NL Publicatieblad van de Europese Unie L 83/116

BESLUIT (EU) 2017/503 VAN DE COMMISSIE

van 8 november 2016

betreffende de steunregeling SA.39621 2015/C (ex 2015/NN)

(Kennisgeving geschied onder nummer C(2016) 7086)

(Slechts de tekst in de Franse taal is authentiek)

(Voor de EER relevante tekst)

DE EUROPESE COMMISSIE,

Gezien het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie, en met name artikel 108, lid 2, eerste alinea,

Gezien de Overeenkomst betreffende de Europese Economische Ruimte, en met name artikel 62, lid 1, onder a),

Na de belanghebbenden overeenkomstig de genoemde artikelen te hebben verzocht hun opmerkingen kenbaar te maken (1), en gezien deze opmerkingen,

Overwegende hetgeen volgt:

1. PROCEDURE

(1) De Commissie heeft de Franse autoriteiten bij brief van 13 november 2015 (het „inleidingsbesluit”) in kennis gesteld van haar besluit om ten aanzien van deze maatregel de procedure van artikel 108, lid 2, van het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie in te leiden.

(2) De Franse autoriteiten hebben hun opmerkingen over dit besluit aan de Commissie toegezonden bij brief van 17 december 2015.

(3) Het besluit van de Commissie om de procedure in te leiden is op 2 februari 2016 bekendgemaakt in het Publicatieblad van de Europese Unie (2). Daarin verzocht de Commissie alle belanghebbenden hun opmerkingen over de betrokken maatregel kenbaar te maken.

(4) De Commissie ontving opmerkingen van de belanghebbenden en zond ze voor een reactie door aan de Franse autoriteiten. De opmerkingen van de Franse autoriteiten werden verzonden bij brief van 24 mei 2016.

(5) Op 2 mei 2016 stuurde de Commissie een lijst met vragen naar de Franse autoriteiten, die erop antwoordden bij brieven van 21 juni en 15 juli 2016. Op 27 juli 2016 stuurde de Commissie een nieuwe lijst met vragen naar de Franse autoriteiten, die erop antwoordden op 9 september 2016.

2. GEDETAILLEERDE BESCHRIJVING VAN DE MAATREGEL

(6) Het mechanisme wordt uitvoerig beschreven in het inleidingsbesluit. De volgende afdelingen zijn een samenvatting van die beschrijving.

2.1. Algemene werking van het mechanisme

(7) De wet nr. 2010-1488 van 7 december 2010 betreffende de nieuwe marktordening voor elektriciteit (hierna de „wet NOME” genoemd) heeft voor de elektriciteitsleveranciers, de netbeheerders voor de verliezen en de consumenten voor het verbruik zonder leveringsovereenkomst (de „leveranciers”) een verplichting ingesteld om in verhouding tot het vermogens- en het energieverbruik van hun klanten en van henzelf bij te dragen tot de voorzieningszekerheid in Frankrijk. Om die verplichting te vervullen, moet elk van deze belanghebbenden elk jaar een bepaald volume capaciteitsgaranties verantwoorden die gerelateerd zijn aan het verbruik van hun klanten of hun eigen verbruik tijdens de piekperiode.

(8) De capaciteitsgaranties worden door de leveranciers verkregen hetzij rechtstreeks met middelen in eigen bezit (productie-installaties of vraagresponscapaciteiten) of moeten op een gedecentraliseerde markt worden aangekocht bij degenen die deze bezitten (dat wil zeggen de capaciteitsexploitanten, andere leveranciers, traders, consumenten die hun eigen leverancier zijn enz.).

(9) De exploitanten van productie- of vraagresponscapaciteit („de capaciteitsexploitanten” of „de exploitanten”) zijn verplicht hun capaciteit bij de beheerder van het publieke elektriciteitstransmissiesysteem (RTE) te laten certificeren. De exploitanten zullen van RTE capaciteitsgaranties ontvangen in verhouding tot de voorziene bijdrage van hun installaties aan de vermindering van het uitvalrisico bij verbruikspieken.

(10) De capaciteitsgaranties zijn verhandelbaar en overdraagbaar. De aankoop door de leveranciers van capaciteitsgaranties bij de capaciteitsexploitanten om aan hun wettelijke verplichting te voldoen, zal worden georganiseerd via een gedecentraliseerde markt voor capaciteitsgaranties. De algemene werking van het mechanisme wordt weergegeven in figuur 1. Figuur 1 Algemene werking van het mechanisme Bron: Brief van de Franse autoriteiten van 2 februari 2015.

2.2. Capaciteitsverplichtingen

2.2.1. Verplichtingen van de leveranciers

(11) Het referentievermogen van een leverancier, dus zijn capaciteitsverplichting, wordt berekend op basis van de volgende beginselen: 1. rekening houdend met het vastgestelde vermogen gedurende de piekperiode (PP1) in het jaar van levering (JL; telkens een kalenderjaar); 2. correctie van de temperatuurgevoeligheid van het verbruik (thermogevoeligheid), en 3. correctie van de vraagrespons voor gecertificeerde capaciteiten die geactiveerd werden tijdens de periode PP1.

(12) De transmissiesysteembeheerder stelt ieder jaar de dagen van PP1 vast die de capaciteitsverplichting van de leveranciers op het Franse grondgebied bepalen, op basis van de voorspellingen van het nationale verbruik van de dag voor de volgende dag (op D-1). Het aantal dagen van PP1 moet tussen 10 en 15 liggen voor elk leveringsjaar en de uren die gebruikt worden voor de berekening van de capaciteitsverplichting zijn de uren van de tijdvensters (7.00 uur-15.00 uur en 18.00 uur-20.00 uur) voor de geselecteerde dagen. Het aantal piekuren voor PP1 bedraagt dus 100 tot 150 uur per jaar. De dagen van PP1 worden vóór 10.30 uur aan de leveranciers meegedeeld op D-1.

(13) Om op iedere consument zijn werkelijke bijdrage aan het uitvalrisico over te dragen, wordt de verplichting niet normatief vooraf vastgesteld, maar bepaald op basis van gemeten gegevens. Om bij het bepalen van het aandeel van een consument in het uitvalrisico rekening te houden met zijn thermogevoeligheid, wordt zijn vastgestelde verbruik tijdens het jaar van levering aangepast om een koudegolf te simuleren waarvan de ernst overeenstemt met het risico waartegen het systeem zich wil indekken (tienjaarlijkse koudegolf), en om zo het door de Franse autoriteiten vastgestelde voorzieningszekerheidscriterium in acht te nemen. Het voorzieningszekerheidscriterium werd bij decreet 2006-1170 van 20 september 2006 vastgesteld en stemt overeen met een loss of load expectation van gemiddeld 3 uur per jaar.

(14) De parameters die de werkelijke behoefte aan capaciteitsgaranties tijdens het jaar van levering bepalen, zullen 4 jaar vóór het jaar van levering gepubliceerd worden en over de volledige duur van een boekjaar onveranderd blijven. Op die manier is verhandeling in een vast reguleringskader mogelijk en kan worden gewaarborgd dat de waarde van het product niet wordt gewijzigd door een ingreep buiten de markt om. De exacte verplichting van elke leverancier wordt vervolgens na het jaar van levering berekend met toepassing van deze parameters.

(15) De vraagresponsen kunnen volgens twee methoden in aanmerking worden genomen: hetzij door het bedrag van de capaciteitsverplichting van een leverancier te verminderen met het verbruik („impliciete vraagrespons”), hetzij door de vraagresponscapaciteit te certificeren („expliciete vraagrespons”). Aan de twee types van vraagresponscapaciteit zijn verschillende verplichtingen verbonden: „impliciete vraagresponsen” moeten daadwerkelijk tijdens de PP1-uren worden geactiveerd; bij „expliciete vraagresponsen” moeten de leveranciers zich ertoe verbinden beschikbaar te zijn tijdens de PP2-uren.

(16) Ten slotte hebben de Franse autoriteiten beslist dat, voor alternatieve leveranciers, capaciteitsgaranties zullen worden gekoppeld aan het product ARENH (3). Volgens hen zou dit de concentratie op de markt van de capaciteitsgaranties moeten verminderen.

2.2.2. Verplichtingen van de capaciteitsexploitanten en certificeringsbeginselen

(17) Voor iedere productie-installatie (het mechanisme is technologisch neutraal) die op het openbaar transmissiesysteem of het openbaar distributienet aangesloten is, moet de exploitant een certificeringsverzoek indienen bij RTE. Voor iedere productie-installatie (het mechanisme is technologisch neutraal) op het openbaar transmissiesysteem of het openbaar distributienet moet de exploitant een certificeringsverzoek indienen bij RTE. Voor iedere vraagresponsinstallatie, ongeacht het netwerk waarop ze aangesloten is, kan een certificeringsverzoek worden ingediend bij RTE. De capaciteitsexploitant moet dus eerst zijn capaciteitsvolume ramen dat tijdens perioden van piekverbruik (PP2) beschikbaar kan zijn in een gegeven leveringsjaar.

(18) Het aantal PP2-dagen voor een leveringsjaar bedraagt 10 tot 25. Bovendien zijn PP1-dagen noodzakelijkerwijs PP2-dagen. RTE berekent de PP2-dagen die geen PP1-dagen zijn voor de volgende dag op basis van spanningscriteria die op het elektriciteitssysteem wegen. De betrokken tijdsvensters zijn dezelfde als voor de PP1-dagen. Het aantal piekuren voor PP2 bedraagt dus 100 tot 250 uur per jaar.

(19) RTE berekent dan het gecertificeerde niveau op basis van de verzonden gegevens en volgens berekeningsmethoden die vastgesteld zijn in de wettelijke grondslag van het mechanisme. Zo worden correcties doorgevoerd om rekening te houden met het mogelijke aantal opeenvolgende activeringsdagen van gecertificeerde capaciteiten of met de werkelijke bijdrage aan de vermindering van het uitvalrisico van een capaciteit waarvan de primaire energiebron gevoelig is voor een meteorologisch risico.

(20) Vervolgens kan de exploitant zijn beschikbaarheidsvoorspellingen tijdens de volledige looptijd van het mechanisme, dus ook tijdens het jaar van levering, aanpassen met behulp van een herbalanceringsmechanisme. De herbalancering stemt overeen met een „hercertificering” van de capaciteit en stelt de exploitant in staat zijn verwachtingen bij te sturen naarmate nieuwe informatie over zijn beschikbaarheid bekendgemaakt wordt. Herbalancering kan naar boven of naar beneden gebeuren.

(21) Dit aangiftesysteem wordt aangevuld met een capaciteitscontrolesysteem: het beginsel is dat iedere gecertificeerde capaciteit ten minste één keer per jaar moet worden geactiveerd. Hiertoe worden, zonder de exploitant vooraf in te lichten, willekeurige steekproeven genomen voor elke capaciteit. Een capaciteit kan niet meer dan drie keer per leveringsperiode gecontroleerd worden.

(22) De exacte certificeringsregels verschillen naargelang het type van capaciteit: 1. bestaande productiecapaciteiten kunnen gecertificeerd worden vanaf 4 jaar vóór de periode van levering. Het certificeringsverzoek moet in ieder geval 3 jaar vóór het begin van het jaar van levering worden ingediend; 2. het certificeringsverzoek kan door geplande productiecapaciteiten worden ingediend vanaf de ondertekening van de eerste betaling van de ondertekende aansluitingsovereenkomst en tot twee maanden vóór het begin van de leveringsperiode, en 3. de vraagresponscapaciteiten kan men tot twee maanden vóór het begin van de leveringsperiode laten certificeren.

(23) De voor de certificeringsperimeter verantwoordelijke („RPC”) is de rechtspersoon die financieel verantwoordelijk is voor de afwijkingen bij de capaciteitsexploitanten in zijn gebied. De exploitanten kunnen hun eigen RPC zijn of een contract te sluiten met een RPC. RPC's kunnen de capaciteiten in hun perimeter doen groeien.

(24) Om de afwijkingen financieel te verrekenen, brengt RTE uiterlijk op 1 december van het jaar van levering + 2 elke RPC op de hoogte van de afwijking in zijn perimeter.

2.3. Verhandeling van capaciteitsgaranties

(25) Alle capaciteitsgaranties worden ingeschreven in het register van capaciteitsgaranties dat wordt bijgehouden door netbeheerder RTE. Elke leverancier en elke capaciteitsexploitant is verplicht bij RTE een rekening te openen in het register van capaciteitsgaranties. De verticaal geïntegreerde marktdeelnemers moeten dus twee rekeningen aanhouden in dit register: één voor hun productieactiviteiten en de andere voor hun handelsactiviteiten.

(26) De eigendom van een capaciteitsgarantie wordt dus bepaald door haar inschrijving door RTE op de rekening van haar houder in het register van capaciteitsgaranties. Elke uitgegeven capaciteitsgarantie is genummerd met het oog op het beheer ervan en de traceerbaarheid van de verhandelingen. Elke garantie is geldig voor één jaar van levering. De capaciteitsgarantie, waarvan 0,1 MW (4) de eenheid is, bestaat feitelijk zodra ze is uitgegeven: een marktdeelnemer die een capaciteitsgarantie bezit, draagt geen risico met betrekking tot de onderliggende capaciteit.

