BESLUIT (EU) 2022/639 VAN DE COMMISSIE

van 27 augustus 2021

betreffende de steunregeling SA.54915 — 2020/C (ex 2019/N) België — Capaciteitsvergoedingsmechanisme

(Kennisgeving geschied onder nummer C(2021) 6431)

(Slechts de tekst in de Engelse 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, punt a),

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

Overwegende hetgeen volgt:

1. PROCEDURE

(1) Na een prekwalificatieprocedure heeft het Koninkrijk België de Commissie bij schrijven van 19 december 2019 overeenkomstig artikel 108, lid 3, van het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie (hierna “VWEU”) in kennis gesteld van een marktbreed capaciteitsvergoedingsmechanisme (hierna “de maatregel” of “CRM” genoemd).

(2) Bij schrijven van 21 september 2020 heeft de Commissie België kennis gegeven van haar besluit tot inleiding van de procedure van artikel 108, lid 2, VWEU ten aanzien van deze maatregel.

(3) Het besluit van de Commissie tot inleiding van de procedure (hierna “het inleidingsbesluit”) is in het Publicatieblad van de Europese Unie (2) bekendgemaakt. De Commissie heeft de belanghebbenden verzocht hun opmerkingen kenbaar te maken.

(4) Bij schrijven van 22 oktober 2020 heeft België zijn opmerkingen over het inleidingsbesluit ingediend. De Commissie heeft voorts van 15 belanghebbenden opmerkingen ontvangen. De Commissie heeft deze voor een reactie aan België doorgezonden. België heeft bij schrijven van 24 december 2020 opmerkingen gemaakt.

(5) Op 9 juli 2021 stemde België er bij wijze van uitzondering mee in af te zien van zijn uit artikel 342 VWEU in samenhang met artikel 3 van Verordening 1/1958 (3) voortvloeiende rechten, en om dit besluit in het Engels te laten aannemen en bekendmaken.

2. GEDETAILLEERDE BESCHRIJVING VAN DE MAATREGEL

2.1. Samenvatting van de maatregel

(6) België denkt dat het land vanaf 2025 zal worden geconfronteerd met een probleem inzake de toereikendheid van de elektriciteitsopwekking, voornamelijk als gevolg van zijn besluit om alle nucleaire capaciteit in de periode 2022-2025 geleidelijk af te bouwen, en van de ontmanteling van thermische opwekkingscapaciteit in België en zijn buurlanden.

(7) Derhalve heeft de maatregel tot doel ervoor te zorgen dat er voldoende capaciteit is voor de productie van elektriciteit en dat die productie voldoet aan de verwachte vraag naar elektriciteit.

(8) In het kader van het CRM zouden de begunstigden worden geselecteerd door middel van een concurrerende inschrijvingsprocedure en zouden zij een vergoeding krijgen voor hun beschikbaarheid. De steun zou de vorm aannemen van een capaciteitsbetaling voor de duur van de capaciteitsovereenkomst. In ruil daarvoor zouden de succesvolle bieders hun beschikbaarheid bieden om te voldoen aan de vraag van de transmissienetbeheerder tijdens probleemsituaties die zich kunnen voordoen.

(9) België heeft zijn nationale decarbonisatiedoelstellingen vastgesteld in zijn nationale energie- en klimaatplan (4). Op basis van dit nationale energie- en klimaatplan is het de bedoeling dat het aandeel van hernieuwbare energiebronnen in het Belgische elektriciteitsverbruik toeneemt van 17 % in 2017 tot ten minste 40,4 % in 2030. Om deze doelstellingen te verwezenlijken, zullen aanzienlijke hernieuwbare energiebronnen moeten worden geïntegreerd, zoals wind- en zonne-energie, waarvan het intermitterende karakter een uitdaging kan vormen voor de toereikendheid en de bevoorradingszekerheid.

(10) Hoewel de ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen niet de primaire doelstelling van het CRM is, is bij het ontwerp van het CRM rekening gehouden met de ambitieuze doelstellingen voor de verdere invoering van hernieuwbare energiebronnen in de Belgische energiemix en vormt het een aanvulling op de verdere ontwikkeling van nieuwe intermitterende hernieuwbare energiebronnen.

2.2. Rechtsgrondslag en overheidsregelingen

(11) De rechtsgrondslag van de maatregel is de elektriciteitswet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de Belgische elektriciteitsmarkt (hierna “de elektriciteitswet”), zoals gewijzigd bij wetten (5) die op 16 mei 2019 en 19 maart 2021 in het Belgisch Staatsblad zijn bekendgemaakt.

(12) Daarnaast zijn koninklijke besluiten (6) en de regels betreffende de werking van het Belgische CRM (7) voorbereid om de voorwaarden van het CRM verder uit te werken: 1) het koninklijk besluit van 28 april 2021 tot vaststelling van de methode voor het berekenen van de capaciteit en de parameters inzake veilingen in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme (8); 2) het koninklijk besluit van 21 mei 2021 betreffende de ontvankelijkheidscriteria met betrekking tot cumulatieve steun en de minimumdrempel voor deelname (9); 3) het koninklijk besluit van 4 juni 2021 betreffende de investeringsdrempels en de in aanmerking komende kosten (10); 4) het ontwerp van koninklijk besluit tot vaststelling van de voorwaarden waaronder de houders van buitenlandse capaciteit aan het CRM kunnen deelnemen (11), en 5) het koninklijk besluit van 30 mei 2021 betreffende toezichtregels (12).

(13) In augustus 2020 heeft Elia, de Belgische transmissienetbeheerder, een openbare raadpleging gehouden over de regels betreffende de werking van het Belgische CRM (13).

2.3. Toereikendheid van de productie in België

2.3.1. Betrouwbaarheidsnorm

(14) De voornaamste doelstelling van het voorgestelde CRM is het waarborgen van de bevoorradingszekerheid, zoals gedefinieerd in een betrouwbaarheidsnorm.

(15) Zoals gemeld in 2019 waren de betrouwbaarheidscriteria in België vastgesteld aan de hand van het tweeledige criterium “waarschijnlijkheid dat niet aan de vraag kan worden voldaan” (loss of load expectation, hierna “LoLE”): het verwachte aantal uren gedurende welke niet alle voor het Belgische elektriciteitsnet beschikbare productiebronnen in staat zullen zijn om de basislast en de behoefte aan operationele reserves te dekken, waarbij ook rekening wordt gehouden met vraagrespons, opslag en interconnectoren, mag voor een statistisch normaal jaar niet meer dan 3 uur bedragen. Als tweede criterium moet de waarschijnlijkheid dat niet aan de vraag kan worden voldaan voor een statistisch abnormaal jaar onder de 20 uur blijven (Loss of Load Expectation, hierna “LoLE95”) (14). Deze waarden zijn ook verankerd in de elektriciteitswet.

(16) De betrouwbaarheidsnorm geeft uiting aan de raming van de waarde die consumenten hechten aan het vermijden van onderbrekingen van hun elektriciteitsvoorziening (value of lost load, hierna “VoLL”) en de verwachte kosten voor nieuwe capaciteit in België (cost of new entry, hierna “CoNE”).

(17) Artikel 23, lid 6, van Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit (15) (hierna “de elektriciteitsverordening”) voorziet in de vaststelling van een methodologie van de Unie voor het berekenen van de VoLL, de CoNE en de betrouwbaarheidsnorm.

(18) Op 2 oktober 2020 heeft het Agentschap voor de samenwerking tussen energieregulators (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, hierna “ACER”) de methodologie voor het berekenen van de VoLL (hierna “VoLL-methodologie”), de CoNE (hierna “CoNE-methodologie”) en de betrouwbaarheidsnorm (“BN-methodologie”) goedgekeurd. De drie methodologieën worden gezamenlijk aangeduid als de “VoLL/CoNE/BN-methodologie” (16).

(19) Op 7 juni 2021 heeft België de berekening van de nieuwe VoLL, CoNE en de betrouwbaarheidsnorm ingediend overeenkomstig de VoLL/CoNE/BN-methodologie.

(20) Op 28 mei 2021 heeft de Belgische regulator voor de energiesector (hierna “de CREG”) de minister van Energie haar voorstel voor een betrouwbaarheidsnorm voor België doen toekomen. De door de CREG voorgestelde betrouwbaarheidsnorm bedroeg 2 uur en 43 minuten.

(21) Het directoraat-generaal Energie van de Federale Overheidsdienst Economie (hierna “FOD Economie”) heeft in zijn advies van 2 juni 2021 aanbevolen de betrouwbaarheidsnorm af te ronden naar 3 uur om te zorgen voor consistentie met eerdere studies naar de toereikendheid van nationale en Europese hulpbronnen, om naleving mogelijk te maken van de praktijk om betrouwbaarheidsnormen in afgeronde uren uit te drukken zoals in buurlanden en om rekening te houden met het feit dat het niet-marginale tekort dat voor België is vastgesteld, zal worden aangevuld met een energiemix en niet met één enkele referentietechnologie.

(22) Volgens het ontwerp van koninklijk besluit tot vaststelling van de betrouwbaarheidsnorm en de goedkeuring van de waarden voor de kosten van VoLL en CoNE is de nieuwe betrouwbaarheidsnorm vastgesteld op 3 uur.

(23) In het ontwerp van koninklijk besluit wordt ook de enkele raming goedgekeurd van de kosten van VoLL, op basis van de waarde die door het directoraat-generaal Energie van de FOD Economie samen met het Planbureau is vastgesteld, en de CoNE op basis van de vraagresponstechnologie (17).

(24) De VoLL zal worden vastgesteld op 16 033 EUR/MWh en de CoNE op 45 EUR/kW/jaar.

(25) De VoLL werd berekend aan de hand van een driehoeksberekening waarbij rekening werd gehouden met de functie voor productie en met een enquête over de bereidheid om te betalen die werd uitgevoerd door de CREG. Volgens de Belgische autoriteiten was de door de CREG uitgevoerde enquête niet degelijk, onder andere omdat het voorgestelde enkele scenario (bij een temperatuur van minder dan + 5 °C) niet representatief was voor de meeste schaarstescenario’s. Daarom werd voor het ramen van de VoLL een beperkt gewicht toegekend aan de resultaten van de enquête.

(26) Volgens de elektriciteitswet zullen de berekeningen die relevant zijn voor het CRM worden uitgevoerd op basis van de betrouwbaarheidsnorm die van kracht is op 15 september van het jaar voorafgaand aan de veiling.

(27) Gezien het strakke tijdschema berekende België het volume dat moet worden aangekocht op de Y-4 en Y-1 veilingen, die gepland zijn voor respectievelijk oktober 2021 en 2024, op basis van de oude betrouwbaarheidsnorm, onder voorbehoud van de toezegging om de volumes zo nodig aan te passen indien uit de nieuwe betrouwbaarheidsnorm en de beoordeling van de toereikendheid blijkt dat de behoefte aan capaciteit aanzienlijk lager is.

(28) België heeft ook toegezegd de VoLL te actualiseren op basis van een nieuwe enquête over de bereidheid om te betalen, in overeenstemming met de CoNE/VoLL/BN-methodologie en, indien nodig, vóór september 2022 een nieuwe betrouwbaarheidsnorm vast te stellen teneinde deze te gebruiken om uiterlijk voor de veiling van 2023 het aan te kopen volume vast te stellen.

2.3.2. Beoordeling van de toereikendheid

(29) Volgens de Belgische autoriteiten zal België vanaf 2025 met een probleem inzake toereikendheid worden geconfronteerd, voornamelijk als gevolg van de nucleaire uitfasering die gepland is voor de periode 2022-2025, versterkt door de ontmanteling van thermische opwekkingscapaciteit in buurlanden. Het probleem inzake toereikendheid is vastgesteld in een studie naar de nationale toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening, waarbij van verschillende scenario’s werd uitgegaan.

(30) In de in juni 2019 door de Belgische transmissienetbeheerder Elia gepubliceerde studie naar de nationale toereikendheid voor de periode 2020-2030 (“de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019”) (18) werd vastgesteld dat er uiterlijk in de winter van 2025/2026 systematisch behoefte zal zijn aan nieuwe capaciteit van ten minste 3,9 GW in het scenario met grote gevolgen en een lage waarschijnlijkheid (high impact low probability, HiLo), het scenario EU-HiLo. In dit scenario wordt rekening gehouden met ingevoerde elektriciteit en wordt ervan uitgegaan dat verscheidene Franse kerncentrales mogelijk niet beschikbaar zijn (bovenop de “normale” niet-beschikbaarheid). Hetzelfde scenario werd gebruikt in het kader van de evaluatie van het strategische reservevolume (19). Het EU-basisscenario (20) vertoont een tekort van 2,4 GW als de bestaande thermische capaciteit in het systeem wordt gehandhaafd (zie figuur 4-18 van de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019).

