VALSTS ATBALSTS – BEĻĢIJA

Valsts atbalsts SA.54915 (2019/N) - Jaudas atlīdzības mehānisms

Uzaicinājums iesniegt piezīmes saskaņā ar Līguma par Eiropas Savienības darbību 108. panta 2. punktu

(Dokuments attiecas uz EEZ)

(2020/C 346/03)

Komisija ar 2020. gada 21. septembra vēstuli, kas autentiskajā valodā pievienota šim kopsavilkumam, paziņoja Beļģijai savu lēmumu sākt Līguma par Eiropas Savienības darbību 108. panta 2. punktā noteikto procedūru attiecībā uz iepriekš minēto pasākumu.

Piezīmes par pasākumu, attiecībā uz kuru Komisija sāk procedūru, ieinteresētās personas var iesniegt viena mēneša laikā no šā kopsavilkuma un tam pievienotās vēstules publicēšanas dienas, nosūtot tās uz šādu adresi:

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

Šīs piezīmes tiks paziņotas Beļģijai. Ieinteresētā persona, kas iesniedz piezīmes, var, norādot pieprasījuma iemeslus, rakstveidā pieprasīt, lai tās identitāte un/vai iesniegto piezīmju daļas netiktu atklātas.

KOPSAVILKUMS

1. Procedūra

Beļģija jau iepriekš paziņoja par šo pasākumu 2019. gada 3. jūlijā. Beļģijas iestādēs atbildēja uz vairāku tām nosūtīto anketu jautājumiem, un tika rīkotas sanāksmes, lai apspriestu iepriekš paziņotās lietas materiālus. Beļģija paziņoja par pasākumu 2019. gada 19. decembrī.

2. Pasākuma, attiecībā uz kuru Komisija sāk procedūru, apraksts

Ierosinātā jaudas atlīdzības mehānisma (CRM) mērķis ir nodrošināt energoapgādes drošību, kā paredzēts 1999. gada 29. aprīļa Elektroenerģijas likumā noteiktajā uzticamības standartā. Beļģija ir konstatējusi elektroapgādes drošības risku saistībā ar tās kodolelektrostaciju parka darbības pakāpenisku izbeigšanu līdz 2025. gadam.

Saskaņā ar Beļģijas jaudas atlīdzības mehānismu pārvades sistēmas operators (PSO) iegādājas jaudu no jaudas nodrošinātājiem uzticamības iespēju veidā. Izsolē atlasītie jaudas nodrošinātāji pārdod uzticamības iespējas PSO, pretī saņemot nemainīgu jaudas atlīdzību. Ja elektroenerģijas atsauces cena (t. i., nākamās dienas cena) pārsniedz iepriekš noteiktu līmeni (tā dēvēto norunas cenu), jaudas nodrošinātājam ir jāatmaksā PSO starpība starp atsauces cenu un norunas cenu.

PSO rīko CRM izsoli atkarībā no to jaudas resursu līmeņa, kas nepieciešami, lai garantētu resursu pietiekamības pieņemamu līmeni uzticamības standartu sasniegšanai. Šāda jaudas izsole tiek rīkota katru gadu, bet piegāde notiek četrus gadus vēlāk (“Y-4 izsole”). Vēl viena izsole – par piegādi pēc gada – tiek organizēta gadā tieši pirms galvenās izsoles piegādes gada (“Y-1 izsole”).

CRM izmaksas (t. i., izmaksas, kas radušās, lai finansētu jaudas maksājumus nodrošinātājiem) tiks finansētas, pamatojoties uz “sabiedrisko pakalpojumu sniegšanas saistībām”, izmantojot PSO tīkla tarifus.

