VALSTYBĖS PAGALBA – BELGIJA

Valstybės pagalba SA.54915 (2019/N) – Atlyginimo už pajėgumus mechanizmas

Kvietimas teikti pastabas pagal Sutarties dėl Europos Sąjungos veikimo 108 straipsnio 2 dalį

(Tekstas svarbus EEE)

(2020/C 346/03)

2020 m. rugsėjo 21 d. raštu, pateiktu originalo kalba po šios santraukos, Komisija pranešė Belgijai apie savo sprendimą pradėti Sutarties dėl Europos Sąjungos veikimo 108 straipsnio 2 dalyje nustatytą procedūrą dėl minėtos priemonės.

Per vieną mėnesį nuo šios santraukos ir šio rašto paskelbimo dienos suinteresuotosios šalys gali pateikti savo pastabas apie priemonę, dėl kurios Komisija pradeda procedūrą, šiuo adresu:

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

Šios pastabos bus perduotos Belgijai. Pastabas teikianti suinteresuotoji šalis gali pateikti pagrįstą raštišką prašymą neatskleisti jos tapatybės ir (arba) jos pateiktų pastabų dalių.

SANTRAUKA

1. Procedūra

Belgija iš anksto pranešė apie priemonę 2019 m. liepos 3 d. Su Belgijos valdžios institucijomis buvo apsikeista keliais klausimynais ir buvo surengti susitikimai išankstinio pranešimo bylai aptarti. Belgija pranešė apie priemonę 2019 m. gruodžio 19 d.

2. Priemonės, dėl kurios Komisija pradeda procedūrą, aprašymas

Siūlomu atlyginimo už pajėgumus mechanizmu (APM) siekiama užtikrinti tiekimo saugumą, kaip apibrėžta 1999 m. balandžio 29 d. Elektros energijos įstatyme nustatytame patikimumo standarte. Belgija nustatė, kad dėl būsimo laipsniško šalies branduolinių elektrinių uždarymo 2025 m. kyla tiekimo saugumo rizika.

Taikant Belgijos pajėgumų mechanizmą, perdavimo sistemos operatorius perka pajėgumus iš pajėgumų teikėjų sudarydamas patikimumo pasirinkimo sandorius. Aukcione atrinkti pajėgumų teikėjai parduoda patikimumo pasirinkimo sandorius perdavimo sistemos operatoriui ir už tai gauna nustatyto dydžio atlygį už pajėgumus. Kai referencinė kaina (t. y. kitos paros kaina) viršija iš anksto nustatytą dydį, vadinamąją vykdymo kainą, pajėgumų teikėjas turi grąžinti perdavimo sistemos operatoriui referencinės kainos ir vykdymo kainos skirtumą.

Perdavimo sistemos operatorius rengia APM aukcioną atsižvelgdamas į pajėgumų išteklius, kurie reikalingi norint užtikrinti patikimumo standartus atitinkantį tinkamą išteklių pakankamumo lygį. Pajėgumų aukcionas rengiamas kiekvienais metais vykdant M-4 aukcioną dėl pajėgumų tiekimo po ketverių metų. Kitas būsimų metų aukcionas vyksta metais, einančiais prieš pat pagrindinio aukciono tiekimo metus (M-1 aukcionas).

APM išlaidos (t. y. išlaidos, patirtos finansuojant mokėjimus už pajėgumus teikėjams) bus finansuojamos pagal viešųjų paslaugų įsipareigojimą nustatant perdavimo sistemos operatoriaus tinklo tarifus.

Teisinis priemonės pagrindas yra 1999 m. balandžio 29 d. Elektros energijos įstatymas dėl Belgijos elektros energijos rinkos organizavimo, pakeistas įstatymu, 2019 m. gegužės 16 d. paskelbtu Belgijos oficialiajame leidinyje („Belgisch Staatsblad“ / „Moniteur belge“). Be to, bus priimti antrinės teisės aktai, t. y. karaliaus dekretai ir rinkos taisyklės, kuriuose bus išsamiau nustatytos atlyginimo už pajėgumus mechanizmo (APM) sąlygos. Šių tekstų projektai skelbiami Energetikos ministerijos svetainėje (1).