(31) Uit de resultaten van de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019 blijkt voor het scenario EU-HiLo dat de waarschijnlijkheid dat niet aan de vraag kan worden voldaan zonder interventie in 2025 maar liefst 10,5 uur zou bedragen, waardoor de nationale betrouwbaarheidsnorm inzake voorzieningszekerheid aanzienlijk zou worden overschreden. De indicator LoLE95 zou zelfs stijgen tot 84 uur. De volgende tabel toont de LoLE-resultaten, zoals blijkt uit de nationale studie over de bevoorradingszekerheid voor de scenario’s EU-HiLo en EU-basis: Tabel 1 LoLE-resultaten voor België in de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit 2025 2028 2030 EU-basis EU-HiLo EU-basis EU-HiLo EU-basis EU-HiLo Resterende markt LoLE (uren) 9,4 10,5 6 6,9 6 6,2 Resterende markt LoLE95 (uren) 89 84 63 76 43 51 Bron: Studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019.

(32) Op 11 juli 2019 publiceerde de CREG een analyse van de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019 (21). In deze analyse plaatste de CREG onder meer vraagtekens bij het gebruik van het scenario EU-HiLo als het hoofdscenario. Volgens de CREG moet de methodologie voor het beoordelen van de winstgevendheid van bestaande en nieuwe capaciteit worden verbeterd en moeten alle beschikbare balanceringsreserves in België en daarbuiten in aanmerking worden genomen.

(33) In november 2019 heeft het Europees netwerk van transmissiesysteembeheerders voor elektriciteit (hierna “ENTSB-E”) de tussentijdse prognose van de toereikendheid 2019 (mid-term adequacy forecast 2019, hierna “MAF 2019”) (22) gepubliceerd, die voor België in 2025 de volgende resultaten laat zien: Tabel 2 LoLE-niveaus voor België in MAF 2019 Basisscenario — 2025 Gevoeligheid voor een laag koolstofniveau (23) — 2025 Gemiddelde LoLE 1,09 uur 1,61 uur LoLE95 3,15 uur — Bron: “Mid-term Adequacy Forecast — 2019” van het ENTSB-E.

(34) Volgens België geeft de MAF 2019 van het ENTSB-E de LoLE-resultaten voor België echter niet nauwkeurig genoeg weer, aangezien wordt uitgegaan van de beschikbaarheid van nog eens 2,5 GW (24), die in feite niet gegarandeerd is.

(35) In zijn eindverslag van april 2020 (25) presenteerde het Pentalateraal Energieforum (26) (hierna “het PLEF”) de volgende resultaten voor België in 2025: Tabel 3 LoLE-niveaus voor België in de algemene beoordeling inzake toereikendheid 2020 van het PLEF Basisscenario — 2025 (27) Gevoeligheid voor een laag gasniveau — 2025 (28) Gevoeligheid voor een laag nucleair/CH NTC-niveau — 2025 (29) Gemiddelde LoLE 3,3 uur 8,1 uur 4,6 uur Bron: “Generation Adequacy Assessment — April 2020 — Final report” van het Pentalateraal Energieforum

(36) In november 2020 heeft het ENTSB-E de MAF 2020 uitgebracht. Voor het basisscenario voor 2025 laten de resultaten van de MAF 2020 een gemiddelde LoLE van 0,4 uur zien, waarmee dus wordt voldaan aan het wettelijk toereikendheidscriterium voor België van een LoLE van 3 uur.

(37) In de opmerkingen van de landen in de bijlage bij de MAF 2020 heeft België echter het volgende aangegeven: “Er is een aanzienlijke hoeveelheid veronderstelde ‘nieuw gebouwde’ capaciteit in de MAF 2020, verdeeld over een groot aantal landen. Er moet worden opgemerkt dat het over het algemeen niet zeker is dat deze capaciteit uiteindelijk in 2025 zal worden gerealiseerd, zodat deze veronderstellingen en de resultaten die volgen op de in de MAF 2020 gepresenteerde resultaten zorgvuldig moeten worden geïnterpreteerd. Bovendien maakt België sinds enkele jaren deel uit van de regio waar stroomgebaseerde marktkoppeling reeds is geïmplementeerd. Hoewel Elia een stroomgebaseerd simulatiemodel heeft ontwikkeld en toegepast, bijvoorbeeld in de Elia-studie van 2019, dat ook werd gebruikt in de PLEF GAA-studie van 2020, wordt een dergelijke aanpak nog niet gebruikt in de huidige MAF-studie van 2020”.

(38) De Belgische autoriteiten hebben in hun kennisgeving aangegeven dat de methodologie en de gegevens op Europees niveau zijn afgestemd, zodat de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019 in overeenstemming is met de MAF 2019.

(39) Overeenkomstig artikel 23, lid 3, van de elektriciteitsverordening moet het ENTSB-E een methodologie ontwikkelen die wordt gebruikt voor de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening (European resource adequacy assessment, hierna “ERAA”) en voor elke nationale beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening (national resource adequacy assessment, hierna “NRAA”) (zie artikel 24 van de elektriciteitsverordening). Deze methode moet door ACER worden goedgekeurd.

(40) Op 2 oktober 2020 heeft ACER zijn goedkeuring gehecht aan de methodologie voor de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening (hierna “de ERAA-methodologie”) (30).

(41) Op 30 juni 2021 publiceerde Elia een nieuwe adequacy- en flexibiliteitsstudie over de periode 2022-2032 (hierna “de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021”).

(42) In overeenstemming met de ERAA-methodologie heeft Elia de hieronder beschreven onderdelen van de ERAA-methodologie opgenomen in het kader van de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021: a) klimaatjaren: Elia heeft ervoor gekozen de eerste optie die in de ERAA-methodologie wordt beschreven uit te voeren, d.w.z. op basis van een beste voorspelling van toekomstige klimaatprognoses; b) beoordeling van de economische levensvatbaarheid: Elia heeft in overeenstemming met de ERAA-methodologie een methode ontwikkeld voor het berekenen van de economische levensvatbaarheid van de verschillende activa in het elektriciteitssysteem; c) stroomgebaseerd: in het modelleringskader van Elia zijn alle bekende en geplande marktontwerpintroducties geïntegreerd in de stroomgebaseerde capaciteitsberekeningsmethode, zoals de uitbreiding van de regio naar Core; “geavanceerde hybride koppeling”, of de bij de elektriciteitsverordening ingevoerde minRAM-regels; d) flexibiliteit: de studie omvat zowel de berekening van de totale flexibiliteitsbehoeften en -middelen van het systeem als een beoordeling van de dimensionering van frequentiebegrenzingsreserves en frequentieherstelreserves voor elk streefjaar om rekening te houden met de reservebehoeften die onevenwichtigheden zullen dekken in overeenstemming met de wettelijke vereisten die in de simulaties van de toereikendheid zijn gemodelleerd. Bovendien worden de flexibiliteitskenmerken van offshore windenergie verfijnd en worden Power-to-X-technologieën als nieuwe technologieën geïntegreerd. Tot slot wordt bijzondere aandacht besteed aan het effect van de integratie van de tweede golf van offshore productiecapaciteit en grensoverschrijdende balanceringsplatforms; e) sectorale integratie: met betrekking tot sectorkoppeling wordt rekening gehouden met de interfaces tussen het elektriciteitssysteem en verschillende sectoren, zoals vervoer, verwarming en gas, door veronderstellingen over de opwekkingscapaciteit van respectievelijk elektrische voertuigen, warmtepompen en thermische gaseenheden op te nemen. Om inzicht te krijgen in de implicaties van het gebruik van elektriciteit voor de productie van waterstof in de modellen die in deze studie worden gebruikt, werden elektrolyse-installaties toegevoegd als een (flexibel) elektriciteitsverbruik in België en daarbuiten. Bovendien werd bijzondere aandacht besteed aan de digitalisering van extra elektriciteitsverbruik uit vervoer en warmte; f) tienjarige horizon: de studie is gebaseerd op de tienjarige horizon (2022-2032). Om het aantal simulaties en berekeningen te verminderen, werden niet alle gevoeligheden en scenario’s voor alle jaren gesimuleerd: enkele belangrijke jaren werden grondiger geanalyseerd. In België en in het buitenland werd een groot aantal gevoeligheidsanalyses uitgevoerd om inzicht te krijgen in en een beter begrip te krijgen van de gevolgen van het variëren van bepaalde veronderstellingen. Ter vergelijking: met de ERAA 2021 zullen naar verwachting alleen de jaren 2025 en 2030 worden gesimuleerd; g) varianten met en zonder capaciteitsmechanismen: overeenkomstig de elektriciteitsverordening en de ERAA-methodologie heeft Elia scenario’s met en zonder marktbrede capaciteitsmechanismen in Europa opgenomen.

(43) De Belgische autoriteiten hebben aangevoerd dat de belangrijkste methodologische vereisten van de ERAA-methodologie in deze studie zijn geïmplementeerd.

(44) Op basis van de elektriciteitsverordening moet de NRAA de centrale referentiescenario’s bevatten. Deze scenario’s omvatten onder meer een beoordeling van de economische levensvatbaarheid van activa voor elektriciteitsproductie. In de ERAA-methodologie wordt voorts gespecificeerd dat twee centrale referentiescenario’s moeten worden gedefinieerd, één met capaciteitsmechanismen in heel Europa en de andere zonder dergelijke capaciteitsmechanismen.

(45) Bijgevolg werden in de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 twee centrale scenario’s onderzocht: a) “EU-BASIS”: betreft een scenario waarin rekening wordt gehouden met reeds goedgekeurde marktbrede capaciteitsmechanismen in Frankrijk, Groot-Brittannië, Polen, Italië en Ierland en ervan wordt uitgegaan dat deze mechanismen tot het einde van de looptijd van deze studie van kracht zullen zijn; b) “EU-noCRM”: betreft een scenario waarvan de inkomsten van marktbrede capaciteitsmechanismen zijn uitgesloten en waarin er dus vanuit wordt gegaan dat er in Europa geen marktbrede capaciteitsmechanismen bestaan.

(46) In de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 wordt rekening gehouden met de bijdrage van alle middelen, met inbegrip van bestaande en toekomstige mogelijkheden voor opwekking, energieopslag, sectorale integratie, vraagrespons, en invoer en uitvoer alsmede de bijdrage daarvan aan een flexibel systeembeheer.

(47) De Belgische autoriteiten hebben aangevoerd dat bij de modellering van de maximumclearingprijzen in de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 rekening wordt gehouden met alle beschikbare wettelijke bepalingen, zoals de momenteel geldende hoogste prijsgrens, de 60 %-regel (31) zoals vastgesteld in Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer (32), en Besluit nr. 04/2017 van ACER van 14 november 2017.

(48) In de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 wordt de automatische verhoging van de maximale clearingprijs vanaf 2025 gemodelleerd. Volgens de Belgische autoriteiten is het zeer waarschijnlijk dat er vóór 2025 geen sprake van LoLE zal zijn, zodat er vóór 2025 geen verhoging van de maximale clearingprijs is gemodelleerd. Zelfs indien de prijsplafonds zouden worden verhoogd, blijkt volgens de Belgische autoriteiten uit de modellering dat de resultaten van de beoordeling van de economische levensvatbaarheid voor 2025 niet zouden veranderen (zie figuur 3-72 van de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021). België heeft toegezegd ervoor te zorgen dat in de nieuwe studie inzake bevoorradingszekerheid, die uiterlijk in juni 2023 moet worden gepubliceerd, ten volle rekening wordt gehouden met de methodologie voor dynamische prijsstijgingen vanaf het begin van de simulatieperiode.

(49) Volgens de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 zal België vanaf 2025, zodra de nucleaire uitfasering is voltooid, te maken krijgen met een structurele behoefte aan nieuwe capaciteit. Deze behoefte bedraagt 2 GW in 2025 in het centrale scenario “EU-BASIS” en stijgt geleidelijk tot 3,9 GW in 2032. De toegenomen behoefte houdt verband met de verwachte toename van het elektriciteitsverbruik en de verminderde invoer tijdens perioden van schaarste in België.

(50) Uit de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 komt naar voren dat slechts een zeer klein deel van de nieuwe capaciteit tegen 2025 haalbaar zal zijn via de “energy-onlymarkt” (EOM).

(51) Bijgevolg zijn de Belgische autoriteiten van mening dat voor België zonder maatregelen vanaf 2025 sprake zal zijn van een zorgpunt in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening.

(52) De adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 biedt het meest recente en beste beeld van de noodzaak van het CRM.

2.3.3. Tekortkomingen van de markt

(53) België heeft een aantal tekortkomingen van de markt vastgesteld die een goed functionerende, zekere, betaalbare en duurzame elektriciteitsmarkt belemmeren.

(54) Een eerste tekortkoming van de markt is het gevolg van verschillende factoren die efficiënte prijssignalen verhinderen en van het feit dat de energieprijzen niet kunnen stijgen tot VoLL en andere onvolkomenheden in de opzet van de markt.

(55) De combinatie van deze tekortkomingen van de markt en de daarmee verband houdende regelgevende actie kan ertoe leiden dat prijssignalen op de elektriciteitsmarkten worden “getemperd”, zodat de prijzen in tijden van schaarste niet tot een “efficiënt” niveau stijgen. Dit leidt tot een chronisch tekort aan inkomsten voor exploitanten van installaties en voor vraagresponsoperatoren, zodat het vermogen om hun vaste en variabele kosten terug te verdienen wordt aangetast, wat doorgaans de “missing money” (ontbrekend geld) wordt genoemd, waardoor de marktkrachten het vereiste niveau van toereikendheid niet kunnen bereiken.