(27) Overdrachten van garanties tussen marktdeelnemers (levering en vervreemding) gebeuren door overdracht van deze garanties in het register van capaciteitsgaranties op verzoek van de twee partijen (de overdrager en de begunstigde). De eigenlijke eigendomsoverdrachten gebeuren door inschrijving van de capaciteitsgarantie op de rekening van de begunstigde.

(28) Capaciteitsgaranties kunnen onderhands of op georganiseerde markten verhandeld worden.

(29) Capaciteitsgaranties zijn verhandelbaar gedurende de volledige periode vanaf hun certificering tot de uiterste datum van overdracht. Zoals in overweging 23 wordt uitgelegd, deelt RTE elke leverancier uiterlijk op 1 december van het jaar van levering + 2 het bedrag van zijn capaciteitsverplichting mee. De uiterste datum van overdracht valt 15 dagen later.

(30) Leveranciers die op de uiterste meldingsdatum van de verplichting te veel capaciteitsgaranties hebben, moeten vóór de uiterste datum van overdracht van de garantiecapaciteiten een openbaar verkoopbod doen.

(31) Vijf dagen na de uiterste datum van overdracht van de capaciteitsgaranties berekent RTE voor elke leverancier het onevenwicht tussen het bedrag van de capaciteitsverplichting van de leverancier en het bedrag van de capaciteitsgaranties op de rekening van de leverancier in het register van capaciteitsgaranties, evenals de bijbehorende financiële regeling.

2.4. Financiële regeling van de verschillen

(32) Het mechanisme beoogt een responsabilisering voor de verschillen tussen de werkelijke bedragen en de voorspellingen.

(33) De algemene architectuur van de financiële regelingen berust op het verrekenen van de verschillen op een manier die zeer dicht aanleunt bij die voor de energie (herbalancering of balancing) en gebaseerd is op het beginsel dat leveranciers en RPC's een financiële compensatie betalen bij een negatief onevenwicht of een financiële compensatie ontvangen bij een positief onevenwicht. Bij een negatief onevenwicht genieten alle eindverbruikers een prijsvermindering via het TURPE (Tarif d'Utilisation du Réseau Public d'Electricité) (5).

(34) De verrekeningsprijs die voor een gegeven leveringsjaar wordt toegepast, is afhankelijk van bepaalde criteria: 1. wanneer de voorzieningszekerheid niet ernstig bedreigd wordt, is de prijs van de financiële regeling volledig gebaseerd op de marktprijs (PRM, of het rekenkundige gemiddelde van de prijzen van de capaciteit, vastgesteld tijdens veilingen die vóór het jaar van levering hebben plaatsgevonden). Voor het verrekenen van negatieve verschillen wordt aan deze prijs een stimuleringscoëfficiënt (de k-coëfficiënt) toegevoegd om het gebruik van de garantiemarkt aan te moedigen, veeleer dan op de financiële regeling te wachten (voor positieve verschillen wordt de coëfficiënt afgetrokken), en 2. wanneer de voorzieningszekerheid ernstig bedreigd wordt (totaal verschil groter dan een door RTE te bepalen drempel; de verrekeningsprijs, die is vastgesteld op 2 GW onder de totale verplichting voor de eerste twee leveringsjaren), is gebaseerd op een gereguleerde prijs (Padmin). Deze gereguleerde prijs is een maximumprijs voor de capaciteit op de markt.

(35) Wanneer de diverse verrekeningen van de verschillen eenmaal berekend zijn, storten de RPC's en leveranciers van wie de verschillen negatief zijn het bedrag van de verrekening die ze verschuldigd zijn op hun respectieve fonds, terwijl RPC's en leveranciers met positieve verschillen van hun respectieve fondsen het bedrag van de hen verschuldigde verrekening ontvangen. De som van de positieve verrekeningen voor een gegeven leveringsjaar is echter maximaal gelijk aan de som van de betalingen die werden verricht in het kader van negatieve financiële verrekeningen. Eventuele saldi in de verrekeningsfondsen worden volledig opnieuw verdeeld onder de gebruikers van het publieke elektriciteitstransmissiesysteem, dus onder alle eindklanten.

(36) Er is geen geldverkeer tussen het verrekeningsfonds voor RPC's en het verrekeningsfonds voor leveranciers. Er zijn dus in het kader van het verrekenen van verschillen geen financiële stromen tussen de capaciteitsexploitanten en de betrokken leveranciers.

(37) RTE zorgt voor het administratief, boekhoudkundig en financieel beheer van de verrekeningsfondsen („fonds pour le règlement des écarts des responsables de périmètre de certification” en „fonds pour le règlement du rééquilibrage en capacité des fournisseurs”) volgens de regels van de bedrijfsboekhouding. Als dusdanig factureert en int de organisatie de door de RPC's en leveranciers verschuldigde bedragen en stelt ze eventuele betalingsachterstanden vast.

(38) De Commission de Régulation de l'Energie (CRE), de nationale reguleringsinstantie van de energiesector, controleert de verrekening van de verschillen bij de leveranciers (artikel 7 van decreet 2012-1405, gecodificeerd in artikel R. 335-12 van het energiewetboek) en kan een administratieve sanctie opleggen indien de wettelijke verplichting om de verschillen te betalen, niet wordt nagekomen. De sanctie moet billijk zijn en mag voor een leveringsjaar niet hoger zijn dan 120 000 EUR per MW capaciteit (artikel L. 335-7 van het energiewetboek).

2.5. Nationale rechtsgrondslag

(39) De wet- en regelgevende teksten rond het capaciteitsmechanisme zijn: 1. de wet nr. 2010-1488 van 7 december 2010 betreffende de nieuwe marktordening voor elektriciteit, gecodificeerd in de artikelen L. 335-1 tot L. 335-7 en L. 321-16 tot L. 321-17 van het energiewetboek; 2. Decreet nr. 2012-1405 van 14 december 2012 betreffende de bijdrage van de leveranciers aan de elektriciteitsvoorzieningszekerheid en houdende de invoering van een mechanisme van capaciteitsverplichtingen in de elektriciteitssector, opgenomen in artikel L. 335-6 en gecodificeerd in de artikelen van het regelgevende gedeelte van het energiewetboek R. 335-1 tot D. 335-54; 3. het besluit van 22 januari 2015 tot vaststelling van de regels van het capaciteitsmechanisme, genomen met toepassing van artikel 2 van decreet 2012-1405 van 14 december 2012 betreffende de bijdrage van de leveranciers aan de elektriciteitsvoorzieningszekerheid en houdende de invoering van een mechanisme van capaciteitsverplichtingen in de elektriciteitssector, en 4. bijlage VI bij het besluit van 22 januari 2015: Regels van het capaciteitsmechanisme.

(40) Gelet op de corrigerende maatregelen die Frankrijk heeft voorgesteld in aansluiting op de bezwaren die de Commissie in het inleidingsbesluit formuleerde, zullen deze teksten bovendien gewijzigd of aangevuld worden, rekening houdend met alle corrigerende maatregelen, beschreven in afdeling 3 van dit besluit.

2.6. Begunstigden

(41) De begunstigden van het mechanisme zijn de houders van capaciteitsrechten, die van de staat capaciteitsrechten ontvangen (via RTE) en de mogelijkheid hebben om die door te verkopen.

2.7. Doel van het mechanisme: voorzieningszekerheid.

(42) Als indicator om het gevaar voor een verbreking van het evenwicht tussen het aanbod van en de vraag naar elektriciteit te beoordelen, gebruikt Frankrijk de LOLE (Loss Of Load Expectation, de verwachte duur van een stroomtekort bij onevenwicht tussen vraag en aanbod). De Franse autoriteiten stelden de LOLE vast op gemiddeld 3 uur per jaar.

(43) Zij legden uit dat Frankrijk al jaren te kampen krijgt met een stroomverbruikspiek in de winter. Het Franse elektriciteitssysteem wordt namelijk gekenmerkt door een grote thermogevoeligheid van het stroomverbruik die tot een verbruikspiek tijdens de koudegolven in de winter leidt. Zoals figuur 2 illustreert, is die thermogevoeligheid de voorbije jaren steeds blijven toenemen, onder meer door de stijging van het verbruik door elektrische verwarming, maar ook door nieuwe toepassingen die vaak tijdens de avondpiek worden aangewend.

(44) Het verbruik tijdens de piekuren stijgt sneller dan het algemene elektriciteitsverbruik. Bovendien is de Franse verbruikspiek bijzonder vluchtig en kunnen de verbruiksverschillen dus bijzonder groot zijn (tot 20 GW tussen twee jaren). De beheersing van de piek in het stroomverbruik blijft dus een prioriteit, met name nu elektriciteit een steeds groter aandeel van het energieverbruik opeist. Figuur 2 Historische verbruikspieken in Frankrijk Bron: RTE — Bilan Prévisionnel de l'équilibre offre-demande d'électricité en France 2014, p. 33.

(45) Volgens RTE wordt Europa aan aanbodzijde gekenmerkt door een stagnatie van de vraag en een aanzienlijke overcapaciteit in de elektriciteitsproductie en kan die evolutie verklaard worden door diverse factoren. Sinds 2008 heeft de economische crisis de vraag doen afnemen. Terzelfder tijd zien we een snelle opmars van gesubsidieerde energiebronnen „buiten de markt” die prioritair toegang hebben tot het elektriciteitsnet. Bovendien kennen de Europese steenkoolcentrales een sterke opleving. De prijs van deze brandstof is namelijk fors gedaald door het succes van het Amerikaanse schaliegas, dat de Verenigde Staten ertoe heeft aangezet hun overtollige steenkoolproductie uit te voeren naar Europa. De gascentrales ten slotte zijn minder concurrerend geworden dan steenkoolcentrales, waardoor hun rentabiliteit en hun activiteit fors afnemen.

(46) Tegen die achtergrond leiden de meteorologische risico's tot onzekerheid over de vergoeding van de piekcapaciteiten die nodig zijn om deze verbruikspiek op te vangen. Verbruikspieken zijn zeldzaam: enkele uren in een jaar en sommige jaren zelfs helemaal niets als de temperaturen zacht blijven.

(47) Het Franse capaciteitsmechanisme is opgevat als een van de mogelijke elementen van een oplossing voor dit probleem omdat het de inachtneming kan waarborgen van het criterium van de voorzieningszekerheid dat door de overheid wordt opgelegd. Het wil een middel zijn om enerzijds de verbruikspatronen tijdens de piekuren te wijzigen (vraagzijde) en anderzijds investeringen in productie-installaties en vraagresponscapaciteiten aan te moedigen.

2.8. Begroting

(48) De waarde van de capaciteitsgaranties wordt niet administratief vastgesteld. Het is de markt die ze bepaalt. De belanghebbenden kunnen ze vrij verhandelen op basis van hun verwachtingen, hun dekkingsstrategie en de informatie waarover zij beschikken.

(49) Hoewel het gedecentraliseerde karakter van het mechanisme het inschatten van het budget bemoeilijkt, werd een raming uitgevoerd op basis van een totale capaciteitsverplichting voor de Franse vraag tussen 80 000 en 95 000 MW en een veiligheidscoëfficiënt van 0,93. De vraag is afhankelijk van de ontwikkeling van het verbruik in Europees Frankrijk, inclusief maatregelen van de elektriciteitsleveranciers om de vraag te beheersen en zo hun individuele verplichting te beperken. Op die basis zouden de bruto-inkomsten van de exploitanten op de capaciteitsmarkt voor de periode tussen 2017 en 2026 0 EUR/kW tot 30 EUR/kW kunnen bedragen, met de hoogste bedragen tijdens de jaren waarin de bouw van nieuwe productie-installaties nodig zou zijn.

2.9. Duur

(50) Het eerste leveringsjaar begint op 1 januari 2017. Ondanks de algemene regel dat de certificeringen vier jaar vóór de levering plaatsvinden, begon de certificering voor het eerste leveringsjaar (2017) op 1 april 2015. Hoewel de Franse autoriteiten nog geen einddatum voor het mechanisme hebben bepaald, zullen RTE en de regulator een door de Franse regelgeving opgelegde jaarlijkse evaluatie uitvoeren. Die kan eventueel aanleiding geven tot een herziening van het mechanisme (bijvoorbeeld om het aan te passen aan de recentste veranderingen in de Europese wetgeving) of tot de opheffing als het mechanisme niet meer noodzakelijk zou zijn (6).

2.10. Cumulatie

(51) Voor installaties waarvoor een afnameverplichtingsovereenkomst werd gesloten (elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen) of die in aanmerking komen voor de aanvullende vergoeding, bepalen de artikelen L. 121-24 en L. 335-5 van het energiewetboek dat de winst uit de verkoop van capaciteitsgaranties zal worden afgetrokken van de totale openbaredienstlasten, inclusief toegewezen andere staatssteun en tot financiering van het ondersteuningsinstrument door afnameverplichting. Parallel zullen de producenten de verschillen niet hoeven te verrekenen wanneer de werkelijke capaciteit lager is dan de gecertificeerde omdat er onverwachte problemen zijn met de beschikbaarheid van de primaire energiebron (7).

3. BESCHRIJVING VAN DE REDENEN VOOR DE INLEIDING VAN DE PROCEDURE

3.1. Staatssteun in de zin van artikel 107, lid 1, VWEU

(52) In overweging 143 van het inleidingsbesluit had de Commissie al geconcludeerd dat de maatregel staatssteun is in de zin van artikel 107, lid 1, VWEU, en wel om de volgende redenen.

