STEUNMAATREGELEN VAN DE STATEN — BELGIË

Steunmaatregel SA.54915 (2019/N) — Capaciteitsvergoedingsmechanisme

Uitnodiging om, overeenkomstig artikel 108, lid 2, van het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie, opmerkingen te maken

(Voor de EER relevante tekst)

(2020/C 346/03)

De Commissie heeft België bij schrijven van 21 september 2020, dat na deze samenvatting in de authentieke taal is weergegeven, in kennis gesteld van haar besluit tot inleiding van de procedure van artikel 108, lid 2, van het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie ten aanzien van bovengenoemde maatregel.

Belanghebbenden kunnen hun opmerkingen over de maatregel ten aanzien waarvan de Commissie de procedure inleidt, maken door deze binnen één maand vanaf de datum van deze bekendmaking te zenden aan:

Europese Commissie Directoraat-generaal Concurrentie Griffie Staatssteun 1049 Brussel BELGIË Fax + 32 22961242 Stateaidgreffe@ec.europa.eu

Deze opmerkingen zullen ter kennis van België worden gebracht. Een belanghebbende die opmerkingen maakt, kan, met opgave van redenen, schriftelijk verzoeken om vertrouwelijke behandeling van zijn identiteit en/of van delen van de ingediende opmerkingen.

SAMENVATTING

1. Procedure

België heeft de maatregel op 3 juli 2019 aangemeld in de vorm van een prenotificatie. Er zijn een aantal vragenlijsten uitgewisseld met de Belgische autoriteiten en er zijn bijeenkomsten gehouden om het prenotificatiedossier te bespreken. België heeft de maatregel op 19 december 2019 aangemeld.

2. Beschrijving van de maatregel ten aanzien waarvan de Commissie de procedure inleidt

Doel van het voorgestelde capaciteitsvergoedingsmechanisme (capacity remuneration mechanism, CRM) is het waarborgen van de bevoorradingszekerheid, zoals gedefinieerd in de betrouwbaarheidsnorm vastgelegd in de elektriciteitswet van 29 april 1999. België heeft vastgesteld dat de geplande nucleaire uitstap in 2025 de bevoorradingszekerheid in gevaar brengt.

In het kader van het Belgische capaciteitsmechanisme koopt de transmissiesysteembeheerder (TSB) de capaciteit van de capaciteitsaanbieders in de vorm van betrouwbaarheidsopties. De via een veiling geselecteerde capaciteitsaanbieders verkopen de betrouwbaarheidsopties aan de TSB en ontvangen als tegenprestatie een vaste capaciteitsvergoeding. Wanneer de referentieprijs (d.w.z. de day-ahead elektriciteitsprijs) een vooraf vastgesteld niveau, de zogenoemde uitoefenprijs overschrijdt, moet de capaciteitsaanbieder het verschil tussen de referentieprijs en de uitoefenprijs terugbetalen aan de TSB.

De TSB organiseert een CRM-veiling op basis van het niveau van de capaciteitsmiddelen die nodig zijn om een adequaat niveau van toereikendheid van hulpbronnen te garanderen om aan de betrouwbaarheidsnormen te voldoen. De capaciteitsveiling wordt jaarlijks gehouden voor de levering van capaciteit vier jaar later (“T-4-veiling”). In het jaar dat onmiddellijk voorafgaat aan het leveringsjaar van de hoofdveiling wordt nog een veiling gehouden voor levering een jaar later (“T-1-veiling”).

De kosten van het CRM (d.w.z. de kosten van de capaciteitsbetalingen aan de aanbieders) zullen worden gefinancierd op basis van een “openbaredienstverplichting” via de netwerktarieven van de TSB.

De rechtsgrondslag van de maatregel is de elektriciteitswet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de Belgische elektriciteitsmarkt, zoals gewijzigd bij een wet die op 16 mei 2019 in het Belgisch Staatsblad is bekendgemaakt. Er zal secundaire wetgeving in de vorm van aanvullende koninklijke besluiten en marktregels worden aangenomen waarin de voorwaarden van het capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM) nader zullen worden uitgewerkt. De ontwerpen van deze teksten zijn beschikbaar op de website van het ministerie van Energie (1).