(56) In theorie zou het onvermogen van consumenten om hun gewenste mate van betrouwbaarheid te kiezen op een “energy-onlymarkt” kunnen worden verholpen door de prijzen te laten stijgen tot een regelgevend niveau dat de prijs weergeeft, waarop de consument niet langer bereid zou zijn te betalen voor energie, en producenten in staat te stellen schaarsterente te ontvangen. Als gevolg van de lage vraagrespons is het echter moeilijk om de huidige VoLL te vatten en scherpe prijsstijgingen gaan gepaard met problemen betreffende politieke aanvaarding.

(57) Volgens de Belgische autoriteiten is een tweede tekortkoming van de markt het gevolg van de risicoaversie van investeerders in een context van toegenomen volatiliteit en grote onzekerheid ten aanzien van de regelgeving. De toenemende penetratie van intermitterende hernieuwbare energiebronnen maakt de prijzen volatieler en vergroot de onzekerheid over de mogelijkheid voor conventionele technologieën om de vaste kosten daarvan op de elektriciteitsmarkt terug te verdienen. Volgens België kunnen kleine variaties in de omstandigheden van de invoering van hernieuwbare energiebronnen, bijvoorbeeld streefcijfers voor zonne-energie en onshore wind en offshore wind, aanzienlijke gevolgen hebben voor de inkomsten van conventionele opwekkingstechnologieën. Het probleem van de “missing money” wordt steeds groter naarmate de intermitterende capaciteit toeneemt. Als gevolg daarvan verhoogt dit volgens de Belgische autoriteiten het economische risico dat verbonden is aan investeringen in flexibele conventionele opwekkingstechnologieën. Daarnaast voorzien de energieprijzen volgens België gewoonlijk niet in een afdekkingshorizon van meer dan drie jaar, wat kort is om een investeringsscenario voor investeerders tot stand te brengen. Bovendien zijn de termijnmarkten volgens de Belgische autoriteiten weliswaar in staat om stapsgewijze veranderingen in vraag en aanbod op te vangen, maar zouden zij geen afdekking kunnen bieden in geval van een belangrijke structurele schok, zoals de geplande nucleaire uitfasering in België.

(58) Ten derde vertoont de betrouwbaarheid van elektriciteitssystemen bepaalde kenmerken van een openbaar goed. Dit komt doordat investeringen voor een hoger niveau van voorzieningszekerheid iedereen ten goede komen, terwijl het, zoals eerder uiteengezet, voor de meeste individuele eindverbruikers niet mogelijk is om selectief door de systeembeheerder te worden losgekoppeld op grond van hun bereidheid om te betalen. Producenten zullen dus waarschijnlijk suboptimale prikkels krijgen om te investeren in productiecapaciteit, waardoor uiteindelijk suboptimale niveaus van systeembetrouwbaarheid zouden worden bereikt.

(59) Volgens de Belgische autoriteiten komen deze kwesties in een bijzondere vorm voor in België, aangezien dit een relatief kleine en sterk onderling verbonden markt is die derhalve ook wordt beïnvloed door soortgelijke voorzieningsrisico’s op naburige elektriciteitsmarkten. Volgens de Belgische autoriteiten wordt de toereikendheid van België dan ook in hoge mate beïnvloed door de situatie op de naburige elektriciteitsmarkten.

(60) In 2018 keurde de Commissie een strategische reserve voor België goed tot 31 maart 2022 (33). De strategische reserve heeft tot doel pieken in de vraag op te vangen tijdens de winterperioden wanneer de markt daar niet in slaagt, door een deel van de bestaande productie- en vraagresponscapaciteit buiten de markt te handhaven bij wijze van een back-up die alleen kan worden aangesproken wanneer de balanceringsmiddelen zijn uitgeput.

2.3.4. Markthervormingen

(61) Op 25 november 2019 heeft de Commissie van het Belgische ministerie van Energie een uitvoeringsplan (34) ontvangen dat is opgesteld overeenkomstig artikel 20, lid 3, van de elektriciteitsverordening, op grond waarvan de lidstaten met zorgpunten op het gebied van de toereikendheid in een uitvoeringsplan maatregelen moeten opnemen die zijn gericht op het wegnemen van verstorende effecten van regelgeving of tekortkomingen van de markt op hun markten. Na een openbare raadpleging heeft de Commissie op 30 april 2020 overeenkomstig artikel 20, lid 5, van de elektriciteitsverordening een advies uitgebracht over het uitvoeringsplan van België (35). België heeft een definitieve versie van zijn uitvoeringsplan vastgesteld en bij de Commissie ingediend (36).

(62) Met betrekking tot de balanceringsmarkten heeft België in zijn onbalansprijsstellingsmechanisme een zogenoemde “alfacomponent” ingevoerd. Het gaat om een extra onbalansprijscomponent die wordt opgelegd aan balanceringsverantwoordelijken (balance responsible parties, hierna “BRP’s”) om het realtime-prijssignaal te verhogen wanneer de systeemonbalans van de Belgische controlezone toeneemt. In haar advies heeft de Commissie België verzocht na te gaan of de prijsstellingsfunctie op basis van schaarste niet alleen op BRP’s van toepassing moet zijn, maar ook op aanbieders van balanceringsdiensten (balancing service providers, hierna “BSP’s”). Dit kan dienen ter ondersteuning van de voorzieningszekerheid door ervoor te zorgen dat BRP’s en BSP’s worden geconfronteerd met dezelfde prijs voor opgewekte/verbruikte energie, aangezien prijsdifferentiatie kan leiden tot inefficiënte arbitrage bij marktspelers. De Commissie is ook van mening dat de prijsstellingsfunctie op basis van schaarste in werking moet worden gesteld door schaarste aan reserves in het systeem en dat de functie moet worden ingesteld om de prijzen van balanceringsenergie te verhogen tot de VoLL wanneer het systeem geen reserves meer heeft. De Commissie heeft België gevraagd te overwegen zijn prijsstellingsregeling op basis van schaarste uiterlijk op 1 januari 2022 dienovereenkomstig te wijzigen. Bovendien implementeert België onbalansnetting en bereidt het land zich voor op aansluiting bij de EU-balanceringsplatforms voor aFRR (automatische frequentieherstelreserve) en mFRR (manuele frequentieherstelreserves), die naar verwachting uiterlijk eind 2021 en in 2022 operationeel zullen zijn. Daarnaast heeft België zich verbonden tot het volgende met betrekking tot de inkoop van balanceringsdiensten en ondersteunende diensten: a) uiterlijk in juli 2020 moesten frequentiebegrenzingsreserves (frequency containment reserves, hierna “FCR”) dagelijks worden aanbesteed en uitsluitend regionaal worden ingekocht; b) uiterlijk in juli 2020 moest aFRR dagelijks worden aanbesteed en kunnen alle technologieën, alle spelers en alle spanningsniveaus deelnemen aan de markt. Voor geactiveerde balanceringsenergie wordt een vergoeding betaald op basis van marginale prijsstelling zodra er voldoende liquiditeit is; c) sinds februari 2020 wordt mFRR dagelijks gedimensioneerd en gerangschikt en wordt geactiveerde balanceringsenergie vergoed door middel van marginale prijsstelling.

(63) In het jaarverslag dat België in juli 2021 heeft ingediend, wordt bevestigd dat deze maatregelen inmiddels zijn uitgevoerd.

(64) De vraagrespons in België komt in aanmerking voor deelname aan de groothandelsmarkten voor elektriciteit (met inbegrip van day-ahead- en intradaymarkten) en de balanceringsmarkt, en wordt op dezelfde wijze behandeld als andere marktdeelnemers en aanbieders van balanceringsdiensten. Vraagrespons kan individueel of via aankoopgroepering plaatsvinden. Om de vraagrespons verder te vergemakkelijken, heeft België zich er in zijn (in 2019 ingediende) uitvoeringsplan toe verbonden slimme meters uit te rollen die voor elk gewest verschillend zullen zijn: a) Vlaanderen (37): 1) uiterlijk in 2023 heeft 33 % van de afnemers een slimme meter; 2) uiterlijk in 2028 heeft 66 % van de afnemers in Vlaanderen een slimme meter; 3) uiterlijk in 2034 heeft 100 % van de afnemers in Vlaanderen een slimme meter; b) Wallonië: 1) uiterlijk op 1 januari 2023 worden slimme meters systematisch uitgerold i) voor wanbetalende individuele consumenten, ii) wanneer de meter moet worden vervangen, iii) voor nieuwe aansluitingen op het net, iv) wanneer de consument om een slimme meter vraagt; 2) uiterlijk op 31 december 2029 is 80 % van de slimme meters geïnstalleerd voor i) consumenten met een verbruik dat gelijk is aan of hoger is dan 6 000 kWh; ii) prosumenten, wanneer het te ontwikkelen nettovermogen gelijk is aan of hoger is dan 5 kWe; iii) voor oplaadpunten die voor het publiek toegankelijk zijn; c) Brussels gewest: slimme meters worden uitgerold i) wanneer meters moeten worden vervangen, of ii) bij nieuwe aansluitingen op het net.

(65) België had in 2020 een interconnectiepercentage van 21 %. Met de reeds geplande projecten (zie het federaal ontwikkelingsplan 2020-2030 (38)) zal het elektriciteitsinterconnectiepercentage in België tegen 2030 rond de 30 % liggen (39). In België zijn de volgende versterkingen van het net onlangs operationeel geworden of worden zij dat de komende jaren: a) ALEGrO: Het project van gemeenschappelijk belang ALEGrO voor een interconnector van 1 GW tussen België en Duitsland werd opgeleverd in 2020 (40); b) NEMO: Het NEMO-project van gemeenschappelijk belang voor een interconnector van 1 GW tussen België en het Verenigd Koninkrijk is sinds 2019 operationeel; c) BRABO: Het project van gemeenschappelijk belang BRABO betreft een upgrade van het Belgische elektriciteitsnet met als doel onder meer de invoercapaciteit vanuit Nederland te verhogen.

2.4. Begunstigden

2.4.1. Voorwaarden om in aanmerking te komen

(66) Het CRM zal openstaan voor alle capaciteiten die kunnen bijdragen tot de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening, zowel bestaande als nieuwe capaciteit, opslag en vraagrespons. Aggregatie van capaciteit, ook afkomstig van verschillende technologieën, zal worden toegestaan.

(67) Deelname van buitenlandse capaciteit is eveneens toegestaan. De regels worden nader beschreven in afdeling 2.10.

(68) De begunstigden van het CRM zijn de capaciteitsaanbieders die in het kader van de concurrerende inschrijvingsprocedure worden geselecteerd.

2.4.2. Minimumdrempel voor deelname

(69) De minimumdrempel voor deelname is vastgesteld op 1 MW, met name om de volgende redenen: a) afstemming op de balanceringsmarkt; b) de waarde is het resultaat van een voortdurende dialoog met marktdeelnemers, met inbegrip van verscheidene formele openbare raadplegingen; c) lager gaan dan de limiet van 1 MW houdt in dat veel kleine capaciteiten de verplichte prekwalificatieprocedure in het kader van het CRM moeten starten en geconfronteerd worden met de daaraan verbonden kosten, ook al zijn zij misschien niet voornemens om aan de CRM-veiling deel te nemen; d) door onder de drempel van 1 MW te gaan, wordt ook de administratieve last aanzienlijk vergroot.

(70) Het koninklijk besluit betreffende de ontvankelijkheidscriteria ten aanzien van cumulatieve steun en de minimumdrempel voor deelname voorziet in een evaluatie van de hoogte van de minimumdrempel voor deelname gedurende de looptijd van het CRM, ten minste om de vijf jaar.

(71) Aggregatieregels maken deelname mogelijk van kleinere capaciteitsaanbieders die niet aan de minimumdrempel voldoen.

2.4.3. Aggregatie

(72) Meerdere capaciteitsaanbieders kunnen ervoor kiezen om zonder beperking van de maximumomvang te aggregeren in één enkele eenheid in de capaciteitsmarkt (capacity market unit, hierna “CMU”) van minimaal 1 MW. De enige beperking is dat leveringspunten waarop de dagelijkse programma’s van de energiemarkten van toepassing zijn (tegenwoordig doorgaans leveringspunten met een omvang van meer dan 25 MW) geen deel kunnen uitmaken van een geaggregeerde portefeuille. Aggregatie is voor alle technologieën toegestaan. Bovendien is de hertoewijzing van componenten binnen een geaggregeerde CMU toegestaan om de flexibiliteit ten aanzien van aggregators te vergroten en hun deelname aan het veilingproces aan te moedigen.

(73) De aggregatieregels zullen periodiek worden herzien en zo nodig door de Belgische autoriteiten worden gewijzigd om ervoor te zorgen dat zij geen belemmering vormen voor de deelname aan de veiling.