Pasākuma juridiskais pamats ir 1999. gada 29. aprīļa Elektroenerģijas likums par Beļģijas elektroenerģijas tirgus organizāciju, kas grozīts ar 2019. gada 16. maijā Beļģijas Oficiālajā Vēstnesī (Belgisch Staatsblad / Moniteur belge) publicēto likumu. Papildināmības veidā tiks pieņemti sekundārie tiesību akti ((Karaļa dekrēti un tirgus noteikumi), ar kuriem tiks sīkāk izstrādāta jaudas atlīdzības mehānisma (CRM) kārtība. Šo dokumentu projekti ir pieejami Enerģētikas ministrijas tīmekļa vietnē (1).

3. Pasākuma novērtējums

3.1. Atbalsta esība LESD 107. panta 1. punkta nozīmē

Komisija uzskata, ka CRM tiek finansēts no valsts līdzekļiem, jo to finansē no valsts uzlikta parafiskāla maksājuma ieņēmumiem, kas tiek pārvaldīti un sadalīti saskaņā ar tiesību aktu noteikumiem. Komisija atzīmē, ka izraudzītie pretendenti ar paziņoto mehānismu saņem atlīdzību, ko tie nesaņemtu, ja tie turpinātu darboties elektroenerģijas tirgū parastos ekonomikas apstākļos, pārdodot tikai elektroenerģiju un papildpakalpojumus. Turklāt pasākums rada priekšrocību tikai konkrētiem operatoriem, kas spēj palīdzēt novērst konstatēto atbilstības problēmu un kas konkurē ar citiem elektroenerģijas ražotājiem. Tādējādi paziņotais pasākums radīs ekonomisku priekšrocību uzņēmumiem, kuru faktiskā un juridiskā situācija ir salīdzināma ar citu elektroenerģijas ražotāju situāciju. Rezultātā šis pasākums ir selektīvs. Elektroenerģijas ražošana, kā arī elektroenerģijas vairumtirdzniecības un mazumtirdzniecības tirgi ir darbības, kas ir atvērtas konkurencei visā ES. Tāpēc valsts līdzekļu radīta priekšrocība jebkuram uzņēmumam šajā nozarē var ietekmēt Savienības iekšējo tirdzniecību un izkropļot konkurenci. Tādēļ Komisija secina, ka šis pasākums ir valsts atbalsts LESD 107. panta 1. punkta nozīmē.

3.2. Atbalsta likumība

Paziņojot par shēmu pirms tās īstenošanas, Beļģijas iestādes ir izpildījušas savu pienākumu saskaņā ar LESD 108. panta 3. punktu.

3.3. Pasākuma saderība

Komisija ir izvērtējusi pasākuma saderību ar iekšējo tirgu, pamatojoties uz nosacījumiem, kas izklāstīti Pamatnostādņu par valsts atbalstu vides aizsardzībai un enerģētikai 2014.–2020. gadam (2) (VEAP) 3.9. iedaļā, kas paredz īpašus nosacījumus attiecībā uz atbalstu ražošanas pietiekamībai, un kuras ir spēkā kopš 2014. gada 1. jūlija. Komisija 2020. gada 2. jūlijā pieņēma paziņojumu, ar kuru tika grozītas VEAP un to darbības termiņš pagarināts līdz 2021. gada 31. decembrim (3).

3.3.1. Kopīgo interešu mērķis un atbalsta nepieciešamība

Beļģija konstatēja nepieciešamību pēc CRM PSO Elia 2019. gadā publicētajā pētījumā par atbilstību un elastīgumu (4). Šajā pētījumā ir identificēti riski Beļģijas resursu pietiekamībai, atsaucoties uz valsts uzticamības standartu, kas jo īpaši aprakstīts scenārijā EU-HiLo (High impact – low probability) (liela ietekme – maza varbūtība), kurā pieņemts, ka vairākas kodolelektrostacijas Francijā nav pieejamas (papildus “normālai” nepieejamībai). Komisija uzskata, ka scenārija EU-HiLo izmantošana attiecībā uz tirgus līmeņa jaudas mehānismu nešķiet piemērota, lai noteiktu resursu pietiekamības problēmas apmēru, jo tā rezultātā problēma varētu tikt pārvērtēta un izkropļots elektroenerģijas tirgus. Elia pētījumā izmantoto metodiku kritizēja valsts regulators (CREG) (5).