3.1.1. Toerekenbaarheid en financiering uit overheidsmiddelen

(53) In het inleidingsbesluit oordeelde de Commissie dat er niet alleen van een overdracht van overheidsmiddelen sprake is wanneer geld rechtstreeks wordt overgedragen van de staatsbegroting of van een overheidsinstantie, maar ook wanneer de middelen ter ondersteuning van het mechanisme afkomstig zijn van het eigen vermogen van de ondernemingen indien: i) de Staat nalaat te innen staatsmiddelen in te vorderen, en/of ii) de financiële middelen die aan de voorziening worden toegewezen, onder openbaar toezicht blijven, ongeacht of deze middelen permanent deel uitmaken van het vermogen van de staat.

(54) Wat het eerste element betreft, heeft de staat geen afstand gedaan van staatsmiddelen aangezien hij de capaciteitscertificaten kosteloos aan de capaciteitsexploitanten aanbiedt in plaats van ze te verkopen (zoals in de zaken NOx (8) en Roemeense groene certificaten (9)).

(55) Voor het tweede punt blijven de financiële middelen om het mechanisme te ondersteunen, onder staatstoezicht (vergelijkbaar met de zaken Vent de Colère (10) en Essent (11)) aangezien: i) de middelen gevoed worden door verplichte bijdragen die door de staat worden opgelegd en bijgevolg aan hem toerekenbaar zijn; ii) de staat parameters (criterium voorzieningszekerheid en methodologie voor het bepalen van de referentiemarktprijs die de prijs voor de verrekening van de verschillen bepaalt) vaststelt die de prijs van de capaciteit en de totale hoeveelheid certificaten beïnvloeden, ook al worden die als dusdanig niet door de staat vastgesteld; iii) de Commission de Régulation de l'Energie (CRE) gemachtigd is sancties op te leggen aan leveranciers die hun verplichtingen betreffende het verrekenen van de verschillen niet nakomen, en iv) de transmissiesysteembeheerder — RTE — door de staat werd aangewezen om de middelen voor het verrekenen van de verschillen te beheren.

3.1.2. Selectief voordeel

(56) Volgens de Commissie is het Altmark-arrest (12) hier niet van toepassing aangezien de openbaredienstverplichting niet duidelijk omschreven is. De verplichtingen met betrekking tot het mechanisme zouden talrijk zijn en verschillend zijn naargelang de belanghebbende partij (exploitanten van centrales, aanbieders van vraagrespons, leveranciers). Wat de verplichting van de capaciteitsexploitanten betreft, is de certificeringsplicht niet streng gereguleerd aangezien: i) ze facultatief is voor vraagresponscapaciteiten, en ii) de exploitanten van bestaande productie-installaties het te certificeren capaciteitsniveau kunnen kiezen.

(57) De overdracht van capaciteitsgaranties is dus een voordeel en geen tegenprestatie voor een openbaredienstverplichting. Dit voordeel is selectief omdat het mechanisme voorziet in steun aan de capaciteitsexploitanten, en niet aan andere sectoren van de economie.

3.1.3. Effecten op de mededinging en het handelsverkeer tussen lidstaten

(58) Volgens de Commissie kan het capaciteitsmechanisme de mededinging met de in het buitenland gevestigde capaciteitsexploitanten (en dus de uitwisselingen tussen lidstaten) beïnvloeden aangezien de in Frankrijk gevestigde capaciteitsexploitanten een voordeel zouden verkrijgen dat voor buitenlandse exploitanten niet beschikbaar is aangezien zij zich niet kunnen laten certificeren.

3.2. Doelstelling van gemeenschappelijk belang en noodzaak

(59) De bezorgdheid van de Franse autoriteiten over de voorzieningszekerheid is nauw verbonden met een vraagpiek die zich tijdens relatief korte perioden van strenge koude voordoet omdat Frankrijk sterk afhankelijk is van elektrische verwarming.

(60) Het inleidingsbesluit deed twijfels rijzen over de noodzakelijkheid van de maatregelen, en wel om de volgende redenen: (1) De Scenario Outlook and Adequacy Forecast van het ENTSB (13), die beoordeelt of de productiecapaciteiten toereikend zijn, ziet pas een probleem met de voorzieningszekerheid vanaf 2025; (2) Frankrijk leek geen andere oplossingen te hebben onderzocht dan het capaciteitsmechanisme, zoals tarieven die een beperking van het verbruik tijdens piekperiodes aanmoedigen, en (3) ondanks de invoering van een regelgevend kader dat de vraagrespons bevorderde en mogelijk maakte dat onafhankelijke vraagresponsen de vroegere vraagresponsen van de historische leverancier RTE gingen vervangen, verwacht RTE geen significante nettostijging van de Franse vraagresponscapaciteiten tijdens de periode 2014-2019.

3.3. Geschiktheid van de steun

(61) In haar inleidingsbesluit oordeelde de Commissie dat het mechanisme aanleiding zou kunnen geven tot discriminatie tussen de diverse vraagresponscapaciteiten. Er kunnen namelijk twee types van vraagrespons deelnemen aan het mechanisme: enerzijds de impliciete vraagrespons, die berust op een vermindering van de capaciteitsverplichting van de leveranciers met het capaciteitsvolume dat verkregen wordt door klanten tussen 10 en 15 dagen per jaar af te schakelen tijdens de piekuren, en anderzijds de expliciete vraagrespons waarbij (grote) verbruikers of aggregators verplicht worden hun potentieel voor verlaging van het energieverbruik te laten certificeren en die capaciteit tussen 10 en 25 dagen per jaar ter beschikking te stellen (zonder ze noodzakelijk te verminderen) tijdens de piekuren.

(62) Bovendien leverde de Commissie in haar inleidingsbesluit kritiek op de omstandigheid dat het mechanisme niet openstond voor alle technologieën die kunnen bijdragen aan de voorzieningszekerheid, en meer bepaald voor interconnecties en/of buitenlandse capaciteiten.

(63) De Commissie wees ook op het risico dat de nieuwe productiecapaciteiten niet zouden kunnen deelnemen aan het mechanisme, hoofdzakelijk wegens het ontbreken van betrouwbare prijssignalen voor de capaciteitsgaranties. De Commissie vreesde meer bepaald: 1. dat de in verhouding korte geldigheidsduur van de capaciteitsgaranties geen betrouwbaar prijssignaal zou kunnen opleveren; 2. dat de leveranciers, en vooral de nieuwkomers, het moeilijk zouden hebben om lang vooraf de evolutie van hun klantenportefeuilles te voorspellen; 3. dat de stimulansen voor de belanghebbenden om vóór het JL in evenwicht te zijn, ontoereikend zijn, en 4. dat het plafond voor de prijs van de verrekening van verschillen niet overeenstemt met de kosten van een nieuwe marktdeelnemer („cost of new entry”, hierna „CONE” genoemd).

3.4. Evenredigheid

(64) In het inleidingsbesluit had de Commissie vastgesteld dat het mechanisme tot overcompensatie van bepaalde capaciteitsexploitanten zou kunnen leiden, hoofdzakelijk wegens de volgende elementen: 1. het risico van overschatting van het verbruik door de leveranciers — dit is een potentieel risico als de individuele capaciteitsverplichtingen van de leveranciers onvoldoende duidelijk zijn; 2. het potentiële gebrek aan transparantie wat de vaststelling van de prijs van de capaciteit betreft, vooral door een potentieel groot volume onderhandse transacties en intragroepstransacties, wat mogelijk het prijssignaal vertekent en overcompensatie veroorzaakt; 3. de beperkte deelneming aan het mechanisme (uitsluiting van grensoverschrijdende capaciteiten en discriminatie tussen verschillende aanbieders van vraagresponsen); 4. de marktmacht van EDF — de mogelijkheid om als verkoper de waarde van de capaciteitsgaranties kunstmatig te verhogen en toch lagere prijzen toe te passen voor zijn commercialiseringstak. Als onderliggende elementen stelde de Commissie meer bepaald drie risico's vast: hamsteren van capaciteiten, hamsteren van capaciteitsgaranties en prijssqueeze”.

3.5. Vermijden van negatieve effecten op de mededinging en het handelsverkeer

(65) In haar inleidingsbesluit wees de Commissie op een aantal problemen zoals concurrentievervalsing, zowel op het niveau van de productie als op dat van de elektriciteitslevering.

(66) De Commissie gaf uiting aan haar bezorgdheid over het bestaan van belangrijke informatieasymmetrieën. De verticaal geïntegreerde grote leveranciers, meer bepaald die welke al op de Franse markt aanwezig zijn, zijn mogelijk bevoordeeld door de omstandigheid dat ze de markt beter kennen, vooral dan wat de beschikbaarheid van capaciteiten, de voorzieningsbehoeften en de prijzen betreft. Bijgevolg kunnen zij betrouwbaardere voorspellingen doen en efficiënter de verplichtingen naleven die hen door het mechanisme worden opgelegd.

(67) Door de informatieasymmetrie zal het voor nieuwe marktdeelnemers waarschijnlijk moeilijker zijn hun toekomstige klantenportefeuille in te schatten, terwijl die inschatting essentieel is om de behoefte aan capaciteitsgaranties te berekenen.

(68) De Commissie verklaarde ook bezorgd te zijn over de mogelijkheid dat een dominante bestaande aanbieder capaciteiten gaat hamsteren.

(69) De Commissie wees ook op het risico dat een dominante bestaande aanbieder capaciteitsgaranties zou kunnen hamsteren.

(70) Bovendien vestigde de Commissie de aandacht op het gevaar voor een prijzenslag (margebeperking of prijssqueeze, wurgprijzen) vanwege de dominante bestaande aanbieder.

(71) De Commissie benadrukte dat het ontbreken van prijssignalen voor de lange termijn toetredingsbarrières voor nieuwe marktdeelnemers kan creëren of versterken. Om voor de lange termijn te investeren, hebben nieuwe marktdeelnemers mogelijk behoefte aan voorspelbare prijzen gedurende een aantal jaren, en garanties die voor één jaar gecertificeerd zijn, kunnen die niet bieden.

(72) De Commissie herzag overigens haar standpunt over de beperking van de mededinging in het mechanisme door de uitsluiting van bepaalde types capaciteitsaanbieders (grensoverschrijdende capaciteiten, discriminatie onder de vraagresponsaanbieders).

4. OPMERKINGEN VAN DE BELANGHEBBENDEN EN VAN FRANKRIJK

(73) Tijdens de periode van raadpleging over het inleidingsbesluit ontving de Commissie 18 antwoorden van andere belanghebbenden dan de Franse staat, RTE en de CRE. Eén partij antwoordde pas na deze termijn.

(74) De diverse opmerkingen zullen hieronder per thema gegroepeerd worden. Ze zullen bij de beoordeling van de maatregel besproken worden, evenwel zonder uitdrukkelijke verwijzing.

4.1. Staatssteun in de zin van artikel 107, lid 1, VWEU

(75) De respondenten worden ingedeeld volgens de kwalificatie van de steun in het kader van het mechanisme. De helft beschouwt de maatregel als staatssteun, hetzij uitdrukkelijk, hetzij stilzwijgend door niet te reageren op de redenering van de Commissie; de andere helft beschouwt het mechanisme om de hierna beschreven redenen niet als staatssteun.

(76) Twee respondenten verwijzen uitdrukkelijk naar beslissing 369417 van 9 oktober 2015 van de Franse Conseil d'Etat (beroep ingesteld door de Association Nationale des Opérateurs Détaillants en Énergie of ANODE (14)), waarin de Conseil d'Etat oordeelde dat het voorgestelde capaciteitsmechanisme niet de kenmerken van staatssteun vertoonde. De Franse autoriteiten verwezen ook naar de conclusies van de Conseil d'Etat in dezelfde zaak (15).

(77) De argumenten van de Franse autoriteiten met betrekking tot de kwalificatie van de maatregel als staatssteun moeten samen worden gelezen met die welke al vermeld werden in het inleidingsbesluit.

(78) Door niet op deze elementen terug te komen, hebben de Franse autoriteiten ervoor gekozen met de Europese Commissie een procedure voor diepgaand onderzoek te starten. Zij hebben zich toegelegd op het voorstellen van maatregelen die het capaciteitsmechanisme verenigbaar maken met de interne markt, los van de vraag of er sprake is van staatssteun. Voor de volledigheid worden de argumenten van Frankrijk met betrekking tot de kwalificatie als staatssteun hieronder besproken.

4.1.1. Toerekenbaarheid en financiering uit overheidsmiddelen

4.1.1.1. Opmerkingen van betrokkenen

(79) Twee aggregators van vraagresponsen, twee verticaal geïntegreerde elektriciteitsmaatschappijen en de Union Française de l'Electricité zijn van mening dat de maatregel niet uit staatsmiddelen gefinancierd wordt. Meer in het bijzonder zijn deze respondenten van mening dat de betrokken middelen rechtstreeks en uitsluitend worden overgedragen tussen particuliere marktdeelnemers. RTE bezit noch beschikt over de middelen voor het vereffenen van de verschillen.

(80) Volgens deze respondenten zouden de regels die op het beheer van deze middelen van toepassing zijn, bovendien vergeleken kunnen worden met die voor het beheer van de verschilverrekening in het kader van het systeem van de evenwichtsverantwoordelijke op de energiemarkt.