2.4.4. Onbewezen capaciteit

(74) Het mechanisme voorziet in een specifieke categorie “onbewezen capaciteit”. Dit wordt gedefinieerd als een capaciteit die, bij aanvang van de Y-4 prekwalificatieprocedure, niet in verband kan worden gebracht met een leveringspunt en derhalve niet kan voldoen aan de prekwalificatievereisten van het leveringspunt. De categorie staat open voor alle technologieën en is erop gericht de deelname te bevorderen van capaciteiten die wellicht meer moeite hebben om het standaard vereiste maturiteitsniveau reeds in Y-4 te leveren. Onbewezen capaciteiten zijn minder voldragen projecten, bijvoorbeeld wanneer het leveringspunt nog niet bekend is; er is geen uitvoeringsplan voor het project beschikbaar en het project komt pas verder tot ontwikkeling tijdens de periode voorafgaand aan de oplevering. De Belgische autoriteiten hebben uitgelegd dat het begrip “onbewezen capaciteit” op verzoek van de markt werd geïntroduceerd en met name nuttig kan zijn voor aggregators/vraagresponsoperatoren, die denken dat zij een dergelijke capaciteit kunnen vinden in de periode voorafgaand aan de oplevering, maar bijvoorbeeld nog overeenkomsten aan de vraagzijde moeten sluiten of meerdere mogelijkheden in overweging nemen. Een onbewezen capaciteit mag alleen op de Y-4 veilig worden aangeboden. Aan deze categorie kan alleen de standaard capaciteitscategorie van een eenjarig contract worden toegekend (zie de overwegingen 138 en 145).

(75) Om het risico voor de systeemveiligheid door te vertrouwen op minder voldragen projecten te beperken, is de totale capaciteit die in deze categorie moet worden aanvaard, beperkt tot 200 MW voor de eerste veiling. In de elektriciteitswet is bepaald dat per veiling een besluit over deze maximale totale capaciteit wordt genomen. De drempel zou in de loop der tijd kunnen veranderen op basis van positieve ervaringen.

2.4.5. Reductie

2.4.5.1. Algemene voorschriften

(76) Het CRM staat open voor alle capaciteitshouders, afhankelijk van hun beschikbaarheid en hun bijdrage aan de doelstelling van toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening. Er wordt immers niet verwacht dat CMU’s 100 % van de tijd met 100 % van hun referentievermogen beschikbaar zijn, bijvoorbeeld door weersomstandigheden, onderhoudscycli of storingen.

(77) Om die reden wordt voor elke technologie een reductiefactor berekend om de betrouwbaarheid en de bijdrage ervan aan de voorzieningszekerheid te beoordelen op momenten die met het oog op toereikendheid van bijzonder belang zijn (zogenoemde “gesimuleerde uren van schaarste”). Capaciteitshouders kunnen derhalve alleen aan de veiling deelnemen en komen dus alleen in aanmerking voor capaciteitscontracten tot hun gereduceerde capaciteit (41).

(78) De methodologie voor het berekenen van deze reductieparameters verschilt per technologie en wordt nader gespecificeerd in het koninklijk besluit, waarin de methodologie voor de capaciteitsberekening en de veilingparameters wordt uiteengezet. Deze hangt af van de capaciteitscategorie: a) de reductiefactoren voor thermische technologieën met een dagelijks programma worden bepaald aan de hand van statistische analyses op basis van historische gegevens door het gedwongen niet-beschikbaarheidspercentage te onderbieden, aangezien wordt aangenomen dat deze parameter onafhankelijk is van de weersomstandigheden; b) de reductiefactoren voor thermische technologieën zonder dagelijks programma worden bepaald door metingen. Indien de metingen ontoereikend zijn, worden zij gesimuleerd door de verwachte gemiddelde bijdrage van die technologieën tijdens de gesimuleerde uren van schaarste te delen door het geaggregeerde nominale referentievermogen van de technologie; c) de reductiefactoren voor van de weersomstandigheden afhankelijke technologieën met dagelijks programma en voor van de weersomstandigheden afhankelijke technologieën zonder dagelijks programma waarvoor geen overeenkomst inzake dienstverleningsniveau is gekozen (zie onderstaand punt e)) worden bepaald door de bijbehorende gemiddelde bijdrage van die technologieën tijdens gesimuleerde uren van schaarste te delen door het geaggregeerde nominale referentievermogen van de toepasselijke technologie; d) de reductiefactoren voor technologieën met beperkte energie met dagelijks programma worden bepaald door de verwachte gemiddelde bijdrage van dergelijke technologieën tijdens gesimuleerde uren van schaarste te delen door het geaggregeerde nominale referentievermogen; e) overeenkomst inzake dienstverleningsniveau (service level agreement, hierna “SLA”) (doorgaans vraagrespons of kleine opslag, maar is ook toegankelijk voor alle technologieën zonder dagelijks programma, met inbegrip van hernieuwbare energiebronnen): de reductiefactor wordt gekoppeld aan elke SLA die door de CMU zelf is geselecteerd tijdens de prekwalificatieprocedure (en zoals vastgelegd in het capaciteitscontract), afhankelijk van de geselecteerde energiebeperkingen. Hierdoor kan voor de technologieën zonder dagelijks programma worden bepaald welke SLA het beste past bij de technische beperkingen ervan, in plaats van dat zij in een vooraf bepaalde SLA worden opgenomen. Bovendien kan een aggregator een SLA kiezen die het best bij zijn portefeuille past.

(79) Op 4 mei 2021 heeft België geactualiseerde reductiefactoren verstrekt zoals weergegeven in de onderstaande tabel: Tabel 4 Reductiefactoren Overeenkomst inzake dienstverleningsniveau (SLA) Beschikbaarheid/duur [u] SLA Grootschalige opslag 1 uur 11 % 11 % 2 uur 19 % 19 % 3 uur 28 % 28 % 4 uur 36 % 36 % 6 uur 52 % 52 % 8 uur 65 % 65 % Thermische technologieën met dagelijks programma Subcategorie Reductiefactor Gasturbine met gecombineerde cyclus 91 % Gasturbine met open cyclus 90 % Turbojets 96 % Gasmotoren 95 % Dieselmotoren 93 % WKK 93 % Biomassa 93 % Afval 93 % Kernenergie 96 % Steenkool 90 % Technologieën met beperkte energie met dagelijks programma Beschikbaarheidsduur in uren Reductiefactor 1 11 % 2 19 % 3 28 % 4 36 % 5 -6 52 % 7 -8 65 % Van de weersomstandigheden afhankelijke technologieën Subcategorie Reductiefactor Offshore wind 15 % Onshore wind 6 % Zonne-energie 4 % Hydro Run-of-River 34 % Thermische technologieën zonder dagelijks programma Subcategorie Reductiefactor Geaggregeerde thermische technologieën 62 % Bron: Kennisgeving (42).

(80) De reductieregels kunnen jaarlijks worden herzien en zo nodig worden gewijzigd. De transmissienetbeheerder zal in het bijzonder beraadslagen over de lijst van bestaande technologieën op de markt. Indien feedback wordt ontvangen over het ontbreken van een nieuw type technologie in de lijst, kan deze technologie nog steeds in aanmerking worden genomen bij de jaarlijkse kalibratie van de reductiefactoren. Daarom zullen de reductiefactoren en de technologieën indien nodig jaarlijks worden bijgewerkt en herzien.

2.4.6. Regels betreffende grensoverschrijdende deelname

(81) Met betrekking tot grensoverschrijdende deelname wordt de maximale toegangscapaciteit die beschikbaar is voor de deelname van onrechtstreekse buitenlandse capaciteit in een controlezone door de systeembeheerder vastgesteld voor elke rechtstreeks elektrisch aangesloten marktzone op de Belgische regelzone, overeenkomstig artikel 26 van de elektriciteitsverordening.

(82) In afwachting van de goedkeuring van de desbetreffende strategieën, voorstellen of besluiten ter uitvoering van artikel 26 van de elektriciteitsverordening wordt de bijdrage van elke rechtstreeks met België verbonden marktzone bepaald door de bijdrage van die zones tijdens gesimuleerde uren van schaarste zoals beschreven in afdeling 2.10.1.

2.4.7. Regels betreffende onbewezen capaciteit

(83) Om een gelijk speelveld met andere gecontracteerde capaciteit op de Y-4 veiling te waarborgen, zal Elia de op het moment van de Y-4 veiling bekende reductiefactoren gebruiken als inputparameter voor de standaard prekwalificatieprocedure van onbewezen capaciteit (aangezien de standaard prekwalificatieprocedure in verband met die capaciteit kan worden georganiseerd tot 24 maanden na de Y-4 veiling).

2.5. Veilingproces en prijsregels

2.5.1. Veilingfrequentie

(84) Volgens de kennisgeving zal de transmissienetbeheerder CRM-veilingen organiseren op basis van het niveau van de capaciteitsmiddelen die nodig zijn om een passend niveau van toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening te waarborgen om aan de betrouwbaarheidsnorm te voldoen.

(85) Er wordt jaarlijks een capaciteitsveiling gehouden voor de levering van capaciteit vier jaar later (hierna “Y-4 veiling”). In het jaar dat onmiddellijk voorafgaat aan het leveringsjaar van de hoofdveiling wordt nog een year-aheadveiling gehouden (hierna “Y-1 veiling”). De eerste Y-4 veiling wordt georganiseerd in 2021, terwijl de eerste Y-1 veiling in 2024 zou moeten plaatsvinden.

2.5.2. Bepaling van het te veilen volume

(86) In een eerdere versie van de elektriciteitswet bepaalde artikel 7undecies, lid 2, dat de methodologie tot vaststelling van de parameters voor het bepalen van de hoeveelheid aan te kopen capaciteit werd voorgesteld door de transmissienetbeheerder. Krachtens de elektriciteitsverordening, die sinds 1 januari 2020 van toepassing is, keurt de lidstaat het te veilen volume goed op basis van een voorstel van de regulator CREG. Het CRM-comité (FOD Economie, de CREG, Elia en het kabinet van de minister van Energie) besloot daarom reeds in 2019 dat de CREG een voorstel zou opstellen voor de methodologie voor de parameters op basis waarvan het volume dat op de veilingen moet worden aangekocht, wordt bepaald. In de volgende overwegingen wordt nader ingegaan op de chronologie.

(87) Op 22 november 2019 heeft Elia een ontwerpvoorstel voor een koninklijk besluit opgesteld voor de vaststelling van de methodologie voor de veilingparameters (zoals reductiefactoren, uitoefen- en referentieprijzen, tussentijds prijsplafond), waaronder de procedure voor het bepalen van het scenario om de benodigde capaciteit te bepalen (43). Op 6 december 2019 keurde de CREG een advies (44) goed over het voorstel van Elia, waarin zij met name uitlegt dat het gebruik van het scenario EU-HiLo om de aan te kopen capaciteit te bepalen niet passend (45) en niet in overeenstemming is met artikel 24, lid 1, van de elektriciteitsverordening.

(88) Op 18 maart 2020 heeft de CREG een ontwerpvoorstel 2064 voor de bepaling van de hoeveelheid aan te kopen capaciteit toegezonden aan de Belgische minister van Energie. Het ontwerpvoorstel was grotendeels geïnspireerd op nota (Z) 2024 van de CREG, die op 20 december 2019 na een openbare raadpleging (46) aan de minister is toegezonden. De CREG heeft het definitieve voorstel op 24 maart 2020 goedgekeurd (47). Het voorstel: a) leidt tot een budgetbeperking waarbij de kosten van het CRM lager moeten zijn dan de kosten voor de consument als gevolg van de verwachte niet-geleverde energie (48) die met een CRM wordt vermeden. De CRM-kosten zijn de kosten van de capaciteit die wordt gevraagd om aan de betrouwbaarheidsnorm te voldoen. De verwachte kosten van ontbrekende energie zijn de verwachte niet-geleverde energie vermenigvuldigd met de bereidheid om te betalen voor afnemers die deze energie onbedoeld niet ontvangen (VoLL). Indien de voorzieningszekerheid in gevaar komt, staat deze VoLL voor de vooraf aangekondigde kosten van niet-levering. Op basis van de waarden van VoLL van het Planbureau (49) en van een studie van ACER (50) heeft CREG de volgende budgetbeperking afgeleid: Bron: CREG “Voorstel (E) 2064-24 maart 2020”. b) leidt tot de volgende vraagcurve, waarbij het beoogde te veilen volume C-Q is (51): Bron: CREG “Voorstel (E) 2064-24 maart 2020”.

(89) Rekening houdend met de resultaten van de openbare raadpleging over nota 2024 van de CREG concludeerde het Belgische ministerie van Energie dat de door de CREG voorgestelde methodologie (met name de budgetbeperking) onvoldoende garanties bood dat de doelstelling van het CRM om “het vereiste niveau van voorzieningszekerheid te waarborgen” in overeenstemming met de wettelijke criteria zou worden verwezenlijkt.

(90) Bijgevolg heeft het Belgische ministerie van Energie een alternatieve methode ontwikkeld voor het bepalen van de parameters op basis waarvan de in het kader van het capaciteitsmechanisme aangekochte hoeveelheid capaciteit wordt vastgesteld, rekening houdend met het in overweging 87 genoemde voorstel van Elia voor een koninklijk besluit en het in overweging 88 genoemde voorstel van de CREG. Van 23 maart 2020 tot en met 27 maart 2020 heeft een openbare raadpleging over deze aangepaste methodologie plaatsgevonden. Overeenkomstig de gewijzigde CRM-wet bepaalt het gewijzigde artikel 7undecies, lid 2, van de elektriciteitswet dat de parameters tot vaststelling van het aan te kopen volume worden bepaald bij een koninklijk besluit, op basis van een voorstel van de regulator. Het definitieve koninklijk besluit is na de goedkeuring van de gewijzigde CRM-wet (52) op 30 april 2021 bekendgemaakt in het Belgisch Staatsblad. In de overwegingen 91 tot en met 99 wordt het proces beschreven zoals voorzien in dit definitieve koninklijk besluit.