Tāpēc Komisija šaubās par to, vai resursu pietiekamības problēma ir pietiekami precīzi identificēta un vai Beļģijas iestādes to ir pienācīgi izanalizējušas un kvantificējušas, jo īpaši attiecībā uz VEAP 221. un 222. punktu.

3.3.2. Atbalsta pasākuma piemērotība

Komisija šaubās, vai saskaņā ar VEAP 226. punktu šis pasākums ir piemērots, ņemot vērā tā ieguldījumu sliekšņu aprēķināšanas ierobežojošo veidu, kā rezultātā tiek noslēgti daudzgadu līgumi (uz 3, 8 vai 15 gadiem). Nosakot sliekšņus ir ņemta vērā uzstādītā jauda (t. i., maksimālā jauda, ko vienībai ir paredzēts izmantot), nevis samazinātā jauda (t. i., to iepriekš noteiktais pieejamības rādītājs un ieguldījums resursu pietiekamības mērķa sasniegšanā). Komisija uzskata, ka šis aspekts var kavēt godīgu konkurenci starp tehnoloģijām, kas vienlīdz veicina resursu pietiekamību, un jo īpaši atturēt no līdzdalības operatorus, kuri piedāvā periodiski izmantojamās tehnoloģijas ar augstiem koriģēšanas rādītājiem (jo īpaši nepastāvīgus saules un vēja AER).

3.3.3. Stimulējošā ietekme

Pasākuma mērķis ir nodrošināt energoapgādes drošību, saglabājot pieejamu pietiekamu jaudas apjomu. Bez samērīga jaudas mehānisma, iespējams, netiktu nodrošināta pietiekama jauda, lai garantētu energoapgādes drošību, jo tiek prognozēts, ka ievērojama daļa spēkstaciju, kuras darbojas vienīgi elektroenerģijas tirgū, negūs pietiekamus ienākumus, lai segtu savas izmaksas. Turklāt atmaksāšanas pienākums rada finansiālu stimulu nodrošināt pieejamību deficīta periodos. Turklāt Beļģija ir ieviesusi procedūru, kas ļauj uzraudzīt pieejamību pirms piegādes perioda un tā laikā, kā arī atbilstošu testēšanu un sankcijas, lai nodrošinātu pieejamības pienākuma izpildi. Tāpēc Komisija provizoriski secina, ka pasākumam principā ir stimulējoša ietekme.

3.3.4. Proporcionalitāte

Komisija vēlas noskaidrot, vai pasākums ir samērīgs saskaņā ar VEAP 3.9.5. iedaļu. Komisijai ir šaubas par to, vai: i) konkurenci veicinošas konkursa procedūras pamatā ir nediskriminējoši kritēriji, ņemot vērā 3.3.2. punktā minētos ieguldījumu sliekšņus; ii) metodoloģija, kas ļauj definēt pieprasījuma līkni, ko izmanto, lai aprēķinātu katrā izsolē iepērkamās jaudas apjomu, ir samērīga, jo tās pamatā var būt nereālistisks EU-HiLo jutīgums vai citi jutīgi apsvērumi, kuru pamatā ir pieņēmums par Francijas kodolspēkstaciju turpmāku nepieejamību.

3.3.5. Nelabvēlīgas ietekmes uz konkurenci un tirdzniecību novēršana

Viena gada līgumu kategorijā Beļģija jaudai piemēros viduscenas griestus, lai izvairītos no negaidītas papildu peļņas. Līdz ar to šīs jaudas nebūs atļauts piedāvāt par cenu, kas pārsniedz minētos cenu griestus, nedz arī saņemt klīringa cenu, kas ir augstāka par tiem. Nav paredzēts veikt atsevišķu jaudu novērtējumu, lai piešķirtu atkāpi augstāku izmaksu gadījumā.