(81) EDF voegt hieraan toe dat de rol van de Franse staat beperkt is tot het omschrijven van een specifiek regelgevingskader waarin alleen particuliere marktdeelnemers actief zijn. Door een capaciteitsmechanisme in te voeren, maakt de Franse staat volgens EDF gebruik van zijn voorrechten van openbare macht en gedraagt hij zich als een marktregulator.

(82) Steeds volgens EDF onderscheidt het capaciteitsmechanisme zich ook duidelijk van het systeem dat aan de orde is in de zaak Commissie/Nederland („NOx”) (16), waarbij de Nederlandse staat echte uitstootrechten had toegekend die het mogelijk maakten boeten te vermijden en die vanaf hun toekenning door de staat een marktwaarde hadden. De certificaten hebben dan ook geen waarde in de relatie tussen de Franse staat en de capaciteitsexploitanten.

4.1.1.2. Opmerkingen van Frankrijk

(83) Volgens de Franse autoriteiten worden de prijs van de capaciteitsgaranties en dus de inkomsten die capaciteitsexploitanten uit de verkoop van hun certificaten kunnen halen, niet door de staat bepaald. De staat doet ook niets om de hoeveelheid op de markt aangeboden producten te beïnvloeden. Integendeel zelfs. In een gedecentraliseerd mechanisme is het de markt die de prijs en het aantal certificaten bepaalt. De geldstromen met betrekking tot het capaciteitsmechanisme vinden dus tussen privaatrechtelijke marktdeelnemers plaats en staan geenszins onder toezicht van de staat.

(84) Bovendien vinden de Franse autoriteiten dat de geldstromen voor het verrekenen van de verschilcompensaties zeer marginaal zouden moeten zijn in het systeem (gelet op de stimulansen om in een vroeger stadium weer tot een evenwicht te komen op de markt) en dat niet kan worden aangenomen dat zij staatsmiddelen zijn of onder staatstoezicht staan. Het verrekenen van verschillen in het kader van het capaciteitsmechanisme gebeurt volgens het model dat momenteel in Europa wordt toegepast om verschillen op de energiemarkt te verrekenen (electricity balancing settlement mechanisms).

(85) De Franse autoriteiten voeren nog aan dat het mechanisme dichter aanleunt bij het systeem dat aan de orde is in de zaak PreussenElektra (17) dan aan de systemen die besproken werden in de zaken Vent de Colère (18) en Essent (19). Zoals in de zaak PreussenElektra en anders dan in de zaak Vent de Colère voorziet het capaciteitsmechanisme niet in een compensatiesysteem voor de leveranciers. En anders dan in de zaak Essent: i) blijven de geldstromen altijd eigendom van particuliere marktdeelnemers (leveranciers en capaciteitsexploitanten); ii) zijn de geldstromen niet afkomstig van een belasting. De aanwezigheid van staatsmiddelen is betwistbaar, te meer omdat, anders dan in de zaak PreussenElektra, geen minimale aankoopprijs wordt vastgesteld voor de capaciteitsgaranties.

(86) Volgens de autoriteiten kan de overdracht van capaciteitsgaranties bovendien niet worden beschouwd als een afstand van overheidsmiddelen. De staat doet geen afstand van overheidsmiddelen aangezien garantiecertificaten hun marktwaarde kunnen halen uit: i) hetzij de intrinsieke waarde van de onderliggende capaciteit die ze dekken; ii) hetzij de schaarste bij hun uitgifte. Deze twee elementen vallen buiten de controle van de staat en onderscheiden dit geval van de zaken NOx en Roemeense groene certificaten, waarbij de certificaten respectievelijk geveild konden worden of een minimumwaarde hadden.

(87) In het geval van Roemenië verplicht de wet de leveranciers uitdrukkelijk de aankoopkosten van de groene certificaten af te wentelen op de consumenten. Het Hof van Justitie van de Europese Unie (HvJ-EU) volgde een soortgelijke redenering in de zaak Vent de Colère, waarbij de leveranciers slechts financiële tussenpersonen waren (de bijdrage aan de openbare dienst elektriciteit (20) is bestemd om hun extra kosten te vergoeden). In het geval van het Franse mechanisme kiezen de leveranciers volledig vrij op welke manier zij de kosten op hun consumenten afwentelen. Geen enkel mechanisme waarborgt de leveranciers de vergoeding van de extra kosten die aan de aankoop van capaciteitsgaranties verbonden zijn.

4.1.2. Selectief voordeel

4.1.2.1. Opmerkingen van betrokkenen

(88) Net als EDF is een hoofdzakelijk in Frankrijk actieve groothandelsonderneming van mening dat het mechanisme een openbaredienstverplichting is, hierbij verwijzend naar het besluit van de Commissie in de zaak N475/2003 over een aanbesteding voor nieuwe capaciteit in Ierland (21).

(89) Aangezien de certificering een beschikbaarheidsverbintenis is, vormt ze volgens EDF de tegenprestatie voor een dienst die door de capaciteitsexploitanten wordt bewezen, en geen vermeend gratis toegekend voordeel.

(90) Bovendien vinden EDF en een andere verticaal geïntegreerde elektriciteitsonderneming dat het capaciteitsmechanisme de capaciteitsexploitanten geen selectief voordeel verleent. Volgens hen bevinden de diverse actoren in het mechanisme zich in identiek dezelfde feitelijke en juridische situatie en genieten zij een volledig gelijke behandeling: ze worden op dezelfde wijze vergoed, ongeacht de gebruikte technologie. Geen enkele exploitant kan dus bevoordeeld worden door het specifieke karakter van zijn productiepark.

(91) Volgens EDF is het niet juist dat dit zogenaamde voordeel selectief zou zijn, omdat het capaciteitsmechanisme „voorziet in steun aan de capaciteitsexploitanten, en niet aan andere sectoren van de economie”. De Commissie gaat hiermee voorbij aan de kenmerken van het capaciteitsmechanisme („market-wide” en „technology neutral”) en aan de rechtspraak van het HvJ-EU, dat de selectiviteit van een maatregel beoordeelt ten opzichte van andere ondernemingen die zich in een vergelijkbare feitelijke en juridische situatie bevinden.

4.1.2.2. Opmerkingen van Frankrijk

(92) Vooreerst is de toekenning van certificaten in het kader van het capaciteitsmechanisme volgens de autoriteiten wel degelijk de tegenprestatie voor een verbintenis tot beschikbaarheid tijdens perioden van hoog verbruik of van spanning op het elektriciteitssysteem.

(93) Vervolgens vinden de Franse autoriteiten dat de openbaredienstverplichting duidelijk omschreven is. Wat de vraagresponsen betreft, vergemakkelijkt het facultatieve karakter van hun certificering hun deelneming aan het capaciteitsmechanisme. Wat de productie-installaties betreft, doet de declaratieve component van het certificeringsproces geen afbreuk aan het nauwkeurig omschreven karakter van de openbaredienstverplichting: de CRE zal de nodige sancties kunnen treffen bij een poging tot marktmanipulatie, meer bepaald wanneer een marktdeelnemer zijn capaciteiten heeft ondergewaardeerd om opwaartse druk uit te oefenen op de prijs van deze capaciteitsgaranties.

(94) Aangezien het capaciteitsmechanisme technologisch neutraal is, oordelen de autoriteiten dat het geen selectief voordeel verleent voor een specifieke productie- of vraagresponstechnologie.

(95) Volgens Frankrijk zou het standpunt van de Commissie, die het capaciteitsmechanisme blijkbaar als selectief beschouwt omdat het enkel gericht zou zijn op de capaciteitsexploitanten (en niet op andere sectoren van de economie), betekenen dat iedere sectorale maatregel inherent selectief is.

4.1.3. Effecten op de mededinging en het handelsverkeer tussen lidstaten

4.1.3.1. Opmerkingen van betrokkenen

(96) Geen enkele respondent reageerde op dit punt.

4.1.3.2. Opmerkingen van Frankrijk

(97) De Franse autoriteiten zijn van mening dat het capaciteitsmechanisme geen gevolgen heeft voor de elektriciteitsmarkt (nationaal nog in de interacties met de buurlanden), die op dezelfde manier zal blijven functioneren. Zij zijn meer in het bijzonder van oordeel dat de capaciteitsmarkt de prijs van de elektriciteit op de spotmarkten niet zal beïnvloeden.

4.2. Doelstelling van gemeenschappelijk belang en noodzaak

4.2.1. Opmerkingen van betrokkenen

(98) De respondenten zijn in het algemeen van oordeel dat het mechanisme noodzakelijk is en dat het wezenlijk deel moet uitmaken van de marktorganisatie. Slechts drie respondenten betwisten de noodzakelijkheid van de maatregel, en wel om de volgende redenen: 1. volgens de analyse van de voorzieningszekerheid die RTE in 2015 uitvoerde, hoeft niet te worden gevreesd voor tekorten; 2. in Frankrijk is er momenteel een overcapaciteit. Voor 2017 is het volume gecertificeerde capaciteiten hoger dan het volume dat nodig is om een verbruikspiek op te vangen, en 3. het verbruik is de voorbije jaren afgenomen en het piekverbruik is stabiel (RTE had een verhoging van het piekverbruik voorspeld).

4.2.2. Opmerkingen van Frankrijk

4.2.2.1. Over de voorzieningszekerheid

(99) Volgens de autoriteiten werd een indicator van de voorzieningszekerheid omschreven en werd een uitvalrisico vastgesteld in de recentste studies van RTE: in de recentste voorzieningsbalans van RTE, opgemaakt vóór de inwerkingtreding van het mechanisme (in 2014) is er voor de winter 2016-2017 sprake van een margetekort van 2 GW in het referentiescenario. Die marge werd in de voorzieningsbalans 2015 tot 200 MW teruggebracht voor de winter 2017-2018, maar dat was toe te schrijven aan het signaal dat door de invoering van het mechanisme werd gegeven. Deze analyses zouden bevestigd worden door de analyses van het Pentalateral Energy Forum.

(100) De studie van ENTSB-E (het verslag Scenario Outlook and Adequacy Forecast) over de voorzieningszekerheid was gebaseerd op een deterministische methodologie: de verbruikspiek ten gevolge van de koudegolven en de thermogevoeligheid werd niet gemodelleerd in de beoordeling. Het zijn de methodologische verschillen die aan de basis liggen van de verschillen in de resultaten. De target-methodologie die ENTSB-E wil toepassen, zal de verschillen tussen de voorzieningsoefeningen kleiner maken. De Mid-Term Adequacy Forecast die het ENTSB-E (22) in 2016 publiceerde, de eerste versie die op een probabilistische methodologie gebaseerd was, lag in de lijn van de resultaten van het PLEF en van RTE.

(101) In tegenstelling tot wat de Commissie lijkt te suggereren, is het Franse capaciteitsmechanisme niet bedoeld om een eventueel probleem met „missing money” op te lossen, maar om de voorzieningszekerheid van het Franse elektriciteitssysteem te waarborgen (met name tijdens de verbruikspiek) door het vergoeden van de beschikbaarheid van middelen wanneer dat niet mogelijk is door de werking van de energiemarkt alleen.

(102) Frankrijk past diverse maatregelen toe ter aanvulling van het capaciteitsmechanisme: interconnecties; herzieningen van de gereguleerde tarieven en gebruikstarieven van de publieke elektriciteitstransmissiesystemen en -distributienetten om ze beter af te stemmen op de tekorten; de ontwikkeling van de verbruiksresponscapaciteiten (bijvoorbeeld via de doorontwikkeling van het regelgevend kader voor de elektriciteitsmarkten om vraagresponsen aan alle mechanismen te laten deelnemen, de opheffing van de technische en concurrentiebelemmeringen voor de aggregatie van capaciteiten, de invoering van de communicerende meters); de inzet van hernieuwbare energiebronnen enz.

(103) Ondertussen publiceerde RTE zijn beoordeling van de voorzieningszekerheid voor 2016. Volgens de autoriteiten wijzigt de recentste voorzieningsbalans van RTE de analyse van de Franse autoriteiten niet. Integendeel. Hij bevestigt ze en illustreert opnieuw dat de voorzieningszekerheid van Frankrijk afhankelijk is van wat er met bepaalde thermische centrales (meer bepaald die met gecombineerde gascycli) gebeurt en van de vraagresponsen, en dat zijn net de sectoren die het gevoeligst zijn voor de invoering van het capaciteitsmechanisme. Figuur 3 Uitvalindicatoren in „high thermal”- en „low thermal”-scenario's 2016-17 2017-18 2018-19 2019-20 2020-21 „High thermal” - scenario Uitvalenergie 2,0 GWh 1,4 GWh 2,5 GWh 2,7 GWh 0,8 GWh Loss of load expectation 0.45 u. 0.30 u. 1.00 u. 0.45 u. 0.15 u. Capaciteitsmarge of - tekort 4 700 MW 5 400 MW 3 600 MW. 3 700 MW. 6 600 MW. „Low thermal” - scenario Uitvalenergie 8,6 GWh 13,4 GWh 26,5 GWh 26,2 GWh 7,6 GWh Loss of load expectation 2.30 u. 3.45 u. 6.45 u. 6.15 u. 2.15 u. Capaciteitsmarge of - tekort 600 MW. – 700 MW. – 2 500 MW. – 2 400 MW. 900 MW. Bron: RTE, voorzieningsbalans 2016.

