [EUR/kW/anno] (68) BASSI MEDI ELEVATI Turbine a gas a ciclo combinato 5 11 20 Turbine a gas a ciclo aperto 10,2 12,6 15,5 Turboreattori 19,3 23,2 27 Risposta del mercato 14,3 17,1 20 Fonte: notifica.

(126) Infine la «carenza di proventi» viene calcolata sottraendo i proventi annui dai valori di costo annuali. Al numero derivato viene aggiunto un margine di incertezza del 5 % al fine di tenere conto delle incertezze generali associate a una stima della «carenza di proventi», in particolare dato che la calibrazione del massimale intermedio di prezzo richiede la generalizzazione dei dati relativi a costi e proventi per ciascuna tecnologia, così come del fatto che tale stima avviene fino a diversi anni prima del periodo di consegna pertinente.

(127) Le autorità belghe hanno fornito i dati di cui alla tabella 7. I diversi «livelli» per il valore della «carenza di proventi» rappresentano la seguente categorizzazione: il livello 1 considera i dati relativi a costi bassi e dati relativi a proventi elevati; il livello 2 considera i dati relativi a costi bassi e dati relativi a proventi medi; il livello 3 considera i dati relativi a costi bassi e dati relativi a proventi bassi; il livello 4 considera i dati relativi a costi medi e dati relativi a proventi elevati; il livello 5 considera i dati relativi a costi medi e dati relativi a proventi medi; il livello 6 considera i dati relativi a costi medi e dati relativi a proventi bassi. Tabella 7 Valori della «carenza di proventi» derivati da un elenco ristretto di tecnologie esistenti (69) «Carenza di proventi» [EUR/kWderated/anno] Livello 1 Livello 2 Livello 3 Livello 4 Livello 5 Livello 6 Turbine a gas a ciclo combinato 10,4 20,8 27,7 11,5 21,9 28,8 Turbine a gas a ciclo aperto 4,1 7,5 10,3 4,1 7,5 10,3 Turboreattori 0 0 4 2,2 6,4 10,6 Risposta del mercato 0 0 0 0 0 0 Fonte: notifica.

(128) Sulla base dei contributi e dei dati forniti da Elia, nonché del parere su tali dati fornito dall'autorità di regolamentazione, le autorità belghe hanno fissato il massimale intermedio di prezzo per la prima asta, ossia l'asta Y-4 con un periodo di consegna da novembre del 2025 a ottobre del 2026, a 20 EUR/kWderated/anno.

(129) Durante il procedimento di indagine formale, il Belgio ha messo in atto un meccanismo che consente una deroga individuale rispetto al massimale intermedio di prezzo (70).

(130) Il meccanismo di deroga è stato introdotto nel regio decreto al fine di determinare la metodologia per il calcolo della capacità e i parametri d'asta nel contesto del MRC. Il meccanismo di deroga si applica in maniera paritaria tanto alle capacità transfrontaliere nazionali quanto a quelle indirette.

(131) Ai sensi del regio decreto, per la prima asta, in ragione del tempo limitato tra la progettazione del meccanismo di deroga e la preparazione della prima asta, la deroga sarà concessa ex post, ossia dopo la chiusura dell'asta. Il Belgio ha spiegato che i potenziali beneficiari chiederanno la deroga prima delle aste e presenteranno tutte le informazioni pertinenti prima delle aste. Tutti i criteri e le norme per la deroga saranno stabiliti in modo trasparente prima delle aste. La deroga non dipenderà dalle offerte presentate da alcun partecipante all'asta. Infine, qualora ex post si concluda che alcune unità non beneficiano della deroga e i loro pagamenti sono ridotti, ciò non pregiudica l'esito (contratto, pagamento e quantitativo aggiudicato) per le altre unità che hanno partecipato all'asta.

2.5.4.3. Norme in materia di compensazione

(132) L'asta di capacità dovrebbe essere aggiudicata selezionando la combinazione di offerte che massimizza il benessere sociale, tenendo conto della curva di domanda (definita in modo amministrativo) e della curva di offerta (definita aggregando le diverse offerte dei titolari di capacità) nonché delle componenti volume e prezzo delle diverse offerte. Il benessere sociale in questo contesto è calcolato come la somma del surplus dei consumatori (surplus per la società rispetto al soddisfacimento della domanda di sicurezza dell'approvvigionamento a un prezzo inferiore alla disponibilità a pagare per la capacità definita dalla curva di domanda) e il surplus dei produttori (surplus per i fornitori di capacità rispetto alla selezione delle loro offerte a un prezzo superiore al prezzo di offerta).

