AIUTI DI STATO – BELGIO

Aiuto di stato SA.54915 (2019/N) - Meccanismo di remunerazione della capacità

Invito a presentare osservazioni a norma dell’articolo 108, paragrafo 2, del trattato sul funzionamento dell’Unione europea

(Testo rilevante ai fini del SEE)

(2020/C 346/03)

Con lettera del 22 settembre 2020, riprodotta nella lingua facente fede dopo la presente sintesi, la Commissione ha comunicato al Belgio la propria decisione di avviare il procedimento di cui all’articolo 108, paragrafo 2, del trattato sul funzionamento dell’Unione europea in relazione alla misura in oggetto.

La Commissione invita gli interessati a presentare osservazioni in merito alla misura riguardo alla quale viene avviato il procedimento entro un mese dalla data della presente pubblicazione, inviandole al seguente indirizzo:

Commissione europea Direzione generale Concorrenza Protocollo Aiuti di Stato 1049 Bruxelles/Brussel BELGIQUE/BELGIË Fax + 32 2 296 12 42 Stateaidgreffe@ec.europa.eu

Dette osservazioni saranno comunicate al Belgio. Gli interessati che presentano osservazioni possono richiedere per iscritto il trattamento riservato della loro identità e/o di parti delle osservazioni, specificando i motivi della richiesta.

SINTESI

1. Procedimento

Il Belgio ha inviato una notifica preventiva della misura il 3 luglio 2019. Sono stati scambiati vari questionari con le autorità belghe e sono state organizzate riunioni per discutere del fascicolo. Il 19 dicembre 2019 il Belgio ha notificato la misura.

2. Descrizione della misura riguardo alla quale la Commissione avvia il procedimento

L’obiettivo del meccanismo di remunerazione della capacità (MRC) proposto è garantire la sicurezza dell’approvvigionamento, definita da uno standard di adeguatezza di cui alla legge sull’energia elettrica del 29 aprile 1999. Il Belgio ha individuato nella chiusura del suo parco nucleare, prevista per il 2025, un rischio per la sicurezza dell’approvvigionamento.

In base al meccanismo di remunerazione della capacità belga, il gestore del sistema di trasmissione (TSO) 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 al TSO, ricevendo in cambio una remunerazione fissa della capacità. Quando il prezzo di riferimento (ossia il prezzo dell’energia elettrica del giorno prima) supera un livello predefinito (il cosiddetto prezzo di esercizio), il fornitore di capacità deve restituire al TSO la differenza tra i due prezzi.

Il TSO organizza 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 standard di adeguatezza. L’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»).

I costi del MRC (ossia quelli sostenuti per finanziare i pagamenti di capacità ai fornitori) saranno finanziati sulla base di un «obbligo di servizio pubblico» attraverso le tariffe di rete applicate dai TSO.

La base giuridica della misura è la legge sull’elettricità del 29 aprile 1999 relativa all’organizzazione del mercato belga dell’energia elettrica, modificata da una legge pubblicata il 16 maggio 2019 nella Gazzetta ufficiale belga («Belgisch Staatsblad»/«Moniteur belge»). Per definire ulteriormente le modalità del meccanismo di remunerazione della capacità (MRC), saranno adottati atti di diritto derivato (decreti reali e norme di mercato). Le bozze di tali testi sono disponibili sul sito web del ministero dell’Energia (1).

3. Valutazione della misura

3.1. Esistenza dell’aiuto ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE

La Commissione ritiene che il MRC sia finanziato con risorse statali, in quanto è alimentato dal ricavato di un prelievo parafiscale imposto dallo Stato che è gestito e ripartito conformemente alle disposizioni della legislazione. La Commissione osserva che gli aggiudicatari ricevono, attraverso il meccanismo notificato, una remunerazione che non riceverebbero se continuassero a operare sul mercato dell’elettricità in condizioni economiche normali, vendendo unicamente energia elettrica e servizi accessori. Inoltre, la misura conferisce un vantaggio solo a determinate imprese in grado di risolvere il problema di adeguatezza individuato, che sono in concorrenza con altri produttori di energia elettrica. La misura notificata conferisce pertanto un vantaggio economico alle imprese che si trovano in una situazione giuridica e di fatto analoga a quella di altri produttori di energia elettrica. Di conseguenza, la misura è selettiva. La produzione di energia elettrica e la vendita di elettricità sui mercati all’ingrosso e al dettaglio sono attività aperte alla concorrenza in tutta l’Unione europea. Pertanto, un vantaggio conferito tramite risorse statali a un’impresa del settore rischia di incidere sugli scambi all’interno dell’Unione e di falsare la concorrenza. Di conseguenza, la Commissione ha concluso che la misura notificata costituisce un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE.