(91) De hoeveelheid capaciteit die nodig is om in een bepaald toekomstig leveringsjaar aan de betrouwbaarheidsnorm te voldoen (d.w.z. het beoogde volume) zal jaarlijks worden bepaald op basis van een voorstel van de regulator. De regulator houdt bij dit voorstel rekening met de door de transmissienetbeheerder verstrekte gegevens, maar deze gegevens worden ook door de transmissienetbeheerder berekend op basis van een scenario en tussentijdse waarden die door de regulator zijn voorgesteld en door de minister zijn vastgesteld. Het beoogde volume wordt bepaald op basis van de wettelijke betrouwbaarheidsnorm, die overeenkomt met een bepaalde LoLE-waarde. Er wordt een scenario gekalibreerd om ervoor te zorgen dat aan dit criterium wordt voldaan. Wanneer het scenario is gekalibreerd, wordt een marktsimulatie uitgevoerd aan de hand waarvan gesimuleerde uren van schaarste worden geïdentificeerd. Het beoogde volume wordt vervolgens berekend als de som van de gemiddelde belasting tijdens de gesimuleerde uren van schaarste en de balanceringsbehoefte, waarop de gemiddelde verwachte niet-geleverde energie tijdens de gesimuleerde uren van schaarste in mindering wordt gebracht.

(92) Het in overweging 91 genoemde scenario zal een van de centrale referentiescenario’s zijn die worden gebruikt om het zorgpunt in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening vast te stellen, hetzij op basis van de meest recente ERAA (53), hetzij op basis van de meest recente NRAA (54), en zal worden bijgewerkt met de meest recente beschikbare informatie (55). Bij het afronden van de hoeveelheid aan te kopen capaciteit moeten ook de relevante delen van de elektriciteitsverordening in acht worden genomen.

(93) Het koninklijk besluit voorziet in het volgende proces om het referentiescenario vast te stellen. Als bijdrage aan het besluit van de minister van Energie zal de Belgische transmissienetbeheerder na een openbare raadpleging van de marktpartijen over de gegevens en veronderstellingen een aanbeveling publiceren. Vervolgens zal de regulator een voorstel doen over het referentiescenario, rekening houdend met de methodologie zoals voorzien in het koninklijk besluit. Ten slotte zal de FOD Economie een advies over dit voorstel publiceren. De definitieve beslissing over de keuze van het scenario valt onder de verantwoordelijkheid van de minister van Energie.

(94) Een globaal biedplafond bepaalt de maximale vergoeding die door een bod op de CRM-veiling kan worden ontvangen en is van toepassing op alle capaciteitscategorieën. Door de maximale vergoeding die kan worden ontvangen te beperken, wordt met het globale biedplafond de mogelijkheid beperkt om marktmacht te misbruiken door ongepaste biedingen in te dienen. Het globale plafond van de veilingprijs wordt berekend als de vermenigvuldiging van de Net-CoNE (56) met een factor X. In de waarde van de correctiefactor X wordt rekening gehouden met de onzekerheden in verband met de raming van de Net-CoNE, zowel op het niveau van de variabiliteit van de brutokost van een nieuwkomer in verband met verschillende technologieën als bij de bepaling van de jaarlijkse inframarginale annuïteiten op de energiemarkt en de netto-inkomsten op de markt voor ondersteunende balanceringsdiensten. De globale maximumbiedprijs voor de eerste veiling is gelijk aan 75 EUR/kW/jaar, hetgeen gelijk is aan de Net-CoNE vermenigvuldigd met een correctiefactor van 1,50 (57).

(95) De vraagcurve voor de Y-4 veilingen is opgezet op basis van drie punten, zoals weergegeven in figuur 1 hieronder:

(96) De vraagcurve voor de Y-1 veilingen is opgesteld op basis van dezelfde punten B en C als voor Y-4 veilingen, maar het beoogde volume wordt aangepast om rekening te houden met capaciteit die reeds is gecontracteerd op de Y-4 veiling voor dezelfde leveringsperiode. Punt A komt, op de ordinaat, overeen met de globale maximumbiedprijs en, op de abscis, met het beoogde volume.

(97) De Belgische autoriteiten zijn van mening dat bij het opstellen van de vraagcurven twee beginselen in acht moeten worden genomen: a) waarborgen van de voorzieningszekerheid: dit betekent dat zodra de Y-4 en Y-1 veilingen zijn afgesloten, aan de betrouwbaarheidsnorm moet worden voldaan, anders zou het CRM zijn doelstelling niet halen. Aangezien punt B overeenkomt met het volume dat nodig is om aan de betrouwbaarheidsnorm te voldoen, moet ervoor worden gezorgd dat ten minste dit volume contractueel wordt vastgelegd. Aangezien het na een Y-4 veiling nog steeds mogelijk is om op de Y-1 veiling meer capaciteit te contracteren, is een hellende curve tussen punt A en punt B in Y-4 mogelijk, waardoor minder kan worden gecontracteerd dan de hoeveelheid die voor punt B in die Y-4 veiling is gekalibreerd. Het contracteren van minder dan het volume dat is gekoppeld aan punt B in Y-1 zou echter niet garanderen dat aan de betrouwbaarheidsnorm wordt voldaan. Dit verklaart de verticale doorsnede in Y-1 tussen punt A en punt B, en b) waarborgen van een evenredig mechanisme tegen de laagste kosten: dit betekent dat het totale aan te kopen volume niet hoger mag zijn dan het volume dat nodig is om aan de betrouwbaarheidsnorm te voldoen, aangezien dit anders de totale kosten van het mechanisme zou opdrijven. Dit verklaart waarom de vraagcurve verticaal is tussen punt B en het snijpunt met de X-as in zowel Y-4 als Y-1 veilingen.

(98) Volgens de elektriciteitswet moet een minimumhoeveelheid capaciteit gereserveerd worden voor Y-1 veilingen en in mindering worden gebracht op het beoogde volume voor de Y-4 veiling. Dit gereserveerde volume moet ten minste gelijk zijn aan de capaciteit die gemiddeld nodig is om de totale piekcapaciteit gedurende minder dan 200 bedrijfsuren per jaar te dekken. Overeenkomstig het koninklijk besluit tot vaststelling van de methodologie voor de capaciteitsberekening en veilingparameters in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme, wordt de capaciteit die nodig is om de totale piekcapaciteit gedurende minder dan gemiddeld 200 uur te dekken, voor elk blok van 100 MW bepaald op basis van het gemiddelde aantal uren dat nodig is om te voldoen aan het criterium van voorzieningszekerheid op basis van de belastingsduurcurve. Dit zijn de uren die voor bepaalde capaciteitsbehoeften nodig zijn om te voldoen aan het maximale elektriciteitsverbruik. De raming van de vraagcurve resulteerde in de reservering van ongeveer 2,5 GW voor de in 2024 geplande Y-1 veiling. Volgens België weerspiegelt het besluit om een deel van het aan te kopen volume voor het J-1 veilingproces te reserveren, de bereidheid van het land om de technische neutraliteit en de technische openheid van het mechanisme te benadrukken. Deze maatregel stimuleert de deelname van vraagresponsoperatoren, aangezien het voor deze capaciteiten moeilijker kan zijn om lang van tevoren de beschikbaarheid ervan te plannen, wat hun deelname aan de Y-4 veiling zou kunnen bemoeilijken. Ondanks deze verschuiving van het capaciteitsvolume naar de Y-1 veiling mogen alle capaciteitshouders gedurende een bepaalde leveringsperiode deelnemen aan zowel de Y-4 als de Y-1 veiling.

(99) Vooruitlopen op de uitvoering van het definitieve ontwerp van koninklijk besluit: a) Elia heeft een openbare raadpleging gehouden over de scenario’s, gevoeligheden en gegevens voor de berekening van de CRM-parameter voor de Y-4 veiling voor de leveringsperiode 2025-2026. De openbare raadpleging vond plaats van 5 mei 2020 tot en met 5 juni 2020 (59). Elia heeft overleg gepleegd over de gegevens van de MAF 2019 van ENTSB-E, bijgewerkt met de meest recente beschikbare informatie uit openbare bronnen, en over gevoeligheden die in het referentiescenario moeten worden opgenomen en die van invloed kunnen zijn op de voorzieningszekerheid van België, overeenkomstig het koninklijk besluit (zie overweging 93). Na de openbare raadpleging heeft Elia aanbevolen om in het referentiescenario een gevoeligheid voor “lage vraag” en een gevoeligheid die overeenkomt met het scenario EU-HiLo op te nemen (60) (zie overweging 30). Op 10 juli 2020 heeft de CREG vervolgens een voorstel voor een referentiescenario (61) goedgekeurd, waarin zij met name haar kritiek herhaalt tegen de aanbeveling van Elia om rekening te houden met een gevoeligheid voor een vermindering van de beschikbaarheid van Franse kernenergie met vier kerncentrales (zie overweging 87), waarbij zij ook wijst op het bestaande capaciteitsmechanisme in Frankrijk om toereikendheid te waarborgen, en op het risico dat meer capaciteit moet worden aangekocht. Kort daarna heeft het directoraat-generaal Energie van de FOD Economie echter een advies aan de minister van Energie (62) aangenomen, waarin het aanbeveelt om in het referentiescenario een wijziging van de verwachte vraag op te nemen, aangezien deze na de uitbraak van COVID-19 daalde. Het advies bevatte ook een bijkomende niet-beschikbaarheid van kerncentrales in Frankrijk. Het directoraat-generaal Energie van de FOD Economie heeft derhalve de meeste punten van kritiek van de CREG afgewezen, maar Elia niettemin verzocht haar analyse te herzien in het licht van wat het PLEF heeft gedaan (zie overweging 35); b) de CREG heeft van 1 juli 2020 tot en met 13 juli 2020 een openbare raadpleging gehouden over de waarden van de Gross-CoNE, de gewogen gemiddelde kost van het kapitaal (WACC) en de correctiefactor X (63). De minister van Energie neemt elk jaar een besluit op basis van het voorstel van de CREG, maar kan daarvan afwijken.

(100) De vraagcurve voor de Y-4 veiling in oktober 2021 is gebaseerd op het centrale scenario van de MAF 2019, met geactualiseerde gegevens en correcties op basis van de “Generation Adequacy Assessment” die door het PLEF is uitgevoerd en in april 2020 is gepubliceerd (zie ook de overwegingen 287 tot en met 289).

(101) In de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 wordt gebruikgemaakt van het centrale scenario van de MAF 2020, aangevuld met de meest recente gegevensreeks die voor elk land beschikbaar is en binnen het ENTSB-E is verzameld, en openbare informatie of bijgewerkte nationale studies voor andere landen. Volgens België wordt de coherentie gewaarborgd door dezelfde bron (MAF) te gebruiken als gegevensreeks voor zowel de beoordelingen van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening als de kalibratie van de vraagcurve.

(102) België heeft verduidelijkt dat de gevoeligheid die in de berekeningen van de vraagcurve voor de eerste veiling wordt gebruikt voor de niet-beschikbaarheid van de Franse nucleaire capaciteit (in overeenstemming met de door het PLEF uitgevoerde “Generation Adequacy Assessment”) ook is gemodelleerd in de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021.

(103) Het geraamde volume dat op de eerste Y-4 en Y-1 veilingen moet worden aangekocht, bedraagt ongeveer 9,5 GW. Het totale volume wordt per veiling vastgesteld en gebaseerd op de in afdeling 2.5.2 beschreven methodologie. In de vraagcurve voor de Y-4 veiling hebben de Belgische autoriteiten een aanzienlijk volume gereserveerd voor de Y-1 veiling, om ervoor te zorgen dat er meer in de buurt van het leveringsjaar een nieuwe kalibratie zal plaatsvinden en om te voorkomen dat te veel capaciteit op de eerste Y-4 veiling wordt geveild. Dit grote gereserveerde volume voor Y-1 stelt de Belgische autoriteiten in staat kleine afwijkingen op te vangen als gevolg van nieuwe inputgegevens en verbeteringen in de methodologie, maar zorgt er ook voor dat nieuwe en innovatieve technologieën ruime mogelijkheden krijgen om deel te nemen, zodat in de praktijk de technologische neutraliteit van de maatregel wordt gewaarborgd.

(104) Over het geheel genomen zal op de Y-4 veiling in 2021 ongeveer 54 % van het gemiddelde piekverbruik in tijden van schaarste worden gecontracteerd, waarmee het beoogde volume tot het strikt noodzakelijke wordt teruggebracht.

(105) België heeft zich ertoe verbonden de hoeveelheden die op de T-4 veiling in 2023 en de T-1 veiling in 2026 zullen worden aangekocht, te toetsen en zo nodig aan te passen aan de resultaten van de NRAA 2023.