(133) Laddove più soluzioni di compensazione (ossia una combinazione di offerte) siano equivalenti in termini di massimizzazione del surplus economico, viene selezionata la soluzione con le emissioni di CO2 inferiori. Se due soluzioni sono equivalenti tanto in termini di massimizzazione del surplus economico quanto di emissioni medie ponderate di CO2, viene scelta la soluzione con la durata contrattuale media ponderata inferiore con l'obiettivo di limitare la dipendenza su più anni (71).

(134) L'algoritmo dell'asta terrà conto anche dei vincoli di rete, in modo tale da rifiutare determinate combinazioni di offerte che congiuntamente non sono fattibili dalla rete. L'insieme dei vincoli di rete relativi alla rete del TSO che si applicheranno durante l'aggiudicazione dell'asta sarà determinato prima dell'aggiudicazione dell'asta e dipenderà da considerazioni di sicurezza del sistema o da limitazioni di distanza fisica.

2.6. Durata del contratto

(135) Secondo le autorità belghe, una durata maggiore del contratto di capacità consente al fornitore di capacità di ottenere finanziamenti a lungo termine per ripartire i costi di investimento su un periodo di tempo più lungo. Ciò consentirebbe di ridurre la remunerazione della capacità richiesta per ciascun anno nonché di contribuire ad assicurare che un nuovo progetto sia competitivo rispetto ai progetti esistenti sul mercato. Anche il potenziale per nuove entrate a un prezzo competitivo è della massima importanza per controllare il potere di mercato dei fornitori di capacità esistenti.

(136) Tuttavia una durata maggiore del contratto di capacità può altresì creare una dipendenza in relazione a una tecnologia nel mercato dell'energia per un periodo di tempo più lungo. Di conseguenza lo Stato belga ha optato per categorie diverse di capacità (1 anno, fino a 3, fino a 8 e fino a 15 anni). Pertanto ai nuovi investimenti non viene concesso immediatamente un contratto di capacità per la durata massima (15 anni), evitando così che il futuro mercato dell'energia risulti bloccato nei confronti di tecnologie nuove (e potenzialmente più rispettose dell'ambiente).

(137) Nel regio decreto del 12 dicembre 2019 (72) proposto dalla CREG, i costi ammissibili sono stabiliti come: «spese di investimento iniziali e non ricorrenti, disposte a decorrere dalla data di pubblicazione dei risultati dell'asta nel contesto della quale l'offerta per tale capacità è mantenuta ed effettuate al più tardi il giorno antecedente il primo giorno del periodo di fornitura della capacità, necessarie per la costruzione e/o la fornitura degli elementi fisici tecnici essenziali della capacità, nonché al fine di offrire al mercato belga capacità aggiuntiva, a partire dal primo periodo di consegna coperto dal contratto di capacità». Per la capacità esistente, le spese che hanno l'effetto di offrire capacità aggiuntiva sono: i) le spese necessarie per consentire alla capacità di conformarsi alle norme ambientali e quindi di mantenerla sul mercato; ii) le spese necessarie per aumentare la capacità installata o la durata tecnica dell'impianto; e iii) per la capacità estera diretta, le spese necessarie per connettere l'unità a una rete all'interno della zona di controllo belga (cfr. sezione 2.10.2).

(138) La proposta di regio decreto prevede le soglie presentate nella tabella 8. Tali soglie di investimento sono state calcolate in maniera tale da assicurare che i costi di investimento annualizzati stimati medi siano uguali tra le categorie di capacità legate ad una durata massima del contratto di capacità pari a 15, 8 e 3 anni. La CREG proporrà di aggiornare le soglie di investimento quando sembrerà necessario e quanto meno ogni tre anni (73). Le soglie tengono conto della capacità installata piuttosto che di quella derated. Secondo il Belgio, nel caso in cui per le soglie di investimento si tenesse conto della capacità derated offerta dalla CMU anziché della capacità installata, le capacità con un fattore elevato di derating raggiungerebbero più facilmente le soglie di investimento per i contratti pluriennali, una circostanza questa che sarebbe in contraddizione con l'obiettivo del MRC. Tabella 8 Soglie di investimento per contratti di remunerazione della capacità a lungo termine Durata del contratto Soglie proposte dalla CREG Nuova proposta del governo belga Anni EUR/kW EUR/kW 15 600 360 8 400 239 3 177 106 Fonte: SPF Economia.