3.2. Legittimità dell’aiuto

Notificando il regime in questione prima di darvi esecuzione, le autorità belghe hanno rispettato l’obbligo loro imposto dall’articolo 108, paragrafo 3, del TFUE.

3.3. Compatibilità della misura

La Commissione ha valutato la compatibilità della misura con il mercato interno sulla base delle condizioni definite alla sezione 3.9 della disciplina degli aiuti per l’ambiente e l’energia («la disciplina») (2), che stabilisce condizioni specifiche per gli aiuti per l’adeguatezza della capacità di produzione e che è in vigore dal 1o luglio 2014. Il 2 luglio 2020 la Commissione ha adottato una comunicazione che proroga al 31 dicembre 2021 la disciplina e che la modifica (3).

3.3.1. Obiettivo di interesse comune e necessità dell’aiuto

Il Belgio ha individuato la necessità di disporre di un MRC in uno studio di adeguatezza e flessibilità pubblicato nel 2019 dal TSO Elia (4). Lo studio elenca i rischi per il Belgio in materia di adeguatezza delle risorse, facendo riferimento allo standard nazionale di adeguatezza descritto in particolare nello scenario EU-HiLo (high impact — low probability, alto impatto — bassa probabilità), che si basa sull’ipotesi di una indisponibilità di diverse unità nucleari in Francia (in aggiunta all’indisponibilità «normale»). La Commissione ritiene che il ricorso allo scenario EU-HiLo nell’ambito di un meccanismo di regolazione della capacità a livello di mercato non sia idoneo per determinare il livello del problema dell’adeguatezza delle risorse, in quanto rischia di sovrastimare questo problema e di falsare il mercato dell’energia elettrica. La metodologia utilizzata nello studio Elia è stata criticata dall’autorità nazionale di regolamentazione (CREG) (5).

La Commissione nutre pertanto dubbi sul fatto che il problema dell’adeguatezza delle risorse sia stato valutato con sufficiente precisione e adeguatamente analizzato e quantificato dalle autorità belghe, in particolare alla luce dei punti 221 e 222 della disciplina.

3.3.2. Adeguatezza dell’aiuto

La Commissione dubita che la misura sia adeguata, conformemente al punto 226 della disciplina, tenuto conto del metodo restrittivo di calcolo delle soglie di investimento, in base al quale vengono proposti contratti pluriennali (di 3, 8 o 15 anni). Le soglie tengono conto della capacità installata (ossia la capacità massima alla quale è previsto che l’unità funzioni) anziché della capacità cosiddetta «derated» (ossia il tasso di disponibilità predefinito e il contributo all’obiettivo dell’adeguatezza delle risorse). La Commissione ritiene che questa caratteristica possa impedire una concorrenza leale tra tecnologie che contribuiscono in modo identico all’adeguatezza delle risorse e rischi di scoraggiare in particolare la partecipazione di tecnologie intermittenti con elevati fattori di correzione o derating (in particolare le fonti rinnovabili di energia solare ed eolica intermittenti).

3.3.3. Effetto di incentivazione

L’obiettivo della misura è garantire la sicurezza dell’approvvigionamento mantenendo disponibile una capacità sufficiente. Senza un meccanismo di capacità proporzionato, la capacità sarebbe probabilmente insufficiente a garantire tale sicurezza, in quanto, secondo le previsioni, per buona parte delle centrali i proventi ottenuti dal mercato esclusivamente energetico (energy-only) sarebbero insufficienti per coprire i costi. Inoltre, l’obbligo di rimborso crea un incentivo finanziario a garantire la disponibilità in periodi di scarsità. Inoltre, per garantire il rispetto dell’obbligo di disponibilità, il Belgio ha introdotto una procedura di monitoraggio della disponibilità prima e durante il periodo di consegna nonché adeguati test e sanzioni. La Commissione giunge quindi alla conclusione preliminare che la misura abbia in linea di principio un effetto incentivante.