3. Beoordeling van de maatregel

3.1. Is er sprake van steun in de zin van artikel 107, lid 1, VWEU?

De Commissie is van oordeel dat het CRM met staatsmiddelen wordt bekostigd, aangezien het wordt gefinancierd uit de opbrengst van een parafiscale heffing die wordt opgelegd door de Staat en die wordt beheerd en verdeeld overeenkomstig de wetgeving. De Commissie merkt op dat de succesvolle bieders via het aangemelde mechanisme inkomsten ontvangen die zij niet zouden ontvangen indien zij op de elektriciteitsmarkt onder normale economische voorwaarden bleven opereren en enkel elektriciteit en nevendiensten verkochten. Bovendien levert de maatregel een voordeel op voor slechts bepaalde ondernemingen die in staat zijn het vastgestelde probleem van de toereikendheid aan te pakken en die concurreren met andere elektriciteitsproducenten. De aangemelde maatregel levert dus een economisch voordeel op voor ondernemingen die zich in een vergelijkbare feitelijke en juridische situatie bevinden ten opzichte van andere elektriciteitsproducenten. Daarom is de maatregel selectief. Zowel elektriciteitsopwekking als de groothandels- en de detailhandelsmarkt voor elektriciteit zijn activiteiten die openstaan voor mededinging in de hele EU. Een voordeel uit staatsmiddelen voor een onderneming in die sector kan derhalve het handelsverkeer binnen de Unie ongunstig beïnvloeden en de mededinging verstoren. De Commissie concludeert dan ook dat de maatregel staatssteun in de zin van artikel 107, lid 1, VWEU vormt.

3.2. Rechtmatigheid van de steun

Door de regeling aan te melden alvorens ze uit te voeren, zijn de Belgische autoriteiten hun verplichtingen uit hoofde van artikel 108, lid 3, VWEU nagekomen.

3.3. Verenigbaarheid van de maatregel

De Commissie heeft de verenigbaarheid van de maatregel met de interne markt beoordeeld op basis van de voorwaarden die zijn vastgelegd in punt 3.9 van de sinds 1 juli 2014 geldende richtsnoeren staatssteun ten behoeve van milieubescherming en energie 2014-2020 (2) (hierna “de richtsnoeren”), waarin specifieke voorwaarden voor steun ten behoeve van leveringszekerheid zijn vastgelegd. Bij een mededeling van de Commissie van 2 juli 2020 zijn de richtsnoeren verlengd tot en met 31 december 2021 en gewijzigd (3).

3.3.1. Doelstelling van gemeenschappelijk belang en noodzaak van de steun

België heeft de noodzaak van het CRM vastgesteld in een in 2019 door de TSB Elia gepubliceerde studie (Adequacy and Flexibility study) (4). In de studie worden risico’s vastgesteld voor de toereikendheid van hulpbronnen in België op basis van de nationale betrouwbaarheidsnorm zoals met name beschreven in het “EU-HiLo (High impact — low probability) scenario” (scenario met lage waarschijnlijkheid en grote gevolgen), waarin wordt aangenomen dat meerdere kerncentrales in Frankrijk niet beschikbaar zijn (bovenop de “normale” niet-beschikbaarheid). Volgens de Commissie is het EU-HiLo-scenario in het kader van een marktbreed capaciteitsmechanisme niet geschikt om de omvang van het probleem van de toereikendheid van hulpbronnen te bepalen, aangezien het een gevaar van overschatting van het probleem en van een verstoring van de elektriciteitsmarkt inhoudt. De nationale regulerende instantie (CREG) (5) heeft kritiek geuit op de methode gebruikt in de Elia studie.

De Commissie betwijfelt derhalve of het probleem van de toereikendheid van hulpbronnen nauwkeurig genoeg is vastgesteld en door de Belgische autoriteiten naar behoren is geanalyseerd en gekwantificeerd, met name in het licht van de punten 221 en 222 van de richtsnoeren.