(104) Volgens RTE is, van de thermische scenario's die in de Voorzieningsbalans 2016 worden beschreven (zie figuur 3), het „high thermal”-scenario het meest aannemelijk zonder capaciteitsmechanisme. Het „low thermal”-scenario behelst het sluiten van bepaalde middelen, met name die waarvoor de exploitanten de sluiting hebben uitgesteld in afwachting van de introductie van het capaciteitsmechanisme. Het „high thermal”-scenario daarentegen wordt gekenmerkt door het behoud van alle huidige centrales, zonder rekening te houden met economische overwegingen. Volgens de autoriteiten is dit onwaarschijnlijk.

(105) In het „low thermal”-scenario is de voorzieningszekerheid in gevaar vanaf de winter 2017-2018 wanneer we een gemiddelde winter als referentie nemen. Steeds met het „low thermal”-scenario als uitgangspunt heeft RTE de loss of load expectation berekend na simulatie van extreme winters met koudegolf voor de komende vijf jaar. De resultaten van deze berekening worden weergegeven in figuur 4. Figuur 4 Loss of load expectation in extreme winters (in uren) 2016-17 2017-18 2018-19 2019-20 2020-21 Loss of load expectation 5-15 8-21 16-36 14-34 5-13 Bron: RTE.

(106) De berekening toont aan dat de loss of load expectation telkens hoger zou zijn dan het door Frankrijk vastgestelde uitvalcriterium, namelijk een loss of load expectation van gemiddeld 3 uur per jaar. Hierbij dient te worden opgemerkt dat het Franse capaciteitsmechanisme er precies op gericht is zich in te dekken tegen extreme winters.

4.2.2.2. Over de andere bezwaren die de Commissie in het inleidingsbesluit heeft geformuleerd

(107) In overweging 164 van het inleidingsbesluit wees de Commissie erop dat de mededingingsautoriteit had gesuggereerd een naar tijdstip en seizoen gedifferentieerd gebruikstarief van de openbare elektriciteitstransmissiesystemen en -distributienetten (TURPE) in te voeren, waarbij onder meer een onderscheid wordt gemaakt tussen piek- en daluren, om de vraag van de industriële verbruikers terug te dringen tijdens piekperiodes. Frankrijk bevestigde dat het TURPE voortaan naar tijdstip en seizoen gedifferentieerd is, met verschillende prijzen naargelang het seizoen, de dag van de week en/of het ogenblik van de dag.

(108) Ten slotte, in overweging 153 van het inleidingsbesluit was de Commissie van oordeel dat de deratingfactoren (in het facultatieve normatieve certificeringssysteem) onvoldoende duidelijk waren. Frankrijk heeft verklaard dat, in dit systeem van facultatieve normatieve certificering, het gecertificeerde capaciteitsniveau (NCC) overeenstemt met het gemiddelde van het vermogen dat de installatie heeft afgeleverd tijdens de PP2-uren in alle historische jaren, vermenigvuldigd met de bijdragecoëfficiënt per sector (of deratingfactor). Die bijdragecoëfficiënten (85 % voor waterkracht, 70 % voor windenergie en 25 % voor zonne-energie) wijzen erop dat, voor de installaties van de fatale netwerken, de gemiddelde beschikbaarheid tijdens de PP2-uren geen perfecte afspiegeling is van de bijdrage van die installaties aan de beperking van het uitvalrisico, en dat vanwege: i) de correlatie tussen de beschikbaarheid van de installatie en de perioden waarin het systeem onder spanning staat (dat is niet het geval voor een bestelbare capaciteit), en ii) een niet-constant beschikbaarheidsprofiel tijdens de PP2-uren (de bestelbare capaciteiten hebben een vlak beschikbaarheidsprofiel). Dit heeft gevolgen omdat de uitvalkansfunctie tijdens de PP2-uren niet uniform is. De bijdragecoëfficiënten voor de leveringsjaren 2017, 2018 en 2019 werden berekend met de scenario's van de voorzieningsbalans van RTE als uitgangspunt, op basis van een groot aantal statistische reeksen.

4.3. Is de steunmaatregel een geschikt instrument?

4.3.1. Discriminatie tussen vraagresponscapaciteiten

4.3.1.1. Opmerkingen van betrokkenen

(109) Een meerderheid van respondenten verwijst naar de vermoede discriminatie tussen impliciete en expliciete vraagresponscapaciteiten. De meesten (vijf) zijn van mening dat het mechanisme voordeliger is voor expliciete vraagresponsen als gevolg van de activeringsverplichting voor impliciete vraagresponsen, die als vrij hinderlijk wordt beschouwd. Twee respondenten lieten opmerken dat, naargelang het gekozen criterium voor voorzieningszekerheid, een expliciete vraagresponscapaciteit slechts één keer elke tien jaar geactiveerd zou mogen worden (het mechanisme is immers berekend op een tienjaarlijkse winterpiek). Bijgevolg zijn zij van mening dat het volume PP2-uren (beschikbaarheid van de uitdrukkelijke vraagrespons) 10 keer hoger zou moeten zijn dan het volume PP1-uren (werkelijke vermindering van de impliciete vraagrespons). Twee respondenten die van het tegendeel overtuigd zijn, laten opmerken dat de voorwaarden voor de impliciete vraagresponsen voordeliger zijn aangezien de aanbieders van expliciete vraagresponsen de certificeringskosten moeten dragen. Twee respondenten vinden dat de Franse autoriteiten een correct evenwicht hebben gevonden tussen de verplichtingen van de twee types aanbieders van vraagresponsen.

4.3.1.2. Opmerkingen van Frankrijk

(110) Frankrijk heeft zich verdedigd door op de verschillende verplichtingen van de twee types aanbieders van vraagresponsen te wijzen. De autoriteiten bevestigen dat verschillende voorwaarden net nodig zijn om de twee capaciteitstypes te laten deelnemen aan het mechanisme. Aangezien de vereiste tegenprestatie van een impliciete vraagrespons groter is (activering tegenover beschikbaarheid), is het maar logisch dat het aantal dagen waarop ze betrekking heeft (PP1-dagen), kleiner is dan het aantal dagen gedurende dewelke een aanbieder van expliciete vraagrespons beschikbaar dient te zijn.

(111) Bepaalde belanghebbenden maken zich zorgen over de omstandigheid dat de PP2-periode, hoewel ze langer is dan PP1, mogelijk onderbemeten is. Volgens Frankrijk is de bepaling van de perioden PP1 en PP2 een complex vraagstuk en zal het antwoord altijd een compromis zijn. RTE voerde onderzoeken uit om een aanvaardbaar compromis te bereiken. De resultaten werden toegelicht in het „Rapport d'accompagnement de la proposition de règles du mécanisme de capacité” (2014).

(112) Samengevat: om de uren met het hoogste verbruik op te vangen (zie figuur 5 hierboven) en toch het aandeel van de afschakelbare verbruikers in de vermindering van het uitvalrisico te kunnen bepalen, opteerden de Franse autoriteiten voor een volumetrie van 100 tot 150 uur voor de PP1-periode. Figuur 5 Verbanden tussen uitval en piekuren Bron: RTE, Rapport d'accompagnement de la proposition de règles du mécanisme de capacité (2014), p. 139.

(113) Volgens Frankrijk zou PP2 in ieder geval langer moeten zijn dan PP1 (aangezien activering een hogere eis is dan beschikbaarheid), maar mag PP2 dan ook weer niet te lang zijn, om bepaalde netwerken, en met name de vraagresponsen, niet ten onrechte te benadelen. Uit hetzelfde onderzoek van RTE is gebleken dat 99 % van de uitvaluren binnen de 300 uur met het hoogste verbruik valt. Een gerichte PP2-periode met 100 tot 300 uur verhoogd gebruik was dan ook een logische keuze om op aannemelijke wijze het aandeel van de expliciete vraagresponscapaciteiten in de vermindering van het uitvalrisico te ramen.

(114) Binnen die periode van 100 tot 300 uur opteerden de Franse autoriteiten voor 250 uur als waarde. Met deze waarde kan immers: i) bijna 99 % van de uitvaluren worden gecapteerd (zie figuur 5) en wordt de captatie van het uitvalrisico niet minder nauwkeurig dan met de maximumwaarde van 300 uur; ii) de beschikbaarheid van expliciete vraagresponscapaciteiten worden verhoogd ten opzichte van de andere kanalen (23). Om eenzelfde voorzieningszekerheid te waarborgen, hebben de Franse autoriteiten een maximum van 250 uur gekozen voor de periode PP2. Op die manier wordt de bijdrage van de expliciete vraagresponsen gemaximaliseerd voor eenzelfde dekking van het uitvalrisico.

(115) De keuze voor een PP2-periode die 10 keer langer is dan de PP1-periode, zou betekenen dat men de beschikbaarheid van de middelen voor productie en vraagrespons meet over 1 000 tot 1 500 uur. Gezien de moeilijkheden met vraagresponsen die over langere perioden beschikbaar dienen te zijn, zou de uitbreiding van de beschikbaarheidsverplichting tot gevolg hebben dat deze capaciteiten een geringer valorisatiepotentieel hebben in het capaciteitsmechanisme. 100 MW aan industriële vraagresponscapaciteit die over een periode van een honderdtal uren, maar niet van een duizendtal uren, ter beschikking kan worden gesteld, zou dan gevaloriseerd worden als 20 MW thermische productie, terwijl onderzoeken aantonen dat hun bijdrage aan de vermindering van het uitvalrisico vergelijkbaar is met 90 MW thermische productie. Daarom, en om een billijke mededinging tussen de aanbieders van vraagresponsen en procenten te waarborgen, beslisten de Franse autoriteiten geen PP2-periode te gebruiken die 10 keer langer is dan de PP1-periode, en voor een gerichte PP2-periode te opteren.

(116) Bovendien wijzen de Franse autoriteiten erop dat het capaciteitsmechanisme in een controle van de beschikbaarheid van de capaciteiten (als geen spontane activering plaatsvindt) voorziet. Op die manier kan een deadweight-effect tussen een beschikbaarheidsverplichting en een activeringsverplichting worden vermeden.

(117) De Franse autoriteiten staan evenwel open voor het vaststellen van andere waarden dan die welke momenteel in de regels zijn opgenomen, maar zijn toch van mening dat het huidige kader een correct evenwicht biedt tussen de onafhankelijke aanbieders van vraagresponscapaciteit en de leveranciers. Zij vinden dus dat de verhouding PP1/PP2 op het huidige niveau gehandhaafd zou moeten worden voor de eerste leveringsjaren. De waarde kan opnieuw bekeken worden als de verzonden signalen niet voldoende relevant zijn, en een dergelijke evaluatie kan geïntegreerd worden in de beoordeling van de werking van de capaciteitsmarkt.

4.3.2. Uitsluiting van grensoverschrijdende capaciteiten

4.3.2.1. Opmerkingen van betrokkenen

(118) De opmerkingen die als reactie op het inleidingsbesluit ontvangen werden, duiden op een brede consensus onder de marktdeelnemers om het Franse mechanisme geleidelijk (dus zonder de lancering van het mechanisme in januari op de helling te zetten) open te stellen voor grensoverschrijdende capaciteiten.

4.3.2.2. Door Frankrijk voorgestelde opmerkingen en corrigerende maatregelen

(119) Als reactie hierop stelde Frankrijk voor uitdrukkelijk rekening te houden met buitenlandse capaciteiten volgens een hybride model waarbij zowel de interconnecties als de buitenlandse productie- en vraagresponscapaciteiten worden vergoed. Volgens dat voorstel zou de hoogste vergoeding toekomen aan hetzij de interconnecties, hetzij de buitenlandse capaciteiten, afhankelijk van de schaarste.

(120) Volgens het voorstel moeten buitenlandse aanbieders van productie- en vraagresponscapaciteiten interconnectietickets aanschaffen om gecertificeerd te kunnen worden en dienen zij vervolgens hun capaciteitsgaranties aan te bieden op de Franse capaciteitsmarkt.

(121) De tickets worden per grens toegekend op basis van de bijdrage van de buurlanden aan de voorzieningszekerheid in Frankrijk. Deze tickets worden vervolgens per grens geveild. Alle productie- en vraagresponscapaciteiten van het buurland dat via een bepaalde interconnectie op Frankrijk aangesloten is, zullen kunnen deelnemen aan de veiling van de interconnectietickets die overeenstemmen met deze interconnectie. De veilingen zullen plaatsvinden tijdens het leveringsjaar -1 (hierna „JL-1” genoemd). Het systeem verhindert niet dat in het kader van het Franse mechanisme overeengekomen capaciteiten terzelfder tijd aan andere capaciteitsmechanismen in de Europese Unie kunnen deelnemen. In die context moeten, in samenwerking met de betrokken staten, de maatregelen voor de controle en de beoordeling van de geleverde dienst worden vastgesteld.

(122) Zodra aan de buitenlandse productie- of vraagresponscapaciteiten interconnectietickets zijn toegekend, kunnen zij gecertificeerd worden en capaciteitsgaranties krijgen. Vervolgens kunnen die capaciteitsgaranties verkocht worden op de Franse capaciteitsmarkt.