3. Priemonės vertinimas

3.1. Pagalbos buvimas pagal SESV 107 straipsnio 1 dalį

Atsižvelgdama į tai, kad APM finansuojamas iš valstybės nustatyto parafiskalinio mokesčio pajamų, o tokios pajamos yra valdomos ir paskirstomos pagal teisės aktų nuostatas, Komisija mano, kad APM finansuojamas iš valstybės išteklių. Komisija pažymi, kad konkurso laimėtojai, naudodamiesi mechanizmu, apie kurį pranešta, gauna pajamas, kurių jie negautų veikdami elektros energijos rinkoje įprastomis ekonomikos sąlygomis ir vien tik parduodami elektros energiją bei papildomas paslaugas. Be to, šia priemone suteikiamas pranašumas tik tam tikroms įmonėms, galinčioms padėti spręsti konkrečią pakankamumo problemą ir konkuruoti su kitais elektros energijos gamintojais. Taigi priemonė, apie kurią pranešta, suteiks ekonominį pranašumą įmonėms, kurių faktinė ir teisinė padėtis panaši į kitų elektros energijos gamintojų padėtį. Todėl priemonė yra atrankioji. Elektros energijos gamybos, taip pat didmeninės ir mažmeninės prekybos elektros energija rinkos yra konkurencingos veiklos rūšys visoje ES. Todėl iš valstybės išteklių bet kuriai šio sektoriaus įmonei suteiktas pranašumas gali paveikti Sąjungos vidaus prekybą ir iškraipyti konkurenciją. Taigi Komisija daro išvadą, kad priemonė yra valstybės pagalba pagal SESV 107 straipsnio 1 dalį.

3.2. Pagalbos teisėtumas

Belgijos valdžios institucijos įvykdė SESV 108 straipsnio 3 dalyje numatytą pareigą, nes apie schemą pranešė prieš pradėdamos ją įgyvendinti.

3.3. Priemonės suderinamumas

Komisija įvertino priemonės suderinamumą su vidaus rinka remdamasi reikalavimais, nustatytais nuo 2014 m. liepos 1 d. taikomų 2014–2020 m. Valstybės pagalbos aplinkos apsaugai ir energetikai gairių (2) (toliau – VPAAEG) 3.9 skirsnyje, kuriame nustatytos pagalbos gamybos pakankamumui užtikrinti specialiosios sąlygos. 2020 m. liepos 2 d. Komisija priėmė komunikatą, kuriuo pratęsė VPAAEG galiojimą iki 2021 m. gruodžio 31 d. ir jas iš dalies pakeitė (3).

3.3.1. Bendros svarbos tikslas ir pagalbos būtinybė

Belgija nustatė APM poreikį perdavimo sistemos operatoriui „Elia“ atlikus adekvatumo ir lankstumo tyrimą, kurio rezultatai paskelbti 2019 m. (4) Atlikus tyrimą nustatyta, kad Belgijoje kyla išteklių pakankamumo rizika, visų pirma, remiantis nacionaliniu patikimumo standartu, apibūdinta ES didelio poveikio mažos tikimybės scenarijuje, pagal kurį daroma prielaida, kad pajėgumų negalės teikti keli Prancūzijos branduolinių įrenginių operatoriai (be įprasto pajėgumų nebuvimo). Komisija mano, kad ES didelio poveikio mažos tikimybės scenarijaus taikymas visą rinką apimančiam pajėgumų mechanizmui nėra tinkamas norint nustatyti išteklių pakankamumo problemos dydį, nes rizikuojama pervertinti šią problemą ir iškraipyti elektros energijos rinką. Bendrovės „Elia“ tyrime taikytą metodiką kritikavo nacionalinė reguliavimo institucija (CREG) (5).