(139) La CREG monitorerà i costi di investimento al fine di assicurare, tanto ex ante quanto ex post rispetto alla presentazione da parte dell'unità, l'adeguatezza della categoria di capacità assegnata a ciascun fornitore di capacità. In particolare il fornitore di capacità deve fornire un fascicolo di investimento ex post che l'autorità di regolamentazione può utilizzare per la sua valutazione ex post della categoria di capacità assegnata. Se dall'analisi ex post emerge che i criteri di costo non sono stati soddisfatti (incluso un intervallo di valori di tolleranza limitato per tenere conto di incertezze di piccola entità), le condizioni contrattuali potrebbero essere rivedute (ad esempio riclassificazione della CMU nella categoria di contratto adeguata). Inoltre, nel caso in cui il fascicolo di investimento ex post non sia fornito (entro i termini), è possibile altresì che l'autorità di regolamentazione riclassifichi la CMU nella categoria di capacità di 1 anno.

(140) Secondo la proposta iniziale, anche le offerte aggregate sono assegnate a una categoria di contratti. In caso di presentazione di un'offerta aggregata di capacità corrispondenti a categorie di contratti diverse, all'offerta aggregata viene assegnata la categoria contrattuale corrispondente alla capacità avente la categoria di contratti di durata più breve.

(141) Tale proposta è stata riveduta in seguito al procedimento di indagine formale. Ai sensi del regio decreto che fissa le soglie di investimento, i criteri di ammissibilità per i costi di investimento e la procedura di classificazione, ogni capacità facente parte di un'offerta aggregata è classificata in una categoria di capacità. Sulla base della classificazione delle capacità, la CREG determina, laddove opportuno, le sue diverse combinazioni di classificazione e lega ciascuna combinazione ad una potenza nominale massima di riferimento corrispondente alla somma delle capacità nominali di riferimento delle capacità dell'offerta aggregata, classificate in una categoria di capacità uguale o superiore alla categoria di capacità specificata. Su tale base il responsabile dell'offerta aggregata sceglie la categoria di capacità che si applica all'offerta aggregata.

(142) A seguito del procedimento di indagine formale, il Belgio ha altresì modificato le disposizioni del regio decreto sui costi di investimento ammissibili. Il regio decreto modificato stabilisce che soltanto i costi per l'adeguamento alle norme future dell'Unione saranno ammissibili nel contesto del MRC.

(143) Secondo le autorità belghe, non è possibile prevedere la possibilità di contratti pluriennali per la capacità estera dato che, nel lungo termine, non è sempre possibile assicurare una capacità di entrata sufficiente. Quest'ultimo aspetto non dipende soltanto dal livello di interconnessione e dalla sua disponibilità, ma anche dal rischio di una sollecitazione contemporanea del sistema rispetto a paesi limitrofi. Quest'ultimo rischio può variare significativamente nel tempo, a seconda dell'adeguatezza e della situazione di mercato in altri paesi.

(144) Le autorità belghe si sono tuttavia impegnate a riesaminare l'eventualità che le capacità estere possano accedere a contratti pluriennali. Il primo riesame sarà effettuato entro il 15 gennaio 2023 e successivamente ogni due anni. Qualora da tale riesame emerga che i rischi legati al livello e alla disponibilità dell'interconnettore e il rischio di stress del sistema simultaneo sono adeguatamente mitigati, in maniera tale che i contratti pluriennali per la capacità estera indiretta non creino irragionevoli rischi di adeguatezza, si potranno concedere contratti pluriennali a capacità estere.

(145) Infine la capacità non dimostrata può essere idonea ad essere assegnata soltanto a un contratto di capacità annuale, essendo difficile giustificare dati precisi sui costi che consentano di classificarle in una delle categorie di contratti pluriennali (cfr. sezione 2.4.4).

2.7. Obblighi

2.7.1. Opzioni di affidabilità

(146) In base al meccanismo di regolazione della capacità belga, la controparte contrattuale acquista la capacità dai fornitori di capacità sotto forma di opzioni di affidabilità. I fornitori di capacità selezionati nell'ambito di un'asta vendono le opzioni di affidabilità all'acquirente centrale, ricevendo in cambio una remunerazione fissa della capacità. Qualora il prezzo di riferimento superi un livello predefinito, il cosiddetto prezzo di esercizio, il fornitore di capacità è soggetto a un obbligo di rimborso della differenza tra il prezzo di riferimento e il prezzo di esercizio nei confronti dell'acquirente centrale, calcolata sui volumi di capacità aggiudicati.