(123) De Franse autoriteiten verbinden zich ertoe unilateraal de bovengenoemde pragmatische hybride oplossing uit te voeren, dus in hun regelgevend kader op te nemen dat installaties in de buurlidstaten expliciet aan het Franse capaciteitsmechanisme kunnen deelnemen op voorwaarde dat zij over een voldoende hoge doorvoercapaciteit beschikken voor de interconnecties. Dit regelgevende kader bepaalt echter dat de transmissiesysteembeheerders (24) (TSB) van de betrokken lidstaten hun goedkeuring moeten geven in de vorm van een samenwerkingsprotocol dat als basis kan dienen om een certificerings- en controleproces voor de ingebruikneming van het mechanisme in te voeren.

(124) Als bepaalde TSB's van de betrokken lidstaten een dergelijk protocol niet ondertekenen, verbinden de Franse autoriteiten zich ertoe een beschermingsprocedure in te voeren die het op impliciete participatie gebaseerde model volledig vervangt door een expliciete deelneming van de buitenlandse participatie aan het capaciteitsmechanisme. Deze beschermingsprocedure voorziet in de expliciete deelneming van de interconnecties (oplossing die kan worden toegepast zonder rekening te houden met de andere lidstaten en die het mogelijk maakt de waarde van de interconnectiecapaciteiten voor de voorzieningszekerheid van Frankrijk te weerspiegelen).

(125) De uitvoering van deze verbintenissen vergt een herziening van het besluit van 2012, dat door de Conseil d'Etat genomen werd op advies van de Conseil supérieur de l'énergie, de Conseil national d'évaluation des normes, de Commission de régulation de l'énergie et de l'Autorité de la concurrence. De Franse autoriteiten zijn van mening dat het niet mogelijk zal zijn vóór eind 2017 het besluit aan te nemen en vervolgens de regels voor de toepassing ervan te herzien. Volgens de Franse autoriteiten zou deze fase ongeveer zes maanden kunnen duren. Het door de Franse autoriteiten voorgestelde tijdschema gaat uit van een tenuitvoerlegging in het regelgevend kader in 2018 en een werkelijke uitvoering voor leveringsjaar 2019.

4.3.3. Ontbreken van signalen voor nieuwe investeringen

4.3.3.1. Opmerkingen van betrokkenen

(126) De Commissie ontving talrijke reacties over dit onderwerp en de geformuleerde standpunten waren zeer uiteenlopend.

(127) De meeste (zeven) respondenten vinden dat het mechanisme in zijn oorspronkelijke vorm niet van aard is om nieuwe investeringen in productiecentrales aan te moedigen. De meest genoemde redenen zijn het ontbreken van een representatief prijssignaal voldoende lang vóór het jaar van levering, de maximumprijs van de capaciteit die op 40 000 EUR/MW is vastgesteld (op basis van het plafond dat van toepassing is op het mechanisme voor het verrekenen van verschillen) en het ontbreken van langlopende overeenkomsten.

(128) De meeste respondenten vinden dat het mechanisme te complex is of dat het op zijn minst moeilijk is voor de leveranciers, en met name de nieuwe marktdeelnemers, om hun toekomstige portefeuilles in te schatten. Een van de respondenten wees erop dat een centraal capaciteitsmechanisme dergelijke problemen zou kunnen vermijden.

(129) Twee (bestaande) producenten delen die mening niet en geloven dat het mechanisme nieuwe investeringen zal aantrekken, onder meer door de termijn van 4 jaar vóór het jaar van levering, de mogelijkheid om termijnproducten te ontwikkelen en het prijssignaal, dat zij betrouwbaar achten. Bovendien vinden zij dat het mechanisme voldoende elementen bevat die de transparantie van de capaciteitsverplichtingen waarborgen, onder andere dankzij de regelmatige publicatie door RTE van de voorspellingen met betrekking tot het totale volume capaciteitsgaranties dat vereist is voor elk jaar van levering.

(130) Twee andere respondenten (alternatieve producenten) laten opmerken dat het mechanisme als hoofddoel heeft de bestaande capaciteiten in stand te houden, veeleer dan nieuwe investeringen te stimuleren.

4.3.3.2. Opmerkingen en corrigerende maatregelen, voorgesteld door Frankrijk

Ontbreken van langlopende overeenkomsten

(131) In aansluiting op de feedback van derden hebben de Franse autoriteiten zich ertoe verbonden een systeem van meerjarencontracten op te zetten dat investeringen in nieuwe capaciteiten bevordert. Alle nieuwe capaciteiten (25) zullen in aanmerking komen als zij al niet over een ondersteuningsmechanisme beschikken.

(132) Om over een voldoende lange uitvoeringstermijn voor nieuwe projecten te beschikken, zal op het EPEX-platform een eerste veiling van capaciteitsgaranties worden georganiseerd tijdens JL-4. De potentiële nieuwe capaciteiten moeten tijdens het laatste trimester van JL-4 hun bod uitbrengen bij RTE. De aanbiedingen moeten voornamelijk een prijs en een volume voorstellen.

(133) Vervolgens wordt de prijs vergeleken met een initiële referentieprijs waarboven de aanbiedingen niet in aanmerking worden genomen. De referentieprijs wordt gewogen met (26) de capaciteit, niet alleen van de veiling die in JL-4 wordt gehouden voor het JL, maar ook van de veilingen die tijdens datzelfde jaar worden georganiseerd voor de leveringsjaren JL-2 en JL-1, zoals aangegeven in figuur 6. Figuur 6 Voorstel voor de samenstelling van de initiële referentieprijs Bron: Brief van de Franse autoriteiten van 9 september 2016.

(134) De marktdeelnemers zullen de initiële referentieprijs dus niet vooraf kennen en de marktresultaten zullen als basis dienen om deze referentieprijs te bepalen.

(135) Voor de te contracteren volumes zullen de Franse autoriteiten een vraagcurve toepassen die het mogelijk maakt deze volumes te beperken tot de aanbiedingen die werkelijk concurrerend zijn op lange termijn. De vraagcurve zal jaarlijks worden uitgezet door RTE en goedgekeurd door de CRE. Ze moet een afspiegeling zijn van de waarde van de nieuwe capaciteit voor de gemeenschap. Het is namelijk de bedoeling dat het mechanisme van meerjarencontracten daadwerkelijk een gunstig effect heeft voor de consumenten.

(136) De geselecteerde capaciteiten zullen worden opgenomen in een contract voor het verrekenen van verschillen met een looptijd van 7 jaar dat in zijn werking vergelijkbaar is met een aanvullende vergoeding („feed-in premium”). Dit betekent dat elk verschil tussen de prijs van het bod en de referentieprijs aanleiding geeft tot terugbetaling van het verschil (indien de RP hoger is dan de prijs van het bod) of tot invordering (indien de RP lager is dan de prijs van het bod). Om de marktdeelnemers aan te sporen tot het leveren van inspanningen om hun inkomsten te maximaliseren, leiden inkomsten uit de verkoop van garanties tegen een prijs die hoger is dan de geboden prijs niet tot terugbetaling van het verschil (verkoopprijs — geboden prijs) door de investeerder.

(137) De Franse autoriteiten overwegen bovendien de introductie van milieucriteria waardoor voorrang zou worden gegeven aan producenten die weinig koolstof uitstoten. Dit zou gebeuren via: i) een milieugerelateerde rangorde bij identieke technische en economische kenmerken, en ii) een bovengrens voor de potentiële uitstoot van een installatie die in aanmerking zou komen voor het specifieke kader voor nieuwe capaciteiten. De milieucriteria, zoals de uitstoot van broeikasgassen, worden in de voorschriften vastgesteld en het bod met de beste milieukenmerken kan eventueel geselecteerd worden. Bovendien blijven de geldende Europese en de Franse milieuwetgeving van toepassing op de bestaande installaties, zodat hun exploitanten mogelijk in hun aanpassing moeten investeren.

(138) De Franse autoriteiten verbinden zich ertoe het systeem te gebruiken voor de selectie van capaciteiten in 2019, gecombineerd met een eerste effectieve deelneming van de geselecteerde capaciteiten voor het jaar van levering 2023. Bovendien verbinden zij zich ertoe in 2019 een overgangsregeling met meerjarencontracten in te voeren om de periode tussen 2020 en 2023 te dekken. Dat zou bijvoorbeeld betekenen dat in 2019 niet alleen een „duurzame” regeling voor het jaar van levering 2023 zou worden gelanceerd, maar ook een overgangsregeling voor de jaren van levering 2020, 2021 en 2022.

Moeilijkheid voor de leveranciers om lang vooraf de evolutie van klantenportefeuilles te voorspellen.

(139) Volgens de Franse autoriteiten moeten de geregelde prognoses van RTE de leveranciers afdoende helpen het definitieve niveau van hun capaciteitsverplichting beter te voorspellen. De autoriteiten voegen hieraan toe dat de leveranciers, tenminste tijdens de eerste jaren van het mechanisme, zonder kosten hun capaciteiten kunnen herbalanceren tot het einde van het leveringsjaar.

(140) Niettegenstaande het voorgaande en ter aanvulling van deze beschermingsmechanismen stellen de Franse autoriteiten voor in de regels van het capaciteitsmechanisme bepalingen op te nemen met betrekking tot de begeleiding van alternatieve leveranciers bij het berekenen van hun capaciteitsverplichting. Momenteel bepalen de regels dat RTE een jaar na het jaar van levering een voorlopig, en twee jaar na het jaar van levering een definitief verplichtingsniveau aanmeldt bij elke leverancier. Ter aanvulling hiervan ontwikkelde RTE begeleidende instrumenten om de marktdeelnemers vóór deze termijnen in te lichten over hun verplichtingsniveau. Frankrijk stelt voor de verplichting van RTE om de leveranciers bij de berekening van hun verplichting te begeleiden, te formaliseren door het ter beschikking stellen van instrumenten waarmee alternatieve leveranciers beter kunnen anticiperen op hun capaciteitsverplichting en door het organiseren van regelmatige loketten tijdens dewelke de leveranciers deze instrumenten zullen gebruiken om hun verplichting in te schatten. De leveranciers kunnen deze instrumenten op hun verzoek ook gebruiken buiten deze in de regels opgenomen loketten om.

Potentieel ontbreken van stimulansen voor de belanghebbenden om vóór het jaar van levering in evenwicht te zijn

(141) Bovendien hebben de Franse autoriteiten zich ertoe verbonden de regels voor het herbalanceren te herzien om de capaciteitsexploitanten aan te moedigen om zich zo nauwkeurig mogelijk te laten certificeren. De kosten van de herbalanceringen die op de marktdeelnemers worden toegepast, worden met name berekend op basis van het herbalanceringsvolume van elke marktdeelnemer: 1. wanneer de som van de herbalanceringen lager is dan 1 GW (som van de absolute waarden), blijft de herbalancering gratis vóór het jaar van levering; 2. wanneer de som van de herbalanceringen hoger is dan 1 GW (som van de absolute waarden), moet betaald worden voor de herbalancering vóór het jaar van levering.

(142) Het progressieve karakter van de herbalanceringskosten, naargelang het geval, wordt geïllustreerd in figuur 7 (jaar van levering: 2020), met een eenheidsprijs die hoger wordt naarmate het jaar van levering dichterbij komt. Figuur 7 Illustratie van het voorgestelde nieuwe kader voor de herbalanceringen voor 2020 waarbij k = 0,2 Bron: Brief van de Franse autoriteiten van 9 september 2016.

(143) De capaciteitsexploitanten moeten voortaan binnen een in de regels vastgestelde korte termijn herbalanceren bij belangrijke voorvallen (waarbij te weinig middelen beschikbaar zijn in verhouding tot hun beschikbaarheidsprognoses, zoals bij tijdelijke sluiting, definitieve sluiting, schade die een langdurige vermindering van de beschikbaarheid tot gevolg heeft enz.) (27).

(144) De Franse autoriteiten stellen ook voor het mechanisme voor het verrekenen van verschillen zodanig te wijzigen dat de marktdeelnemers verder wordt ontraden op een gegeven ogenblik negatieve of positieve verschillen te vertonen. Met name de stimuleringscoëfficiënt „k”, toegepast op de onevenwichten, zal verdubbeld worden (hij was vastgesteld op 0,1 in het besluit van 22 januari 2015, maar zal dus worden verhoogd tot 0,2). Hij zal trouwens nog verder stijgen voor negatieve onevenwichten die een maximumdrempel van 1 GW overschrijden en nog minder lonend worden voor positieve evenwichten die deze drempel overschrijden (de exacte drempelwaarden moeten nog door de autoriteiten worden bepaald op basis van feedback van de markt, maar zullen in ieder geval niet hoger zijn dan 1 GW). Deze wijzigingen worden geïllustreerd in figuur 8. Figuur 8 Illustratie van het voorstel voor het verrekenen van verschillen met het drempeleffect van 1 GW en k = 0,2. Bron: Brief van de Franse autoriteiten van 9 september 2016.

Het plafond van de prijzen voor het verrekenen van verschillen stemt niet overeen met de CONE.

(145) Bovendien hebben de Franse autoriteiten zich ertoe verbonden de gereguleerde prijs (die een plafond is voor de prijs van de verschillen en dus onrechtstreeks ook voor de prijs van de capaciteitsgaranties) geleidelijk te verhogen volgens het hierna aangegeven tijdschema: 1. in 2017: een gereguleerde prijs van 20 000 EUR/MW opdat de marktdeelnemers zich met weinig risico vertrouwd kunnen maken met de marktwerking, gezien de laattijdige werkelijke invoering van het systeem; 2. in 2018 en 2019: een gereguleerde prijs van 40 000 EUR/MW; 3. vanaf 2020: een gereguleerde prijs van 60 000 EUR/MW zodat het capaciteitsmechanisme eventueel prijssignalen kan versturen die overeenstemmen met de behoefte aan nieuwe capaciteiten op een markt die tegen die tijd voldoende ontwikkeld zou moeten zijn.