Todėl Komisija abejoja, ar Belgijos valdžios institucijos pakankamai tiksliai nustatė ir tinkamai išanalizavo bei kiekybiškai įvertino išteklių pakankamumo problemą, visų pirma atsižvelgiant į VPAAEG 221 ir 222 punktus.

3.3.2. Pagalbos tinkamumas

Atsižvelgdama į ribotą priemonės investicijų ribų, pagal kurias sudaromos daugiametės sutartys (3, 8 ar 15 metų trukmės), apskaičiavimo metodą, Komisija abejoja, ar priemonė yra tinkama remiantis VPAAEG 226 punktu. Nustatant ribas atsižvelgiama į įrengtąjį pajėgumą (t. y. didžiausią pajėgumą, kuriuo gali veikti įrenginys), o ne į sumažintą pajėgumą (t. y. iš anksto nustatytą parengties lygį ir indėlį užtikrinant išteklių pakankamumą). Komisija mano, kad tai gali trukdyti sąžiningai technologijų, kuriomis vienodai prisidedama užtikrinant išteklių pakankamumą, konkurencijai ir visų pirma apskritai varžyti nepastovios gamybos technologijų, kurioms būdingi dideli pajėgumų sumažinimo koeficientai (ypač nepastovių saulės ir vėjo atsinaujinančiųjų energijos šaltinių), teikėjų dalyvavimą.

3.3.3. Skatinamasis poveikis

Priemone siekiama užtikrinti tiekimo saugumą išlaikant pakankamus turimus pajėgumus. Jeigu nebūtų proporcingo pajėgumų mechanizmo, tikriausiai nebūtų pakankamai pajėgumų užtikrinti tiekimo saugumą, nes, kaip numatoma, nemaža dalis įrenginių operatorių tik iš energijos rinkos gautų nepakankamas pajamas savo išlaidoms padengti. Be to, dėl atsipirkimo įpareigojimo atsiranda finansinė paskata teikti pajėgumus esant jų trūkumui. Siekdama užtikrinti, kad būtų laikomasi pajėgumų parengties įpareigojimo, Belgija taip pat pradėjo taikyti pajėgumų parengties prieš tiekimo laikotarpį ir jo metu stebėsenos procedūrą bei atitinkamus bandymus ir nuobaudas. Todėl Komisija daro preliminarią išvadą, kad priemonė iš esmės turi skatinamąjį poveikį.

3.3.4. Proporcingumo principas

Komisija siekia išsiaiškinti, ar priemonė yra proporcinga pagal VPAAEG 3.9.5 skirsnį. Komisija abejoja, ar: i) konkurso tvarka yra grindžiama nediskriminaciniais kriterijais dėl 3.3.2 skirsnyje nurodytų investicijų ribų; ii) metodika, kurioje apibrėžta paklausos kreivė, naudojama apskaičiuojant kiekviename aukcione perkamų pajėgumų kiekį, yra proporcinga, nes ji gali būti pagrįsta nerealistišku ES didelio poveikio mažos tikimybės jautrumu ar kitomis jautrumo analizėmis darant prielaidą, kad pajėgumų negalės užtikrinti ir Prancūzijos atominės elektrinės.

3.3.5. Neigiamo poveikio konkurencijai ir prekybai vengimas

Siekdama išvengti nenumatyto pelno, Belgija taikys viršutinę tarpinės kainos ribą vienerių metų sutarčių kategorijai. Todėl šių pajėgumų teikėjams nebus leidžiama siūlyti kainos, kuri yra didesnė už viršutinę ribą, ar gauti šią ribą viršijančią galutinę kainą. Jeigu jie patirs didesnes išlaidas, individualus pajėgumų vertinimas nebus atliekamas, kad jiems būtų taikoma išlyga.