(147) Di conseguenza i proventi per il fornitore di capacità sul mercato della sola energia sono limitati al massimo al prezzo di esercizio, ma ai fornitori di capacità viene assicurata in cambio una remunerazione fissa e certa della capacità. In altre parole i fornitori di capacità rinunciano a parte dei loro canoni di scarsità incerta per ricevere in cambio una remunerazione certa della capacità, riducendo significativamente il rischio di proventi volatili e quindi i rischi legati all'investimento da effettuare. L'obiettivo dell'opzione affidabilità è duplice. Innanzitutto l'obbligo di rimborso limita il potenziale di profitti accidentali e, in secondo luogo, incentiva le CMU a essere disponibili in momenti rilevanti per la sicurezza dell'approvvigionamento.

2.7.2. Prezzo di riferimento

(148) Il Belgio ha scelto il prezzo del mercato del giorno prima come prezzo di riferimento. Secondo le autorità belghe, i suoi principali vantaggi sono le seguenti: a) il mercato del giorno prima rappresenta il segnale di mercato più pertinente relativo a questioni di adeguatezza dato che la maggior parte dei fattori trainanti delle posizioni degli attori di mercato sono integrate nella pianificazione e nelle previsioni della produzione; b) il mercato del giorno prima dispone di una robusta funzione di segnalazione e rappresenta il mercato a pronti più forte e liquido, per la sua granularità e l'accuratezza elevata delle ipotesi, che si rispecchia nei volumi scambiati; c) in seguito all'abbinamento (matching) del giorno prima nel sistema belga, tutti i responsabili del bilanciamento devono essere bilanciati (nomina del giorno prima alle ore 15:00) e in quel momento unico, il mercato è regolato. In questo modo, il mercato del giorno prima costituisce l'ultima opportunità nel calendario del prodotto elettrico per incrociare l'intera domanda e offerta residua dopo il mercato a termine e prima dei fabbisogni di flessibilità del mercato infragiornaliero e di bilanciamento; d) in ragione della sua posizione temporale nei mercati a pronti, dovrebbe consentire a tutte le tecnologie (ad esempio anche la capacità lenta) di reagire.

(149) Il Belgio ha spiegato che la metodologia del prezzo di riferimento potrebbe essere riveduta in futuro per assicurarsi che invii il segnale di prezzo più adeguato, una volta che la maturità di altri mercati a pronti aumenterà raggiungendo un livello prossimo a quello del mercato del giorno prima. In particolare, i prezzi del mercato infragiornaliero possono essere riconsiderati una volta che la liquidità sia sufficiente e continua.

(150) Il Belgio ha optato per un prezzo di esercizio unico con alcune correzioni per assicurare l'apertura del sistema alle tecnologie e limitare i profitti accidentali nella calibrazione. Secondo le autorità belghe, tali correzioni sono necessarie per limitare il rischio di un prezzo di esercizio unico per la partecipazione di alcune tecnologie al MRC. In particolare le tecnologie aventi un costo marginale di breve periodo superiore al prezzo di esercizio possono incontrare ostacoli in assenza di tali correzioni.

(151) Come previsto dall'articolo 7 undecies, secondo comma, della legge sull'energia elettrica, il parametro del prezzo di esercizio sarà calibrato ogni anno con decreto ministeriale entro il 31 marzo dello stesso anno (tanto per l'asta Y-4 quanto per quella Y-1), nonché sulla base della metodologia fissata nel regio decreto per i parametri d'asta.

(152) Si baserà su un'analisi delle curve aggregate che raccolgono la parte elastica del volume di reazione del mercato osservate sul mercato del giorno prima ponderato su un periodo di tre anni per i periodi rilevanti durante tali tre anni (giorni feriali invernali). La metodologia indica che il prezzo di esercizio calibrato dovrebbe essere selezionato all'interno dell'intervallo di valori corrispondente [75 %; 85 %] del volume di reazione elastico in termini di prezzo generato dal mercato che reagisce ad esso nonché tenendo conto di una serie di principi guida: a) primo criterio: i costi marginali a breve termine delle tecnologie con programmazione giornaliera dovrebbero essere coperti dal prezzo di esercizio selezionato; b) secondo criterio: la calibrazione del prezzo di esercizio tiene conto della forma della curva di calibrazione; c) terzo criterio: la calibrazione del prezzo di esercizio tiene conto dell'evoluzione del mercato dell'energia; d) quarto criterio: stabilità dei prezzi di esercizio nel tempo; e e) quinto criterio: una possibilità ragionevole che il prezzo di riferimento raggiunga il prezzo di esercizio.