(146) Bovendien verbinden de Franse autoriteiten zich ertoe om, voor de leveringsjaren 2021 en volgende, jaarlijks de gereguleerde prijs aan te passen en hem op een peil te brengen dat overeenstemt met de CONE, en meer bepaald met de kosten van een gascentrale van het type CCG of open cyclus, zoals berekend door de publieke transmissiesysteembeheerder en goedgekeurd door de regulator. Deze update gebeurt niet noodzakelijk via een volledige procedure voor de herziening van de regels van het capaciteitsmechanisme.

(147) Dit tijdschema maakt het mogelijk: i) een eventuele verhoging van de gereguleerde prijs te laten samenvallen met de inwerkingtreding van het systeem van meerjarencontracten voor nieuwe capaciteiten, en ii) de marktdeelnemers samen te ondervragen over de verhoging van de gereguleerde prijs en de invoering van het systeem van meerjarencontracten voor nieuwe capaciteiten (28).

(148) Ter aanvulling van het voorgaande en van het inleidingsbesluit verklaarde de Commissie tijdens de besprekingen met de Franse autoriteiten te vrezen dat de spread tussen de ARENH en de prijs van de elektriciteit op de energiemarkt ook een stilzwijgend plafond kan betekenen voor de capaciteitsprijzen, aangezien het ARENH-product capaciteitsgaranties omvat.

(149) De Franse autoriteiten antwoordden dat: (1) het volume van de capaciteitsgaranties met betrekking tot het ARENH-product voldoende laag is vergeleken met de volledige capaciteitsmarkt en dat het bijgevolg de prijzen van de andere capaciteitsgaranties niet kan beïnvloeden, en (2) de huidige spread ongeveer gelijk is aan 10 EUR/MWh, wat overeenstemt met een capaciteitsprijs van 87 600 EUR/MW. Aangezien de gereguleerde prijs van de capaciteit voor 2017, 2018-2019 en 2020 respectievelijk 20 000 EUR/MW/jaar, 40 000 EUR/MW/jaar en 60 000 EUR/MW/jaar bedraagt, is de ARENH momenteel geen concurrerend product (29).

(150) De Franse autoriteiten verbinden zich er echter toe om, met het oog op een toekomstige beoordeling van de marktwerking, te onderzoeken in hoeverre het aangewezen is het capaciteitsaandeel van het ARENH-product te „financialiseren” (30) om te vermijden dat dit product de vrije prijsvorming op de capaciteitsmarkt verstoort.

4.3.4. Andere bezwaren van de Commissie

(151) In overweging 182 van het inleidingsbesluit had de Commissie aangegeven dat Frankrijk moest verduidelijken waarom bepaalde voorstellen tot verbetering van het mechanisme die de mededingingsautoriteit in haar Advies 12-A-09 van 12 april 2012 had geformuleerd, niet in aanmerking werden genomen.

(152) De Franse autoriteiten legden uit dat, rekening houdend met de voorgestelde amendementen (nl. de producenten verplichten de verwachte beschikbaarheid van hun productie-installaties aan te geven op basis van de historische beschikbaarheid van deze installaties en een mechanisme in te voeren om de grensoverschrijdende capaciteiten uitdrukkelijk te laten deelnemen), slechts twee voorstellen van de mededingingsautoriteit niet in aanmerking werden genomen: 1. geen certificaten toekennen voor (hernieuwbare) installaties met aankoopverplichting aangezien de teruglevertarieven voor de elektriciteit die door deze installaties wordt geproduceerd, al de volledige kosten van die installaties dekken, en 2. de voorlopige aanbesteding niet laten financieren door de alternatieve leveranciers.

(153) Wat het eerste niet in aanmerking genomen voorstel betreft, legden de autoriteiten uit dat ze de certificering van de installaties met aankoopverplichting hebben toegestaan wegens het marktbrede karakter van het capaciteitsmechanisme. Om een eventuele cumulatie van vergoedingen voor installaties met aankoopverplichting te vermijden, werd beslist dat de verplichte kopers verantwoordelijk zijn voor de certificering van deze installaties en eigenaars worden van de bijbehorende capaciteitsgaranties aangezien de inkomsten uit de verkoop van de capaciteiten worden afgetrokken van de compensatie van de verplichte kopers.

(154) Wat het tweede niet in aanmerking genomen voorstel betreft, legden de autoriteiten uit dat beslist werd de voorlopige aanbesteding niet uit te voeren. De alternatieve leveranciers hoeven dus geen kosten te dragen. Zij zullen echter in de toekomst de kosten voor dit systeem dragen aangezien de huidige beveiligingsmaatregelen na de wijziging van het decreet wel degelijk worden afgeschaft en vervangen door het systeem van de meerjarencontracten.

4.4. Evenredigheid

4.4.1. Overschatting van het verbruik

4.4.1.1. Opmerkingen van betrokkenen

(155) De opmerkingen van derden over dit punt zijn opgenomen in afdeling 4.3.3.1 hierboven.

Opmerkingen van Frankrijk

(156) De opmerkingen van Frankrijk over dit punt zijn opgenomen in overweging 139 hierboven.

(157) Niettegenstaande deze opmerkingen stellen de autoriteiten voor RTE te verplichten de alternatieve leveranciers te begeleiden bij het berekenen van hun capaciteitsverplichting, zoals in overweging 140 wordt uitgelegd.

4.4.2. Gebrek aan transparantie over de vaststelling van de prijs van de capaciteit

4.4.2.1. Opmerkingen van betrokkenen

(158) Een grote meerderheid van de respondenten (dertien) betreurt het gebrek aan zichtbaarheid van de onderhandse transacties, en heel in het bijzonder van de intragroepstransacties, hoewel verscheidene van deze respondenten vinden dat de meeste transacties in deze vorm zouden moeten plaatsvinden. Een van de respondenten wees er opnieuw op dat een centraal capaciteitsmechanisme dergelijke problemen zou kunnen vermijden.

(159) De bestaande aanbieder vindt dat het mechanisme in zijn huidige vorm voldoende garanties biedt om de transparantie van de uitwisselingen (inclusief intragroepstransacties) te waarborgen, namelijk: 1. de verplichting een gescheiden boekhouding te voeren in het register van capaciteitsgaranties (een boekhouding voor de exploitanten van capaciteit en een boekhouding voor de leveranciers), en 2. de transparantieverplichting ten aanzien van de CRE en het toezicht door de CRE op de interne transacties.

4.4.2.2. Opmerkingen van Frankrijk

(160) De Franse autoriteiten vermelden ook de door de bestaande aanbieder bedoelde garanties (vermeld in overweging 160). Zij merken ook op dat het, aangezien de leveranciers zich moeten aanpassen aan de evolutie van hun klantenbasis, aangewezen lijkt de mogelijkheid van onderhandse transacties tussen de marktdeelnemers te behouden ter aanvulling van de periodieke veilingen. Een mechanisme van voortdurende uitwisselingen zou niet alleen deze souplesse, maar ook de zichtbaarheid van de transacties en van de prijzen waarborgen en de informatieasymmetrie tussen de marktdeelnemers afzwakken. De deelneming aan een dergelijk mechanisme zou echter duur zijn, vooral voor relatief kleine leveranciers. De Franse autoriteiten stellen daarom voor de onderhandse transacties voort te laten bestaan naast een georganiseerde markt waar de prijs van elke transactie openbaar gemaakt zou worden.

(161) Zij stellen echter voor ook in aanvullende garanties te voorzien om de transparantie en de representativiteit van de capaciteitsuitwisselingen te bevorderen.

(162) In het mechanisme zoals het nu is, moeten de prijzen van de veilingen op het door EPEX Spot op te zetten platform al openbaar worden gemaakt. Om dezelfde transparantie te verkrijgen als op een onderhandelingsplatform voor onderhandse transacties, stellen de Franse autoriteiten voor alle marktdeelnemers toegang te geven tot een register van (naamloze) onderhandse transacties zodat de volumes en prijzen zichtbaar zijn terwijl de operatoren toch anoniem blijven. De belanghebbenden kunnen dan rekening houden met die informatie bij het uitwerken van hun aan- en verkoopstrategie op de georganiseerde veilingen.

(163) Bovendien zullen de veilingen worden versterkt. De Franse autoriteiten zullen de georganiseerde veilingen meer liquide maken door het aantal veilingen tijdens de 4 jaar vóór het eerste leveringsjaar op 15 te brengen, dus 1 nieuwe veiling tijdens het jaar van levering JL-4, 4 in JL-3, nog 4 in JL-2 en ten slotte 6 in JL-1 (in de oorspronkelijke versie van het mechanisme hadden de Franse autoriteiten slechts voorzien in 10 veilingen, gespreid over de 3 jaar vóór het jaar van levering).

(164) Bovendien verbinden de Franse autoriteiten zich ertoe in het regelgevend kader bepaalde capaciteitsexploitanten te verplichten om hun certificaten op de markt aan te bieden volgens dit schema: 1. JL-4: 25 % van het gecertificeerde capaciteitsniveau; 2. JL-3: de hoogste waarde tussen 25 % van het gecertificeerde capaciteitsniveau en 25 % van het volume onverkochte capaciteitscertificaten; 3. JL-2: de hoogste waarde tussen 25 % van het gecertificeerde capaciteitsniveau en 50 % van het volume onverkochte capaciteitscertificaten; 4. JL-1: de hoogste waarde tussen 25 % van het gecertificeerde capaciteitsniveau en 100 % van het volume onverkochte capaciteitscertificaten.

(165) Deze eis zal van toepassing zijn op de voor de certificeringsperimeters verantwoordelijken met een capaciteitsvolume hoger dan 3 GW.

4.4.3. Uitsluiting van bepaalde types capaciteitsexploitanten uit het mechanisme

(166) De opmerkingen van derden en die van de Franse autoriteiten over de mogelijke discriminatie tussen de diverse types van vraagresponscapaciteit worden besproken in afdeling 4.3.1.

(167) De opmerkingen van de belanghebbenden en de voorstellen van de Franse autoriteiten om de uitsluiting van onder meer de grensoverschrijdende capaciteiten en de nieuwe investeringen te verhelpen, worden besproken in afdeling 4.3.3.

4.4.4. Marktmacht van EDF

4.4.4.1. Risico dat capaciteiten worden gehamsterd

Opmerkingen van betrokkenen

(168) Drie vierde van de partijen die op het inleidingsbesluit reageerden, verwees specifiek naar het risico dat capaciteiten worden gehamsterd in het Franse mechanisme.

(169) Een vereniging van Franse industriële verbruikers vreest dat EDF er belang bij heeft de referentieprijs (RP) te doen stijgen en het teveel aan capaciteit na het jaar van levering te verkopen, aangezien: 1. de boete die EDF in een dergelijk geval voor het verrekenen van de verschillen moet betalen, ruim gecompenseerd zal worden door de inkomsten die uit een in verhouding hoge RP worden gehaald, en 2. de RP zal worden gebruikt om de kostprijs van de capaciteit te factureren aan de zeer grote meerderheid van de verbruikers en hij dus op hen zal worden afgewenteld.

(170) Een alternatieve leverancier liet opmerken dat, naast de omstandigheid dat de georganiseerde veilingen waarschijnlijk niet zeer representatief zullen zijn voor de in het kader van het mechanisme uitgevoerde transacties (de leveranciers zouden geneigd moeten zijn bilaterale transacties te verkiezen en zo contante vooruitbetalingen vermijden), het feit dat de tijdens en na het leveringsjaar uitgevoerde transacties niet in de RP verrekend zullen worden, het ontradende effect van het mechanisme voor het verrekenen van verschillen verder kan afzwakken en op hamsteren gerichte strategieën kan aanmoedigen bij de capaciteithouders.

(171) Deze alternatieve leverancier stelt drie corrigerende maatregelen voor om het hamsteren van capaciteiten doeltreffender te ontraden bij de capaciteitsexploitanten: 1. de berekeningsgrondslag van de RP herzien; 2. het ontradende karakter van het mechanisme voor het verrekenen van verschillen versterken, en 3. de beveiligingsmaatregelen („fallback tender”) afschaffen aangezien ze op hamsteren gerichte strategieën kunnen aanmoedigen bij de aanbieders.

(172) De vereniging van alternatieve leveranciers en producenten AFIEG heeft kritiek op het gratis herbalanceren van de capaciteiten vóór het einde van het jaar van levering omdat dit de mogelijkheid biedt om met de beschikbaarheid van het nucleaire park te spelen en zo kunstmatige onder- of overcapaciteiten te creëren.

Opmerkingen van Frankrijk

(173) Gelet op deze reacties van de marktdeelnemers op het inleidingsbesluit hebben de Franse autoriteiten verklaard het systeem te willen verbeteren om elk risico op misbruik van marktmacht tot een minimum te beperken.