2.5.3. Prekwalificatiefase

(106) Er is een verplichte prekwalificatieprocedure van toepassing op alle houders van opwekkingscapaciteit van meer dan 1 MW. Niettemin is voorgekwalificeerde capaciteit niet verplicht om aan het biedproces deel te nemen (opt-out). Om deze verplichte prekwalificatie te vergemakkelijken, wordt voorzien in een versnelde prekwalificatieprocedure om capaciteitshouders in staat te stellen met minimale inspanningen aan de prekwalificatieverplichting te voldoen (er is slechts een minimale hoeveelheid informatie vereist, zoals een identificatienummer, het type leveringspunt en de totale geïnstalleerde capaciteit): voor capaciteitshouders wordt de capaciteit na een versnelde prekwalificatieprocedure automatisch als opt-out behandeld.

(107) De prekwalificatievereisten omvatten een emissiegrenswaarde: capaciteitsaanbieders die de onderstaande emissiegrenswaarden overschrijden, kunnen niet deelnemen aan de capaciteitsveiling: a) voor capaciteiten die op of na 4 juli 2019 de productie hebben aangevat, geldt een emissiegrenswaarde van 550 g CO2 uit fossiele brandstoffen per kWh elektriciteit; b) capaciteiten die vóór 4 juli 2019 de productie hebben aangevat, mogen niet meer dan 550 g CO2 uit fossiele brandstoffen per kWh elektriciteit uitstoten, noch gemiddeld jaarlijks meer dan 350 kg CO2 uit brandstof per geïnstalleerd kWe.

(108) Voorts moeten de kandidaten in het kader van de prekwalificatieprocedure een voorlopige financiële garantie verstrekken om aan de veiling te mogen deelnemen. Deze voorlopige financiële garantie wordt van kracht wanneer de CMU voor de veiling wordt geselecteerd. Indien de capaciteitsaanbieder, na voor de veiling te zijn geselecteerd, zijn contractuele verplichtingen niet nakomt of niet bereid is het capaciteitscontract te ondertekenen, zullen financiële sancties worden opgelegd in het kader van het controleproces vóór levering. De contractuele tegenpartij heeft het recht een financiële garantie te eisen indien deze boeten niet worden betaald. Ten tijde van de prekwalificatie bedraagt de voorlopige financiële garantie 20 000 EUR/MW voor virtuele en aanvullende CMU’s en 10 000 EUR/MW voor bestaande CMU’s, afhankelijk van het in aanmerking komende volume van de CMU (aangezien de gecontracteerde capaciteit nog niet bekend is en ervoor wordt gezorgd dat de financiële garantie in verhouding staat tot de omvang van het project en het daaruit voortvloeiende risico voor het systeem in geval van niet-levering). Indien de uiteindelijke gecontracteerde capaciteit van de CMU lager is dan het in aanmerking komende volume, wordt het bedrag van de financiële garantie verlaagd voor het positieve verschil tussen het in aanmerking komende volume en de gecontracteerde capaciteit, vermenigvuldigd met 20 000 EUR (voor virtuele en aanvullende CMU’s) of 10 000 EUR (voor bestaande CMU’s).

(109) Bovendien moeten de partijen die een aanvraag willen indienen voor prekwalificatie voor nieuwe met fossiele brandstoffen gestookte installaties (voor een capaciteitscontract met een looptijd van 15 jaar) erkennen dat het verkrijgen van een capaciteitscontract hen niet vrijstelt van de huidige en toekomstige wetgeving en doelstellingen die door de Europese Unie en/of België worden vastgesteld om de uitstoot van broeikasgassen te verminderen. Bovendien moeten zij erkennen dat het verkrijgen van een capaciteitscontract hen ertoe verbindt bij te dragen aan de voorbereiding van het beleid om deze doelstellingen te verwezenlijken. Daartoe moeten zij een schriftelijke verklaring bijvoegen waarin zij zich ertoe verbinden: a) uiterlijk op 31 december 2026 de technische en economische haalbaarheid te bestuderen van de vermindering van de broeikasgasemissies van de betrokken installatie, in overeenstemming met de desbetreffende Europese en Belgische wetgeving en streefcijfers; b) uiterlijk op 31 december 2027 een emissiereductieplan op te stellen waarin zij aangeven hoe zij zullen bijdragen aan de transitie naar klimaatneutraliteit in 2050, met tussentijdse streefcijfers voor de jaren 2035 en 2045, en c) uiterlijk in 2050 emissievrij te zijn of negatieve emissies te bereiken. De partijen die betrokken zijn bij het opstellen van een emissiereductieplan kunnen besluiten deze studie gezamenlijk uit te voeren.

(110) De naleving van de in overweging 109 vermelde verbintenissen moet aan het directoraat-generaal Energie van de FOD Economie worden aangetoond.

2.5.4. Specifieke kenmerken van de veilingopzet

2.5.4.1. Prijsregel

(111) Het competitieve veilingmechanisme maakt gebruik van het formaat met verzegelde offertes, waarbij bieders anoniem biedingen indienen en de markt vervolgens in één ronde wordt gecleard. Volgens de Belgische autoriteiten beperkt het veilingformaat met verzegelde biedingen de kans op misbruik van marktmacht, doordat tijdens de marktclearing geen informatie aan de markt wordt verstrekt en bieders hun biedingen niet kunnen bijwerken. Zij geven ook aan dat met het proces van verzegelde biedingen, anders dan bij veilingen met een teruglopende klok, bieders niet (doorgaans) twee tot drie dagen gebonden zijn om te kunnen reageren op de informatie die voor het veilingproces beschikbaar wordt gesteld. Het minder ingewikkelde en tijdrovende veilingproces zou de toetredingsdrempel verder kunnen verlagen, wat met name van belang is voor nieuwe en kleine spelers en voor vraagresponspartijen die niet de energiemarkt als kernactiviteit hebben.

(112) Aan alle succesvolle bieders wordt een capaciteitsvergoeding toegekend op basis van de pay-as-bid-prijsregel voor alle veilingen die betrekking hebben op ten minste de eerste twee leveringsperioden (Y-4 en Y-1 veilingen voor leveringsperioden die in november 2025 en november 2026 beginnen). Met andere woorden, succesvolle capaciteitsaanbieders ontvangen hun biedprijs als vergoeding voor capaciteit.

(113) Na de presentatie van een evaluatieverslag aan het Parlement kan de pay-as-cleared-prijsregel van toepassing zijn op veilingen die betrekking hebben op latere leveringsperioden. Volgens de pay-as-cleared-regel is de capaciteitsvergoeding gelijk aan de biedprijs van de duurste geselecteerde bieding (met de beperking van het tussentijdse prijsplafond, zie afdeling 2.5.4.2).

(114) De Belgische autoriteiten zijn van mening dat de situatie betreffende de toereikendheid in België rond 2025 nieuwe capaciteit zal vereisen (zie overweging 29). Daarom zullen capaciteitshouders die zeer heterogene kostenstructuren voorstellen waarschijnlijk op de eerste CRM-veilingen meedingen. Bijgevolg vrezen de Belgische autoriteiten dat sommige capaciteitsaanbieders zouden kunnen profiteren van hoge inframarginale CRM-rentes en dus van uitzonderlijke winsten als de pay-as-cleared-prijsregel wordt toegepast. Volgens België zou een pay-as-bid-prijsregel, bij perfecte informatie wanneer marktdeelnemers kunnen anticiperen op de mogelijk te verwachten marktclearingprijs op basis van pay-as-cleared, theoretisch gezien tot hetzelfde resultaat leiden, aangezien bieders dan een prikkel hebben om tegen deze verwachte clearingprijs te bieden. In de praktijk gaan de eerste CRM-veilingen echter onvermijdelijk gepaard met een zekere mate van onzekerheid en onvoorspelbaarheid in verband met de potentiële pay-as-cleared-marktprijs. Derhalve kunnen marktspelers in het kader van een pay-as-bid-prijsregel voorzichtiger handelen om het risico te vermijden dat zij niet worden geselecteerd en daarom kan pay-as-bid tot een goedkoper resultaat leiden.

(115) België denkt echter dat het voordeel van kostenefficiëntie van pay-as-bid-veilingen na verloop van tijd waarschijnlijk afneemt, niet alleen omdat de behoefte aan nieuwe capaciteit zou kunnen verdwijnen, maar ook omdat terugkerende pay-as-bid-veilingen marktdeelnemers in staat stellen beter in te spelen op de clearingprijs van de referentiemarkt, wat resulteert in een “vlakke” biedcurve. Indien de kwestie van de “missing money” op de middellange tot de lange termijn zou verdwijnen, zou pay-as-bid bovendien kunnen voorkomen dat de prijs naar nul neigt, aangezien capaciteitsaanbieders dan geen prikkel hebben om in het kader van de pay-as-bid-prijsregel nulbiedingen uit te brengen.

(116) België is van mening dat de pay-as-cleared-prijsregel na daarop volgende veilingen de beste keuze zou kunnen worden om de concurrentie te bevorderen, een transparant prijssignaal te geven en capaciteitsvergoedingen tot nul te laten dalen wanneer het niveau van de geleverde capaciteit naar verwachting toereikend is om aan het gevraagde capaciteitsniveau te voldoen. Een belangrijk kenmerk van de pay-as-cleared-prijsregel is dat het rationele biedgedrag erin bestaat tegen werkelijke kosten te bieden. Aangezien pay-as-cleared-prijzen een transparant prijssignaal afgeven aan de markt, kan deze informatie bovendien bijzonder waardevol zijn voor kleine eenheden en nieuwe marktspelers, omdat die prijzen hen meer inzicht kunnen bieden in de huidige en toekomstige verwachte marktomstandigheden, waardoor deelname op termijn wordt bevorderd. Bovendien vergemakkelijkt de pay-as-cleared-prijsregel contractuele regelingen, met name voor aggregaties. België zal daarom zorgen voor een procedure in het kader waarvan op de pay-as-cleared-prijsregel kan worden overgestapt wanneer blijkt dat dit voordelig is.

2.5.4.2. Tussentijds prijsplafond

(117) Zoals uitvoerig is beschreven in afdeling 2.6 kan een CMU die aanzienlijke investeringen vergt een aanvraag voor een meerjarig capaciteitscontract indienen. Vooralsnog is deze regel niet van toepassing op deelname van onrechtstreekse buitenlandse capaciteit, waarvoor slechts een eenjarig contract kan worden gesloten (zie de overwegingen 143 en 144). Volgens de Belgische autoriteiten worden CMU’s binnen de categorie eenjarige contracten geconfronteerd met geen of lage investeringskosten (anders zouden zij voor een meerjarig contract in aanmerking komen). Daarom is het de bedoeling om op CMU’s in de categorie eenjarige contracten een tussentijds prijsplafond toe te passen om uitzonderlijke winsten te voorkomen. Deze regel zal ook van toepassing zijn op contracten die worden toegekend aan onrechtstreekse buitenlandse capaciteit (zie afdeling 2.10.1 voor meer informatie).

(118) CMU’s binnen de categorie eenjarige contracten mogen niet bieden tegen een prijs die hoger is dan het tussentijdse prijsplafond. Bovendien zouden deze CMU’s, zelfs in het kader van de pay-as-cleared-prijsregel (zie overweging 113), geen capaciteitsbetalingen ontvangen die hoger zijn dan het tussentijdse prijsplafond.

(119) Volgens de Belgische autoriteiten zal het tussentijdse prijsplafond marktdeelnemers met aanmerkelijke marktmacht er ook van weerhouden strategisch te besluiten om bestaande capaciteit stil te leggen of te sluiten, waarmee capaciteit daadwerkelijk van de markt wordt gehaald, wat van invloed is op de marktclearingprijs. Door de maximale capaciteitsvergoeding voor capaciteit in de categorie eenjarige contracten (waaronder bestaande activa) te beperken, zou het tussentijdse prijsplafond het potentieel voor buitensporige inframarginale rentes beperken.

(120) De Belgische autoriteiten geven aan dat het tussentijdse prijsplafond enerzijds laag genoeg zou moeten zijn om uitzonderlijke winsten te voorkomen, maar anderzijds niet zo laag mag zijn dat een normaal rendement voor investeerders wordt voorkomen of dat CMU’s er zelfs van worden weerhouden aan de CRM-veiling deel te nemen, en dat een ongewenst signaal wordt afgegeven dat zij niet meer meedoen.

(121) De in het koninklijk besluit beschreven methodologie voor het berekenen van de veilingparameters in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme bepaalt dat het tussentijdse prijsplafond moet worden afgestemd op het verwachte niveau van de “missing money” van de slechtst presterende technologie op de markt, waarbij rekening worden gehouden met zowel kosten als inkomsten.

(122) De volgende kosten worden in aanmerking genomen: a) jaarlijkse vaste operationele en onderhoudskosten (fixed operation and maintenance costs, hierna “FOM”); b) niet-jaarlijkse onderhoudskosten op jaarbasis (exclusief kosten in verband met een capaciteitsverhoging of verlenging van de levensduur van een installatie); c) activeringskosten voor een beschikbaarheidstest.