(153) Al fine di valutare il primo criterio, questo viene esaminato alla luce dei risultati e delle ipotesi utilizzate nello studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2019, in particolare nelle sezioni 2.9.3 e 2.9.4. Il calcolo di tali costi marginali a breve termine si basa su diverse ipotesi: una stima dei prezzi del combustibile, una stima dell'evoluzione potenziale del prezzo della CO2, una stima delle prestazioni («efficienza») delle varie tecnologie considerate nello studio sull'adeguatezza e sulla flessibilità del 2019 (in questo caso turbine a gas a ciclo combinato, turbine a gas a ciclo aperto e generatore diesel).

(154) Il Belgio ha proposto un intervallo indicativo di valori per il prezzo d'esercizio calibrato basato sugli ultimi tre periodi invernali (dall'inverno del 2016/2017 all'inverno del 2018/2019) da restringere a [320; 500] EUR/MWh.

(155) Ciò implica che il prezzo di esercizio può evolvere nel tempo (ma rimane fisso per la durata del contratto di capacità di una CMU), in linea con l'evoluzione del mercato dell'energia, e che i contratti di capacità a seguito di un'asta non comprendono necessariamente lo stesso prezzo di esercizio di contratti di capacità relativi ad un'altra asta. In ogni caso i fornitori di capacità saranno informati del prezzo di esercizio applicabile prima di ogni asta, in maniera da consentire loro di includere tali informazioni nelle loro offerte.

(156) Il Belgio ha inoltre scelto di offrire alle CMU non soggette all'obbligo di programmazione individuale (solitamente i fornitori di servizi di gestione della domanda e gli aggregatori rientrano in questa categoria) la possibilità di sostituire il prezzo di esercizio unico con il loro prezzo di mercato dichiarato (ossia il loro costo marginale a breve termine) nell'obbligo di rimborso ogniqualvolta questo sia superiore al prezzo di esercizio unico. In altre parole tali CMU non soggette all'obbligo di programmazione individuale (e quindi gestori della domanda) sono soggette all'obbligo di rimborso soltanto nel caso in cui il prezzo di riferimento superi il loro prezzo di mercato dichiarato, che rappresenta il prezzo al di sopra del quale tali fornitori di capacità hanno dichiarato di fornire energia nel mercato dell'energia. In altre parole, nel caso in cui la calibrazione del prezzo di esercizio unico si traducesse in un prezzo inferiore al loro costo di attivazione, tali CMU non sono tenute a rimborsare i proventi non ricevuti nel mercato dell'energia (nel caso in cui il prezzo di riferimento sia superiore al prezzo di esercizio, ma sia inferiore al loro prezzo di mercato dichiarato). Questa misura è stata introdotta dopo il processo di consultazione pubblica per attenuare la preoccupazione dei gestori della domanda e di altre parti che altrimenti avrebbero maggiori difficoltà a partecipare in quanto potrebbero essere soggette a rimborsi senza essere state coinvolte ed aver guadagnato proventi in primo luogo. Secondo il Belgio, ciò garantisce altresì un'apertura a livello di tecnologie limitando i profitti accidentali. In particolare, secondo le autorità tale elemento progettuale dovrebbe facilitare esplicitamente la partecipazione della gestione della domanda al MRC nonché di qualsiasi altra tecnologia con costi marginali a breve termine più elevati.

(157) Inoltre le CMU non soggette ad obbligo di programmazione individuale possono decidere di dichiarare più prezzi del giorno prima come prezzo di mercato dichiarato. Ciò è particolarmente rilevante per gli aggregatori, che possono avere un portafoglio composto da CMU con prezzi marginali diversi e riflettere la loro curva di costo effettiva. Ciò mira a evitare l'applicazione dell'obbligo di rimborso sull'energia che non è stata venduta sul mercato e nel caso in cui non sia stato realizzato alcun provento.

2.7.3. Rimborsi

2.7.3.1. Descrizione

(158) Qualora il prezzo dell'energia elettrica sul mercato del giorno prima all'ingrosso superi il prezzo di esercizio, il fornitore di capacità è tenuto a pagare a Elia la differenza tra il prezzo di riferimento e il prezzo di esercizio, calcolata sui volumi di capacità aggiudicati. Di conseguenza i proventi per il fornitore di capacità sul mercato della sola energia sono limitati al massimo al prezzo di esercizio, ma ai fornitori di capacità viene assicurata in cambio una remunerazione fissa e certa della capacità.

(159) Il fornitore di capacità sarà soggetto all'obbligo di rimborso, indipendentemente dal fatto che vendesse energia elettrica a prezzi elevati durante il relativo periodo di regolazione.

(160) È