(174) Meer bepaald willen zij de capaciteitsexploitanten verplichten vooraf nauwkeurig al hun beschikbare capaciteiten te laten certificeren en hebben zij de certificeringsmogelijkheden beperkt tot een vaste „tunnel” rond de historische referentiewaarden (zie figuur 9). Elke afwijking van dat bereik moet bij RTE en de regulator verantwoord worden. Figuur 9 Illustratie van de certificeringstunnel Bron: Brief van de Franse autoriteiten van 9 september 2016.

(175) Bovendien hebben de Franse autoriteiten zich ertoe verbonden de regels voor het herbalanceren te herzien om de capaciteitsexploitanten aan te moedigen om zich zo nauwkeurig mogelijk te laten certificeren. Zij stellen voor significante gecumuleerde herbalanceringen (boven een maximumgrenswaarde van 1 GW; de exacte waarde van deze grenswaarde moet door de autoriteiten worden bepaald op basis van feedback van de markt, maar mag niet hoger zijn dan 1 GW) vóór het jaar van levering te beboeten. De boete, die erop gericht is onder- of overcertificering te ontraden bij capaciteitsexploitanten, stijgt progressief tot de verschillen verrekend zijn. De capaciteitsexploitanten moeten ook herbalanceren zodra zij kennis hebben van een gebeurtenis dat tot gevolg heeft dat minder middelen beschikbaar zullen zijn (tijdelijke sluiting, schade met langdurige vermindering van de beschikbaarheid enz.) dan zij hadden voorspeld.

(176) De autoriteiten stellen ook voor het mechanisme voor het verrekenen van verschillen zodanig te wijzigen dat de marktdeelnemers verder wordt ontraden op een gegeven ogenblik negatieve of positieve verschillen te vertonen. Met name de stimuleringscoëfficiënt „k”, toegepast op de onevenwichten, zal verdubbeld worden. Hij zal trouwens nog verder stijgen voor negatieve onevenwichten die een maximumdrempel van 1 GW overschrijden en nog minder lonend worden voor positieve evenwichten die een maximumdrempel van 1 GW overschrijden (de exacte drempelwaarden moeten nog door de autoriteiten worden bepaald op basis van feedback van de markt, maar zullen in ieder geval niet hoger zijn dan 1 GW).

(177) Als reactie op een bezwaar van een alternatieve leverancier die van mening was dat de beveiligingsmaatregelen de aanbieders tot een hamsterstrategie kunnen verleiden, verklaarden de Franse autoriteiten dat deze beveiligingsmaatregelen wel degelijk zullen worden afgeschaft en vervangen door het systeem van meerjarencontracten (beschreven in de overwegingen 131 tot 138 van dit besluit).

(178) Zoals in de overwegingen 146 tot 147 van dit besluit wordt aangegeven, stellen de Franse autoriteiten ten slotte voor de maximumcompensatie van prijsverschillen bij ernstige bedreiging van de voorzieningszekerheid (d.w.z. een negatief totaal onevenwicht van meer dan 2 GW) te verhogen. Er wordt voorgesteld dit plafond (gereguleerde prijs of Padmin) geleidelijk te verhogen van 20 000 EUR/MW in 2017 tot 40 000 EUR/MW in 2018 en 2019, en ten slotte tot 60 000 EUR/MW in 2020. Vanaf leveringsjaar 2021 zullen de Franse autoriteiten jaarlijks de gereguleerde prijs aanpassen en hem op een peil brengen dat overeenstemt met de kosten van een nieuwe marktdeelnemer (CONE), en meer bepaald met de kosten van een gascentrale van het type CCG of open cyclus, zoals berekend door de publieke elektriciteitstransmissiesysteembeheerder en goedgekeurd door de regulator.

4.4.5. Risico dat garanties worden gehamsterd

4.4.5.1. Opmerkingen van betrokkenen

(179) Vier respondenten vrezen vooral het risico dat capaciteitsgaranties worden gehamsterd of dat een liquiditeitstekort ontstaat op de markt van de garanties.

(180) Volgens de vereniging van alternatieve leveranciers en producenten AFIEG zal het mechanisme dat marktdeelnemers die na het jaar van levering (maar vóór het verrekenen van de verschillen) te veel garanties hebben ertoe verplicht dit overschot te veilen, niet zal volstaan om te voorkomen dat garanties worden gehamsterd vóór het jaar van levering (periode die in aanmerking wordt genomen om de RP te bepalen).

(181) Naast suggesties om een evenwicht vóór het jaar van levering uitdrukkelijker aan te moedigen (herziening van de berekeningsgrondslag van de RP en versterking van het ontradende effect van het mechanisme voor het verrekenen van verschillen) stellen de respondenten twee maatregelen voor om capaciteitsgaranties toegankelijker te maken: 1. EDF er op de een of andere manier toe verplichten zijn capaciteitsgaranties te verkopen (bv. via een programma voor de overdracht van garanties dat hem verplicht zich als marketmaker te gedragen), of 2. het ARENH-product verbeteren: a) door een ARENH voor capaciteit in te voeren. Hiertoe moet de ARENH worden opgesplitst in twee producten: een capaciteitsproduct en een energieproduct; elke leverancier zou een van de twee producten of de twee producten gelijktijdig kunnen afnemen, en/of b) door het volume capaciteiten opgenomen in het ARENH-energieproduct (1,15 garantie per MW ARENH) naar boven te herzien. In dat verband wijzen de Franse autoriteiten erop dat de leveranciers verplicht zijn een openbaar verkoopbod te doen voor alle garanties die zij niet nodig hebben voor hun interne behoeften. Volgens hen zou dit alle mogelijke hamsterpraktijken moeten kunnen voorkomen. Een deel van de capaciteitsgaranties van de bestaande aanbieder zou bovendien automatisch via de ARENH worden overgedragen aan de alternatieve leveranciers, en de regulator zou toezicht blijven houden om eventueel misbruik van marktmacht op te sporen.

4.4.5.2. Opmerkingen van Frankrijk

(182) Gelet op die bezorgdheden stemmen de Franse autoriteiten ermee in het mechanisme zodanig te herzien dat de capaciteitsexploitanten verplicht zijn bepaalde minimale garantievolumes aan te bieden op elke veiling die vóór het jaar van levering wordt georganiseerd, zoals wordt uitgelegd in overwegingen 165 en 166. Bovendien zouden extra veilingen georganiseerd worden, zoals wordt uitgelegd in overweging 164.

4.4.6. Risico van prijssqueeze door de dominante bestaande aanbieder

4.4.6.1. Opmerkingen van betrokkenen

(183) Met verwijzing naar een advies van de mededingingsautoriteit uit 2012 vrezen twee respondenten kruissubsidiëring tussen de tak productie en de tak commercialisering van de bestaande aanbieder (namelijk de verkoop van capaciteitsgaranties aan concurrenten tegen een hogere prijs dan de prijs bij interne overdracht tussen de productietak en de commercialiseringstak, wat de concurrenten in de praktijk zou uitsluiten van deelneming aan de markt van de elektriciteitslevering). Deze kruissubsidiëring zou volgens hen tot een prijssqueeze kunnen leiden voor een alternatieve leverancier die niet over productiemiddelen beschikt. Dergelijke leveranciers zouden immers op de markt garanties moeten kopen om hun capaciteitsverplichtingen te vervullen.

4.4.6.2. Opmerkingen van Frankrijk

(184) Wat de mogelijkheid van een prijzenslag (inkrimping van de marges of prijssqueeze, wurgprijzen) betreft, herinneren de Franse autoriteiten eraan dat dergelijke mededinging verstorende praktijken al opgespoord en bestraft worden door de mededingingsoverheid.

(185) Om de opsporing van dergelijke praktijken te vergemakkelijken, zullen de autoriteiten de verticaal geïntegreerde marktdeelnemers verplichten de regelgevende commissie voor energie (CRE) in kennis te stellen van de methode die zij toepassen om de prijs van de capaciteitsgaranties in hun aanbiedingen te verrekenen.

(186) Ze zullen in de regels ook duidelijker vermelden dat de verticaal geïntegreerde marktdeelnemers een prijs moeten aangeven voor elke interne transactie met betrekking tot capaciteitsgaranties. Op die manier zal voorkomen worden dat in de toekomst nog gratis garanties worden overgedragen.

(187) Ten slotte verbinden de Franse autoriteiten zich ertoe de marktdeelnemers volledige toegang te geven tot het register van capaciteitsgaranties, waarin de onderhandse transacties zullen worden ingeschreven zonder aan de anonimiteit van de partijen van elke transactie te raken.

4.5. Vermijden van negatieve effecten op de mededinging en het handelsverkeer

4.5.1. Belemmeringen voor de toetreding van nieuwe productiecapaciteiten

(188) De opmerkingen van derden en de opmerkingen en correcties van de Franse autoriteiten met betrekking tot de deelneming van nieuwe productiecapaciteiten aan het Franse capaciteitsmechanisme worden besproken in afdeling 4.3.3.

(189) In hun antwoord op het inleidingsbesluit van 17 december 2015 wezen de Franse autoriteiten erop dat het voorgestelde mechanisme niet noodzakelijk is bedoeld om massale nieuwe investeringen aan te trekken die de totale productiecapaciteit verhogen, maar er veeleer op gericht is de beschikbaarheid te waarborgen van de capaciteiten die nodig zijn om bijvoorbeeld een winterse koudegolf het hoofd te bieden.

(190) De Franse autoriteiten erkennen evenwel dat, dankzij het mechanisme, nieuwe productiecapaciteiten zouden moeten kunnen concurreren met de bestaande productiecapaciteit en dat voor de nieuwkomers een stabieler kader beschikbaar zou moeten zijn dat die concurrentie vergemakkelijkt. Om dit probleem te verhelpen, werden twee nieuwe elementen voorgesteld: 1. zoals in de overwegingen 146 tot 148 wordt beschreven: de geleidelijke verhoging van de gereguleerde prijs, van 20 000 EUR/MW voor leveringsjaar 2017 tot 40 000 EUR/MW voor de leveringsjaren 2018 en 2019, en ten slotte tot 60 000 EUR/MW voor leveringsjaar 2020. Vanaf jaar van levering (JL) 2021 zullen de Franse autoriteiten jaarlijks de gereguleerde prijs aanpassen en hem op een peil brengen dat overeenstemt met de kosten van een nieuwe marktdeelnemer (CONE), en meer bepaald met de kosten van een gascentrale van het type CCG of open cyclus, zoals berekend door de publieke elektriciteitstransmissiesysteembeheerder en goedgekeurd door de regulator, en 2. de invoering van een systeem van meerjarencontracten voor het verrekenen van verschillen (CFD) voor de nieuwe productiecapaciteiten, zoals beschreven in de overwegingen 131 tot 138.

4.5.2. Discriminatie tussen impliciete en expliciete vraagrespons

(191) De opmerkingen van derden en die van de Franse autoriteiten over dit punt werden besproken in afdeling 4.3.1.

4.5.3. Expliciete deelneming van buitenlandse capaciteiten

(192) De opmerkingen van derden en de opmerkingen en correcties van de Franse autoriteiten met betrekking tot de expliciete deelneming van buitenlandse capaciteiten worden besproken in afdeling 4.3.2.

(193) Zoals wordt aangegeven in de overwegingen 119 tot 125, hebben de Franse autoriteiten, als reactie op de aandachtspunten van de Commissie en van de derden, een hybride model voorgesteld. Dit model voorziet in de toekenning van interconnectietickets waarmee productie- en vraagresponscapaciteiten in de buurlanden van Frankrijk uiteindelijk kunnen deelnemen aan het mechanisme. Zij zijn van mening dat die aanpak in overeenstemming is met de grondbeginselen waarvan sprake is in bijlage 2 van het werkdocument dat bij het sectorale onderzoek over de capaciteitsmechanismen van de Europese Commissie is gevoegd.

4.5.4. Informatieasymmetrieën tussen de dominante bestaande aanbieder en zijn huidige en potentiële concurrenten

4.5.4.1. Moeilijkheid voor de leveranciers om lang vooraf de evolutie van klantenportefeuilles te voorspellen.

Opmerkingen van betrokkenen

(194) De opmerkingen van derden over dit punt zijn opgenomen in afdeling 4.3.3.1 hierboven.

Opmerkingen van Frankrijk

(195) De opmerkingen van Frankrijk over dit punt zijn opgenomen in overweging 139 hierboven.

(196) Zoals in overweging 140 hierboven wordt beschreven, verklaren de Franse autoriteiten in hun recentste voorstel dat zij de leveranciers willen helpen hun toekomstige klantenportefeuilles beter in te schatten en dat ze die begeleiding uitdrukkelijk in de regels willen opnemen.

4.5.4.2. Gebrek aan transparantie over de vaststelling van de prijs van de capaciteit

Opmerkingen van betrokkenen

(197) De opmerkingen van derden over dit punt zijn opgenomen in de overwegingen 159 en 160 hierboven.

Opmerkingen van Frankrijk

(198) Zoals in afdeling 4.4.2 hierboven wordt aangegeven, wil het recentste voorstel over dit punt leveranciers meer souplesse bieden door onderhandse transacties toe te staan terwijl zowel de liquiditeit op het platform voor georganiseerde uitwisselingen als de transparantie van de onderhandse transacties gewaarborgd is.

5. BEOORDELING VAN DE MAATREGEL

5.1. Is er sprake van staatssteun in de zin van artikel 107, lid 1, VWEU?

(199) In overweging 143 van het inleidingsbesluit had de Commissie al geconcludeerd dat het mechanisme staatssteun is in de zin van artikel 107, lid 1