(123) Deze kostencomponenten worden gedeeld door de toepasselijke reductiefactoren, aangezien het tussentijdse prijsplafond van toepassing is op de veiling waarin de prijzen per gereduceerde MW worden uitgedrukt. De Belgische autoriteiten hebben de gegevens in onderstaande tabel 5 verstrekt (64). Tabel 5 Totale jaarlijkse kosten voor een beperkte lijst van bestaande technologieën (65) Jaarlijkse FOM-kosten [EUR/kW/jaar] Activeringskosten voor beschikbaarheidstest [EUR/kW/jaar] Reductiefactor (66) LAAG MIDDELHOOG HOOG Gasturbine met gecombineerde cyclus 29 30 41 0 91 % Gasturbine met open cyclus 19 19 40 0 90 % Turbojet 23 29 29 0 96 % Marktrespons 5 10 15 0,18 36 % Bron: Kennisgeving.

(124) De volgende jaarlijkse inkomsten worden in aanmerking genomen: a) op de elektriciteitsmarkt verdiende jaarlijkse inframarginale rentes; b) jaarlijkse netto-inkomsten uit het verlenen van frequentiegerelateerde balanceringsdiensten.

(125) De Belgische autoriteiten hebben de gegevens in onderstaande tabel 6 verstrekt: Tabel 6 Totale jaarlijkse inkomsten voor een beperkte lijst van bestaande technologieën (67) Totale jaarlijkse inkomsten [EUR/kW/jaar] (68) LAAG MIDDELHOOG HOOG Gasturbine met gecombineerde cyclus 5 11 20 Gasturbine met open cyclus 10,2 12,6 15,5 Turbojet 19,3 23,2 27 Marktrespons 14,3 17,1 20 Bron: Kennisgeving.

(126) Ten slotte wordt de “missing money” berekend door de jaarlijkse inkomsten in mindering te brengen op de waarden van de jaarlijkse kosten. Het afgeleide getal wordt verhoogd met een onzekerheidsmarge van 5 % om rekening te houden met algemene onzekerheden die verband houden met een raming van de “missing money”, vooral omdat voor de kalibratie van het tussentijdse prijsplafond de cijfers betreffende de kosten en inkomsten per technologie veralgemeend moeten worden, en deze raming tot enkele jaren vóór de desbetreffende leveringsperiode wordt gemaakt.

(127) De Belgische autoriteiten hebben de gegevens in tabel 7 verstrekt. De verschillende “niveaus” voor de waarde voor “missing money” zijn op de volgende manier ingedeeld: niveau 1 gaat uit van lage kosten en hoge inkomsten; niveau 2 gaat uit van lage kosten en middelhoge inkomsten; niveau 3 gaat uit van lage kosten en lage inkomsten; niveau 4 gaat uit van middelhoge kosten en hoge inkomsten; niveau 5 gaat uit van middelhoge kosten en middelhoge inkomsten; niveau 6 gaat uit van middelhoge kosten en lage inkomsten. Tabel 7 Waarden voor “missing money” afgeleid voor een beperkte lijst van bestaande technologieën (69) “Missing money” [EUR/kWgereduceerd/jaar] Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Niveau 4 Niveau 5 Niveau 6 Gasturbine met gecombineerde cyclus 10,4 20,8 27,7 11,5 21,9 28,8 Gasturbine met open cyclus 4,1 7,5 10,3 4,1 7,5 10,3 Turbojet 0 0 4 2,2 6,4 10,6 Marktrespons 0 0 0 0 0 0 Bron: Kennisgeving.

(128) Op basis van de door Elia verstrekte input en gegevens en het advies over deze gegevens van de regulator hebben de Belgische autoriteiten het tussentijdse prijsplafond voor de eerste veiling, d.w.z. de Y-4 veiling met als leveringsperiode november 2025 tot en met oktober 2026, vastgesteld op 20 EUR/kWgereduceerd/jaar.

(129) Tijdens de formele onderzoeksprocedure heeft België een mechanisme ingesteld dat een individuele afwijking van het tussentijdse prijsplafond toestaat (70).

(130) Het afwijkingsmechanisme is in het koninklijk besluit ingevoerd om de methodologie voor de capaciteitsberekening en de veilingparameters in het kader van het CRM vast te stellen. Het afwijkingsmechanisme is in gelijke mate van toepassing op zowel nationale als onrechtstreekse grensoverschrijdende capaciteit.

(131) Op basis van het koninklijk besluit zal de afwijking voor de eerste veiling achteraf, d.w.z. na de sluiting van de veiling, worden verleend vanwege de beperkte tijd tussen het ontwerp van het afwijkingsmechanisme en de voorbereiding van de eerste veiling. België heeft uitgelegd dat potentiële begunstigden vóór de veilingen een afwijking zullen aanvragen en alle relevante informatie zullen indienen. Alle criteria en regels voor de afwijking zullen vóór de veilingen op transparante wijze worden vastgesteld. De afwijking zal niet afhankelijk zijn van de ingediende biedingen van deelnemers aan de veiling. Ten slotte, indien achteraf wordt geconcludeerd dat sommige eenheden niet voor een afwijking in aanmerking komen en dat hun betalingen worden verlaagd, heeft dit geen effect op het resultaat (contract, betaling en toegewezen hoeveelheid) voor andere eenheden die aan de veiling hebben deelgenomen.

2.5.4.3. Clearingregels

(132) De capaciteitsveiling moet worden gecleard door de combinatie van biedingen te selecteren die het sociale welzijn maximaliseren, rekening houdend met de vraagcurve (op administratieve wijze vastgesteld) en de biedcurve (door de verschillende biedingen van de capaciteitshouders te aggregeren) en door de volume- en prijscomponenten van de verschillende biedingen in aanmerking te nemen. Het sociale welzijn wordt in dit verband berekend als de som van het consumentensurplus (surplus voor de samenleving doordat wordt voorzien in de vraag naar voorzieningszekerheid tegen een prijs die lager is dan de bereidheid om te betalen voor capaciteit zoals gedefinieerd in de vraagcurve) en het producentensurplus (surplus voor capaciteitsaanbieders uit de selectie van hun biedingen tegen een prijs die hoger is dan de biedprijs).

(133) Indien meervoudige clearingoplossingen (d.w.z. een combinatie van biedingen) gelijkwaardig zijn wat betreft het maximaliseren van het economische surplus, wordt de oplossing met de laagste CO2-uitstoot geselecteerd. Indien twee oplossingen zowel wat het maximaliseren van het economische surplus als de gewogen gemiddelde CO2-uitstoot betreft gelijkwaardig zijn, wordt de oplossing met de kortste gewogen gemiddelde looptijd van het contract geselecteerd om de lock-in gedurende meerdere jaren te beperken (71).

(134) Het veilingalgoritme houdt op zodanige wijze ook rekening met de netbeperkingen dat bepaalde combinaties van biedingen die samen niet netklaar zijn, worden afgewezen. De reeks netbeperkingen met betrekking tot het net van de transmissienetbeheerder die tijdens de clearing van de veiling van toepassing is, zal worden bepaald voordat de veiling wordt gecleard en zal worden ingegeven door overwegingen betreffende systeemveiligheid of beperkingen inzake fysieke afstand.

2.6. Looptijd van het contract

(135) Volgens de Belgische autoriteiten stelt een langere looptijd van het capaciteitscontract de capaciteitsaanbieder in staat langetermijnfinanciering te verkrijgen om de investeringskosten over een langere periode te spreiden. Dit zou de jaarlijks vereiste capaciteitsvergoeding kunnen verlagen en ertoe kunnen bijdragen dat een nieuw project concurrerend is ten opzichte van bestaande projecten op de markt. Het potentieel voor nieuwe toetreding tegen een concurrerende prijs is ook van het grootste belang om de marktmacht van bestaande capaciteitsaanbieders te controleren.

(136) Een langere looptijd van een capaciteitscontract kan echter ook een technologie op de energiemarkt voor een langere periode “fixeren”. Derhalve heeft de Belgische staat gekozen voor verschillende capaciteitscategorieën (1 jaar, tot 3, 8 en 15 jaar). Bijgevolg wordt aan nieuwe investeringen niet onmiddellijk een capaciteitscontract toegekend voor de maximumperiode (15 jaar), waardoor wordt voorkomen dat de toekomstige energiemarkt voor nieuwe (en mogelijk milieuvriendelijkere) technologieën zou worden afgesloten.

(137) In het door de CREG voorgestelde koninklijk besluit van 12 december 2019 (72) worden de in aanmerking komende kosten als volgt vastgesteld: “de initiële en niet terugkerende investeringsuitgaven die besteld vanaf de datum van publicatie van de resultaten van de veiling waarop de offerte met betrekking tot deze capaciteit is aanvaard en die ten laatste de dag voorafgaand aan de eerste dag van de capaciteitsleveringsperiode zijn uitgevoerd en die noodzakelijk zijn voor de bouw en/of levering van de essentiële fysieke technische elementen van de capaciteit, en om de Belgische markt extra capaciteit aan te bieden vanaf de eerste capaciteitsleveringsperiode die door het capaciteitscontract wordt bestreken”. Voor de bestaande capaciteiten zijn de uitgaven die tot gevolg hebben dat er aanvullende capaciteit wordt aangeboden, de volgende: i) de uitgaven die nodig zijn om de capaciteit in staat te stellen om aan de milieunormen te voldoen, zodat het mogelijk is om de capaciteit op de markt te handhaven; ii) de uitgaven die nodig zijn om het geïnstalleerde vermogen van de capaciteit of de technische levensduur van de installatie te verhogen, en iii) voor rechtstreekse buitenlandse capaciteiten, de uitgaven die nodig zijn om de eenheid aan te sluiten op een netwerk dat binnen de Belgische regelzone valt (zie afdeling 2.10.2).

(138) Het voorgestelde koninklijk besluit voorziet in de in tabel 8 getoonde drempelwaarden. Deze investeringsdrempels zijn zo berekend dat de gemiddelde geraamde investeringskosten op jaarbasis gelijk zijn voor de capaciteitscategorieën die gekoppeld zijn aan een maximale looptijd van het capaciteitscontract van 15, 8 en 3 jaar. De CREG zal voorstellen om de investeringsdrempels waar nodig en ten minste om de drie jaar bij te werken (73). Met de drempels wordt rekening gehouden met de geïnstalleerde capaciteit en niet met de gereduceerde capaciteit. Volgens België zou capaciteit met een hoge reductiefactor, indien de door de CMU aangeboden gereduceerde capaciteit in plaats van de geïnstalleerde capaciteit voor de investeringsdrempels in aanmerking zou worden genomen, gemakkelijker de investeringsdrempels voor meerjarige contracten bereiken, hetgeen in strijd zou zijn met de doelstelling van het CRM. Tabel 8 Investeringsdrempels voor langlopende contracten inzake capaciteitsvergoeding Looptijd van het contract Door de CREG voorgestelde drempels Nieuw voorstel van de Belgische regering Jaren EUR/kW EUR/kW 15 600 360 8 400 239 3 177 106 Bron: FOD Economie.

(139) De CREG zal toezicht houden op de investeringskosten om ervoor te zorgen dat zowel voor als na de indiening van de eenheid aan elke capaciteitsaanbieder de juiste capaciteitscategorie wordt toegewezen. De capaciteitsaanbieder moet met name een ex-postinvesteringsdossier verstrekken dat de regulator kan gebruiken voor zijn ex-postbeoordeling van de toegewezen capaciteitscategorie. Indien uit de ex-postanalyse blijkt dat niet aan de kostencriteria is voldaan (met inbegrip van een beperkte tolerantiemarge om rekening te houden met kleine onzekerheden), kunnen de contractuele voorwaarden worden herzien (bv. herindeling van de CMU in de juiste contractcategorie). Indien het ex-postinvesteringsdossier niet (op tijd) wordt verstrekt, kan de CMU ook door de regulator in de categorie eenjarige capaciteitscontracten worden heringedeeld.

(140) Volgens het oorspronkelijke voorstel wordt ook een contractcategorie toegewezen aan geaggregeerde offertes. Indien een geaggregeerde offerte wordt gedaan voor capaciteiten die met verschillende contractcategorieën overeenkomen, wordt de geaggregeerde offerte toegewezen aan de contractcategorie die overeenkomt met de capaciteit van het contract met de kortste looptijd.

(141) Dit voorstel werd na de formele onderzoeksprocedure herzien. Op basis van het koninklijk besluit tot vaststelling van de investeringsdrempels, de criteria voor het in aanmerking komen van investeringskosten, en de procedure van klassering wordt elke capaciteit die deel uitmaakt van een geaggregeerde offerte in een capaciteitscategorie ingedeeld. Op basis van de indeling van capaciteiten bepaalt de CREG in voorkomend geval haar verschillende indelingscombinaties en koppelt zij elke combinatie aan een maximaal nominaal referentievermogen dat overeenkomt met de som van de nominale referentiecapaciteiten van de capaciteiten van de geaggregeerde offerte, die zijn ingedeeld in een capaciteitscategorie die gelijk is aan of hoger is dan de opgegeven capaciteitscategorie. Op basis hiervan kiest de beheerder van de geaggregeerde offerte de capaciteitscategorie die van toepassing is op de geaggregeerde offerte.