3.3.4. Proporzionalità

La Commissione intende chiarire se la misura sia proporzionata ai sensi della sezione 3.9.5 della disciplina. La Commissione dubita che: i) la procedura di gara competitiva sia fondata su criteri non discriminatori per via delle soglie di investimento di cui alla sezione 3.3.2; ii) la metodologia che definisce la curva della domanda utilizzata per calcolare la quantità di capacità da acquistare in ciascuna asta sia proporzionata, in quanto può basarsi su una sensibilità irrealistica (EU-HiLo) o su altre sensibilità che ipotizzano un’ulteriore indisponibilità delle centrali nucleari francesi.

3.3.5. Prevenzione degli effetti negativi sulla concorrenza e sugli scambi

Al fine di evitare profitti accidentali, il Belgio applicherà un massimale intermedio di prezzo alle capacità della categoria dei contratti annuali. Di conseguenza, queste capacità non saranno autorizzate a presentare offerte a un prezzo superiore a tale massimale, né a ricevere un prezzo di aggiudicazione superiore ad esso. Non è prevista alcuna valutazione individuale delle capacità per concedere loro una deroga in caso dovessero sostenere costi più elevati.

Il MRC sottopone alle capacità estere indirette il massimale intermedio dei prezzi. La Commissione ritiene in via preliminare che l’assenza di contratti pluriennali abbinata all’applicazione di un prezzo intermedio impedirà a tali capacità di fare offerte basate sui loro costi effettivi nell’asta qualora questi siano superiori al massimale di prezzo intermedio. Questo potrebbe pertanto scoraggiare del tutto tali capacità dal partecipare al MRC. La Commissione ritiene che ciò comporti una discriminazione nei confronti della capacità estera, in violazione del punto 232 della disciplina.

Inoltre, il punto 233, lettera c), della disciplina stabilisce che i meccanismi di regolazione della capacità non devono «compromettere le decisioni in materia di investimenti […]anteriori alla misura». Tuttavia, il prezzo intermedio potrebbe avere l’effetto di impedire alle capacità esistenti — oltre che di presentare domanda per contratti pluriennali — di fare offerte basate sui loro costi reali, il che rischia di determinarne l’esclusione dal MRC e persino l’uscita dal mercato dell’energia elettrica. La Commissione chiede pertanto ulteriori informazioni per valutare l’effetto del massimale intermedio di prezzo e la sua compatibilità con questo punto della disciplina.

Il Belgio ha spiegato che assegnerebbe i proventi della congestione derivanti dall’allocazione di «ticket» transfrontalieri (ossia diritti di accesso per fornitori di capacità stranieri per la partecipazione al MRC) conformemente all’articolo 19, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio (6). La Commissione ritiene che siano necessarie ulteriori informazioni per valutare la compatibilità del MRC con il punto 233, lettera a), della disciplina, ossia garantire che i proventi della congestione siano utilizzati affinché il MRC fornisca il giusto incentivo a investire nella capacità di interconnessione.

3.3.6. Conformità della misura di aiuto alle disposizioni del diritto dell’Unione intrinsecamente connesse

Se una misura di aiuto di Stato comporta aspetti indissolubilmente legati all’oggetto dell’aiuto che violano altre disposizioni del diritto dell’Unione, tale violazione potrebbe incidere sulla valutazione della compatibilità di tale aiuto di Stato. A questo riguardo, la Commissione giunge alla conclusione preliminare che il meccanismo di finanziamento del MRC non introduce alcuna restrizione incompatibile con gli articoli 30 o 110 del TFUE in quanto il Belgio consentirà la partecipazione di capacità estere al meccanismo. Tuttavia, la Commissione dubita che il MRC sia conforme all’articolo 22, paragrafo 1, lettera c) e all’articolo e 24, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2019/943, poiché sia lo studio nazionale di adeguatezza e flessibilità sia lo scenario di riferimento utilizzato per determinare il volume di capacità da mettere all’asta si basano su ipotesi relative all’approvvigionamento estero di energia elettrica (indisponibilità di centrali nucleari francesi).

Conformemente all’articolo 16 del regolamento (UE) 2015/1589 del Consiglio (7), qualsiasi aiuto illegale può essere recuperato presso il beneficiario.

TESTO DELLA LETTERA

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

(2) GU L 200 del 28 giugno 2014, pag. 1.

(3) Cfr. comunicazione C (2020) 4355 final.

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

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

(6) GU L 158 del 14.6.2019, pag. 54.

(7) GU L 248 del 24.9.2015, pag. 9.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(19) OJ C 121, 6.4.2018.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(35) See also recital (38) below.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(59)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(68) Calculated as follows:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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