Saskaņā ar CRM netiešā ārvalstu jauda ir pakļauta viduscenas griestiem. Komisija sākotnēji uzskata, ka daudzgadu līgumu trūkums un viduscenas piemērošana neļaus izsolē piedāvāt šīs jaudas, pamatojoties uz to patiesajām izmaksām, ja tās pārsniedz viduscenas griestus. Tādējādi šādas jaudas piegādātāji var tikt pavisam atturēti no dalības CRM. Komisija uzskata, ka tas rada diskrimināciju attiecībā pret ārvalstu jaudu, pārkāpjot VEAP 232. punktu.

Turklāt VEAP 233. punkta c) apakšpunktā ir noteikts, ka jaudas mehānismi nedrīkstētu “ietekmēt ieguldījumu lēmumus, kas pieņemti pirms pasākuma ieviešanas”. Tomēr viduscena varētu liegt esošajiem piegādātājiem piedāvāt jaudu, pamatojoties uz tās patiesajām izmaksām, vienlaikus liedzot tiem iespēju pieteikties uz daudzgadu līgumiem, kā rezultātā viņi tiktu izslēgti no CRM un pat no elektroenerģijas tirgus. Tādējādi Komisija vēlas iegūt papildu informāciju, lai novērtētu viduscenas griestu ietekmi un to saderību ar minēto VEAP punktu.

Beļģija paskaidroja, ka tā piešķirtu pārslodzes ieņēmumus, kas izriet no pārrobežu kvotu piešķiršanas (t. i., piekļuves tiesības ārvalstu jaudas piegādātājiem, lai piedalītos CRM), kā paredzēts Eiropas Parlamenta un Padomes Regulas (ES) 2019/943 19. panta 2. punktā (6). Komisija uzskata, ka ir vajadzīga papildu informācija, lai novērtētu CRM saderību ar VEAP 233. punkta a) apakšpunktu, t. i., lai pārliecinātos, ka pārslodzes ieņēmumi tiks izmantoti, lai CRM nodrošinātu pareizo stimulu ieguldīt starpsavienojumu jaudā.

3.3.6. Atbalsta pasākuma atbilstība savstarpēji saistītiem Savienības tiesību aktu noteikumiem

Ja valsts atbalsta pasākums ietver aspektus, kas ir savstarpēji saistīti ar atbalsta mērķi un pārkāpj citus Savienības tiesību aktu noteikumus, šāds pārkāpums varētu ietekmēt minētā valsts atbalsta atbilstības novērtējumu. Šajā saistībā Komisija provizoriski secina, ka CRM finansēšanas mehānisms neievieš nekādus ierobežojumus, kas būtu pretrunā LESD 30. vai 110. pantam, jo Beļģija atļaus ārvalstu jaudu piegādātājiem piedalīties CRM. Tomēr Komisijai ir šaubas par to, vai CRM atbilst Regulas (ES) 2019/943 22. panta 1. punkta c) apakšpunktam un 24. panta 1. punktam, jo gan valsts pētījums par atbilstību un elastīgumu, gan atsauces scenārijs, ko izmantoja izsolāmās jaudas apjoma noteikšanai, balstās uz pieņēmumiem par ārvalstu elektroenerģijas piegādi (Francijas kodolspēkstaciju turpmāku nepieejamību).

Saskaņā ar Padomes Regulas (ES) 2015/1589 16. pantu (7) visu nelikumīgo atbalstu var atgūt no saņēmēja.

VĒSTULES TEKSTS

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

(2) OV C 200, 28.6.2014., 1. lpp.

(3) Skatīt Paziņojumu C(2020) 4355 final (OV C 224, 8.7.2020., 2. lpp.).

(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) OV L 158, 14.6.2019., 54. lpp.

(7) OV L 248, 24.9.2015., 9. lpp.

(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.