(142) Na de formele onderzoeksprocedure heeft België ook de bepalingen van het koninklijk besluit betreffende in aanmerking komende investeringskosten gewijzigd. In het gewijzigde koninklijk besluit is bepaald dat alleen kosten voor aanpassing aan toekomstige normen van de Unie in aanmerking komen in het kader van het CRM.

(143) Volgens de Belgische autoriteiten kan voor buitenlandse capaciteit niet worden voorzien in de mogelijkheid van meerjarige contracten, aangezien op de lange termijn niet altijd voldoende toegangscapaciteit kan worden gewaarborgd. Dit laatste is niet alleen afhankelijk van het niveau van de interconnectie en de beschikbaarheid ervan, maar ook van het risico van gelijktijdige systeemstress met de buurlanden. Dit laatste risico kan in de loop van de tijd aanzienlijk variëren, afhankelijk van de toereikendheid en de marktsituatie in andere landen.

(144) De Belgische autoriteiten hebben zich er echter toe verbonden de mogelijkheid voor buitenlandse capaciteit om toegang te krijgen tot meerjarige contracten te herzien. De eerste herziening zal uiterlijk op 15 januari 2023 en vervolgens om de twee jaar worden uitgevoerd. Indien uit de herziening blijkt dat de risico’s in verband met het niveau en de beschikbaarheid van de interconnector en het risico van gelijktijdige systeemstress afdoende worden beperkt, zodat contracten met een looptijd van meer dan een jaar voor onrechtstreekse buitenlandse capaciteit geen onredelijke risico’s voor de toereikendheid opleveren, kunnen meerjarige contracten voor buitenlandse capaciteit worden toegekend.

(145) Ten slotte kan onbewezen capaciteit slechts in aanmerking komen voor een eenjarig capaciteitscontract, omdat het lastig is exacte kostengegevens te rechtvaardigen op grond waarvan die capaciteit in een van de categorieën van meerjarige contracten zou kunnen worden ingedeeld (zie afdeling 2.4.4).

2.7. Verplichtingen

2.7.1. Betrouwbaarheidsopties

(146) In het Belgische capaciteitsmechanisme koopt de contractuele tegenpartij de capaciteit van de capaciteitsaanbieders in de vorm van betrouwbaarheidsopties. De via een veiling geselecteerde capaciteitsaanbieders verkopen de betrouwbaarheidsopties aan de centrale inkoper en ontvangen als tegenprestatie een vaste capaciteitsvergoeding. Wanneer de referentieprijs een vooraf vastgesteld niveau overschrijdt, de zogenaamde uitoefenprijs, is de capaciteitsaanbieder verplicht het verschil tussen de referentieprijs en de uitoefenprijs terug te betalen aan de centrale inkoper, berekend op basis van de gecontracteerde capaciteitsvolumes.

(147) Als gevolg daarvan worden de inkomsten van de capaciteitsaanbieder op de “energy-onlymarkt” beperkt tot de uitoefenprijs, maar zijn capaciteitsaanbieders in ruil daarvoor verzekerd van een vaste en bepaalde capaciteitsvergoeding. Met andere woorden, de capaciteitsaanbieders geven een deel van hun onzekere schaarsterente op om in ruil daarvoor een bepaalde capaciteitsvergoeding te ontvangen, waardoor het risico op fluctuerende inkomsten en dus ook de risico’s in verband met de te verrichten investering aanzienlijk worden beperkt. De betrouwbaarheidsoptie heeft een tweeledig doel. Ten eerste beperkt de terugbetalingsverplichting het potentieel voor uitzonderlijke winsten en ten tweede worden CMU’s daardoor gestimuleerd om beschikbaar te zijn op momenten die relevant zijn voor de voorzieningszekerheid.

2.7.2. Referentieprijs

(148) België heeft de day-aheadmarktprijs als referentieprijs gekozen. Volgens België zijn de belangrijkste voordelen daarvan: a) de day-aheadmarkt is het meest relevante marktsignaal in verband met toereikendheidsproblemen, aangezien de meeste drijfveren voor de posities van de marktspelers zijn verweven met de productieplanning en -prognoses; b) de day-aheadmarkt heeft een sterke signaalfunctie en vertegenwoordigt de sterkste, meest liquide spotmarkt vanwege de granulariteit ervan en de grote nauwkeurigheid van de veronderstellingen, wat tot uiting komt in de uitgewisselde volumes; c) na de day-aheadmatching in het Belgische systeem moeten alle balanceringsverantwoordelijken in evenwicht zijn (day-aheadnominatie om 15.00 uur) en op dat unieke moment wordt de markt vereffend. Op die manier is de day-aheadmarkt de laatste gelegenheid in het tijdschema voor het elektriciteitsproduct om de volledige resterende vraag en het aanbod na de termijnmarkt en vóór de flexibiliteitsbehoeften van de intradaymarkt en de balanceringsmarkt in evenwicht te brengen; d) gezien de timing van de day-aheadmarkt op de spotmarkten moet voor alle technologieën (bv. ook trage capaciteit) de mogelijkheid worden geboden om te reageren.

(149) België heeft uitgelegd dat de methodologie van de referentieprijs in de toekomst kan worden herzien om ervoor te zorgen dat deze het meest adequate prijssignaal afgeeft, zodra de maturiteit van andere spotmarkten toeneemt tot een niveau dat de day-aheadmarkt benadert. Met name de intradayprijzen kunnen opnieuw in aanmerking worden genomen zodra de liquiditeit toereikend en constant is.

(150) België heeft gekozen voor één enkele uitoefenprijs met enkele correcties om de technologische openheid van het systeem te waarborgen en uitzonderlijke winsten te beperken bij de kalibratie. Volgens de Belgische autoriteiten zijn deze correcties noodzakelijk om het risico van één enkele uitoefenprijs voor de deelname van bepaalde technologieën aan het CRM te beperken. Met name technologieën waarvan de marginale kortetermijnkosten boven de uitoefenprijs liggen, kunnen zonder deze correcties worden belemmerd.

(151) Zoals bepaald in artikel 7undecies, lid 2, van de elektriciteitswet, wordt de parameter van de uitoefenprijs jaarlijks uiterlijk op 31 maart van dat jaar gekalibreerd bij een ministerieel besluit (zowel voor de Y-4 als de Y-1 veiling) en op basis van de methodologie die in het koninklijk besluit is vastgesteld voor de veilingparameters.

(152) De parameter zal worden gebaseerd op een analyse van de geaggregeerde curven die het elastische deel van de op de day-aheadmarktmarkt waargenomen reactie van de markt in volume tonen, gewogen over een periode van drie jaar voor de relevante perioden gedurende deze drie jaar (winterse weekdagen). De methodologie geeft aan dat de gekalibreerde uitoefenprijs moet worden gekozen in het overeenkomstige bereik [75 %; 85 %] van de prijselastische reactie in volume van de markt die erop reageert, en rekening houdend met een aantal leidende beginselen: a) eerste criterium: de marginale kortetermijnkosten (“short run marginal costs” — SRMC) van de technologieën met dagelijks programma moeten worden gedekt door de geselecteerde uitoefenprijs; b) tweede criterium: bij de kalibratie van de uitoefenprijs wordt rekening gehouden met de vorm van de kalibratiecurve; c) derde criterium: bij de kalibratie van de uitoefenprijs wordt rekening gehouden met de ontwikkeling van de energiemarkt; d) vierde criterium: de stabiliteit van de uitoefenprijs in de tijd, en e) vijfde criterium: een redelijke kans dat de uitoefenprijs door de referentieprijs wordt bereikt.

(153) Voor de beoordeling van het eerste criterium wordt dit onderzocht in het licht van de resultaten en hypothesen die zijn gebruikt in de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019, met name in de afdelingen 2.9.3 en 2.9.4. De berekening van deze marginale kortetermijnkosten is gebaseerd op verschillende veronderstellingen: een raming van de brandstofprijzen, een raming van de potentiële ontwikkeling van de CO2-prijs, een raming van de prestaties (“efficiëntie”) van de verschillende technologieën die in de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019 in aanmerking zijn genomen (in dit geval gasturbine met gecombineerde cyclus, gasturbine met open cyclus, en dieselgenerator).

(154) België heeft een indicatief gekalibreerd bereik van de uitoefenprijs voorgesteld op basis van de laatste drie winterperioden (winter 2016/2017 tot en met winter 2018/2019), die moet worden beperkt tot [320; 500] EUR/MWh.

(155) Dit houdt in dat de uitoefenprijs zich in de loop der tijd kan ontwikkelen (maar vast blijft voor de looptijd van het capaciteitscontract van een CMU), in overeenstemming met de ontwikkelingen op de energiemarkt, en dat capaciteitscontracten als gevolg van een veiling niet noodzakelijkerwijs dezelfde uitoefenprijs omvatten als capaciteitscontracten die betrekking hebben op een andere veiling. In ieder geval zullen de capaciteitsaanbieders vóór elke veiling in kennis worden gesteld van de toepasselijke uitoefenprijs, zodat zij in hun biedingen rekening kunnen houden met deze informatie.

(156) Daarnaast heeft België ervoor gekozen CMU’s zonder individuele programmeringsverplichting (vraagresponsoperatoren en aggregators vallen doorgaans onder deze categorie) de mogelijkheid te bieden om de enige uitoefenprijs door hun opgegeven marktprijs (d.w.z. hun marginale kortetermijnkosten) te vervangen in de terugbetalingsverplichting wanneer die hoger zou zijn dan de enige uitoefenprijs. Met andere woorden, deze CMU’s zonder individuele programmeringsverplichting (en dus vraagresponsoperatoren) zijn alleen onderworpen aan de terugbetalingsverplichting indien de referentieprijs hoger is dan hun opgegeven marktprijs, die overeenkomt met de prijs waarboven deze capaciteitsaanbieders hebben verklaard energie te zullen leveren op de energiemarkt. Met andere woorden, indien de kalibratie van de enige uitoefenprijs zou resulteren in een prijs die lager is dan hun activeringskosten, zijn deze CMU’s niet verplicht inkomsten terug te betalen die niet op de energiemarkt werden gegenereerd (indien de referentieprijs hoger zou zijn dan de uitoefenprijs, maar lager zou zijn dan hun opgegeven marktprijs). Deze maatregel werd na de openbare raadpleging ingevoerd om de bezorgdheid van vraagresponsoperatoren en andere partijen weg te nemen dat zij anders meer moeilijkheden zouden ondervinden om deel te nemen, aangezien zij mogelijk moeten terugbetalen zonder te worden gedispatched en de inkomsten in de eerste plaats te hebben behaald. Volgens België zorgt de maatregel ook voor technologische openheid, terwijl uitzonderlijke winsten worden beperkt. Volgens de autoriteiten moet dit ontwerpelement met name de deelname van vraagrespons aan het CRM en elke andere technologie met hogere marginale kortetermijnkosten uitdrukkelijk vergemakkelijken.

(157) Daarnaast kunnen CMU’s zonder individuele programmeringsverplichting besluiten verschillende day-aheadprijzen als opgegeven marktprijs op te geven. Dit is met name relevant voor aggregators, die in hun portefeuille CMU’s kunnen hebben met verschillende marginale prijzen die hun werkelijke kostencurve weerspiegelen. Dit is bedoeld om te voorkomen dat de terugbetalingsverplichting wordt toegepast op energie die niet op de markt is verkocht en geen inkomsten heeft opgeleverd.

2.7.3. Terugbetalingen

2.7.3.1. Beschrijving

(158) Wanneer de elektriciteitsprijs op de day-ahead groothandelsmarkt hoger is dan de uitoefenprijs, moet de capaciteitsaanbieder het verschil tussen de referentieprijs en de uitoefenprijs aan Elia betalen, berekend op basis van de gecontracteerde capaciteitsvolumes. Als gevolg daarvan worden de inkomsten van de capaciteitsaanbieder op de energy-onlymarkt beperkt tot de uitoefenprijs, maar zijn capaciteitsaanbieders in ruil daarvoor verzekerd van een vaste en bepaalde capaciteitsvergoeding.

(159) De capaciteitsaanbieder is onderworpen aan de terugbetalingsverplichting, ongeacht of hij tijdens de desbetreffende verrekeningsperiode elektriciteit tegen hoge prijzen verkocht.

(160) Het is belangrijk hieraan toe te voegen dat de betrouwbaarheidsoptie zodanig is ontworpen dat geplande en ongeplande niet-beschikbaarheid van de activa die vooraf naar behoren is meegedeeld, wordt vrijgesteld van deze terugbetalingsverplichting, al naargelang de niet-beschikbaarheid. De terugbetalingsverplichting heeft namelijk tot doel uitzonderlijke winsten te voorkomen door onverwachte inkomsten uit de energiemarkt terug te betalen. In het geval van niet-beschikbaarheid (zowel gepland als ongepland), wordt echter geen energie geleverd. Bijgevolg is het in het geval van (naar behoren meegedeelde) niet-beschikbaarheid voor de capaciteitsaanbieder onmogelijk om de hogere energie-inkomsten als gevolg van de hoge prijspieken op te vangen, zodat in deze omstandigheden geen terugbetalingsverplichting zou moeten gelden.

(161) Vraagresponseenheden en andere capaciteit zonder verplichting van een dagelijks programma zijn onderworpen aan de terugbetalingsverplichting indien de referentieprijs