Pagal APM netiesioginių užsienio pajėgumų teikėjams bus taikoma viršutinė tarpinės kainos riba. Komisija laikosi išankstinės nuomonės, kad dėl daugiamečių sutarčių nebuvimo ir tarpinės kainos taikymo šių pajėgumų teikėjai negalės aukcione teikti jų tikras išlaidas atitinkančių pasiūlymų, jeigu šios išlaidos bus didesnės nei viršutinė tarpinės kainos riba. Todėl jie apskritai gali būti nesuinteresuoti dalyvauti APM. Komisija mano, kad taip sukuriama užsienio pajėgumų teikėjų diskriminacija pažeidžiant VPAAEG 232 punktą.

Be to, VPAAEG 233 punkto c papunktyje nustatyta, kad pajėgumų mechanizmais neturėtų „būti pažeidžiami prieš priemonę priimti sprendimai dėl investicijų“. Tačiau gali būti, kad dėl tarpinės kainos taikymo esamų pajėgumų teikėjai negalėtų teikti jų tikras išlaidas atitinkančių pasiūlymų, o neturėdami galimybės dalyvauti konkurse dėl daugiamečių sutarčių sudarymo, jie negalėtų dalyvauti APM ir net pasitrauktų iš elektros energijos rinkos. Taigi Komisija siekia gauti daugiau informacijos, kad galėtų įvertinti viršutinės tarpinės kainos ribos poveikį ir jos suderinamumą su minėtu VPAAEG punktu.

Belgija paaiškino, kad paskirstys perkrovos pajamas, gautas paskirstant tarpvalstybinius leidimus (t. y. prieigos teises užsienio pajėgumų teikėjams dalyvauti APM), kaip numatyta Europos Parlamento ir Tarybos reglamento (ES) 2019/943 (6) 19 straipsnio 2 dalyje. Komisija mano, kad reikia daugiau informacijos norint įvertinti APM suderinamumą su VPAAEG 233 punkto a papunkčiu, t. y. įsitikinti, kad perkrovos pajamos bus naudojamos taip, kad taikant APM būtų sukuriama tinkama paskata investuoti į jungiamųjų linijų pralaidumo užtikrinimą.

3.3.6. Pagalbos priemonės atitiktis neatsiejamai susijusioms Sąjungos teisės nuostatoms

Jeigu valstybės pagalbos priemonė apima aspektus, kurie yra neatsiejamai susiję su pagalbos objektu ir pažeidžia kitas Sąjungos teisės nuostatas, toks pažeidimas gali turėti įtakos vertinant tokios valstybės pagalbos suderinamumą. Šiuo atžvilgiu Komisija daro preliminarią išvadą, kad APM finansavimo mechanizmu nenustatoma jokių apribojimų, kurie pažeistų SESV 30 ar 110 straipsnius, nes Belgija leis užsienio pajėgumų teikėjams dalyvauti APM. Tačiau Komisija abejoja, ar APM atitinka Reglamento (ES) 2019/943 22 straipsnio 1 dalies c punktą ir 24 straipsnio 1 dalį, nes tiek nacionaliniame adekvatumo ir lankstumo tyrime, tiek baziniame scenarijuje aukcione įsigyjamų pajėgumų dydis nustatytas remiantis prielaidomis dėl užsienio elektros energijos pasiūlos (t. y. prielaida, kad pajėgumų negalės užtikrinti ir Prancūzijos atominės elektrinės).

Pagal Tarybos reglamento (ES) 2015/1589 (7) 16 straipsnį visa neteisėta pagalba gali būti išieškota iš gavėjo.

RAŠTO TEKSTAS

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

(2) OL C 200, 2014 6 28, p. 1.

(3) Žr. Komunikatą C(2020) 4355 final (OL C 224, 2020 7 8, p. 2).

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

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

(6) OL L 158, 2019 6 14, p. 54.

(7) OL L 248, 2015 9 24, p. 9.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(19) OJ C 121, 6.4.2018.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(35) See also recital (38) below.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(59)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(68) Calculated as follows:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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