3.3.2. Geschiktheid van de steun

De Commissie betwijfelt of de maatregel geschikt is op grond van punt 226 van de richtsnoeren, gelet op de restrictieve berekening van investeringsdrempels voor meerjarencontracten van 3, 8 of 15 jaar. Bij de drempels wordt de geïnstalleerde capaciteit (d.w.z. de maximumcapaciteit van de eenheid) in aanmerking genomen in plaats van de gereduceerde capaciteit (d.w.z. hun vooraf vastgestelde beschikbaarheidspercentage en hun bijdrage aan de doelstelling van de toereikendheid van hulpbronnen). De Commissie is van oordeel dat dit aspect een belemmering kan vormen voor eerlijke concurrentie tussen technologieën die in gelijke mate bijdragen aan de toereikendheid van hulpbronnen, en in het bijzonder de deelname van intermitterende technologieën met hoge reductiefactoren helemaal kan verhinderen (met name intermitterende hernieuwbare bronnen zoals zonne-en windenergie).

3.3.3. Stimulerend effect

Doel van de maatregel is de voorzieningszekerheid te waarborgen door voldoende capaciteit beschikbaar te houden. Zonder een proportioneel capaciteitsmechanisme zou er waarschijnlijk onvoldoende capaciteit zijn om de voorzieningszekerheid te waarborgen omdat een aanzienlijk aantal centrales onvoldoende inkomsten zou halen uit de “energy-onlymarkt” om de kosten te dekken. Daarnaast zorgt de terugbetalingsverplichting voor een financiële prikkel om beschikbaar te zijn in tijden van schaarste. België heeft voorts een procedure voor toezicht op de beschikbaarheid vóór en tijdens de leveringsperiode ingevoerd, evenals passende tests en sancties, om ervoor te zorgen dat de beschikbaarheidsverplichting wordt nageleefd. De Commissie komt dan ook tot de voorlopige conclusie dat de maatregel in beginsel een stimulerend effect heeft.

3.3.4. Evenredigheid

De Commissie verzoekt te verduidelijken of de maatregel evenredig is overeenkomstig punt 3.9.5 van de richtsnoeren. De Commissie betwijfelt of: i) de competitieve biedprocedure gebaseerd is op niet-discriminerende criteria, gelet op de in punt 3.3.2 genoemde investeringsdrempels; ii) de methode voor het bepalen van de vraagcurve die wordt gebruikt om de hoeveelheid aan te kopen capaciteit op elke veiling te berekenen, evenredig is, aangezien zij gebaseerd kan zijn op de onrealistische EU-HiLo-gevoeligheid of op andere gevoeligheden waarbij wordt uitgegaan van een bijkomende niet-beschikbaarheid van Franse kerncentrales.

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

België zal een intermediair prijsplafond toepassen op capaciteit in de categorie van eenjarige contracten om windfall profits te voorkomen. Op deze capaciteit zal bijgevolg geen bod boven dat plafond mogen worden uitgebracht en er zal geen hogere clearingprijs mogen worden ontvangen. Er is niet voorzien in individuele evaluaties van capaciteit om in geval van hogere kosten uitzonderingen toe te staan.

Het intermediaire prijsplafond zal ook gelden voor indirecte buitenlandse capaciteit. De Commissie is voorlopig van oordeel dat door de afwezigheid van meerjarencontracten in combinatie met de toepassing van de intermediaire prijs wordt belet dat op deze capaciteit een bod kan worden uitgebracht tegen de reële kosten ingeval die hoger zijn dan het intermediaire prijsplafond. Hierdoor kan deelname aan het CRM worden ontmoedigd. De Commissie is van oordeel dat buitenlandse capaciteit hierdoor wordt gediscrimineerd, wat in strijd is met punt 232 van de richtsnoeren.

Bovendien is in punt 233, onder c, van de richtsnoeren bepaald dat capaciteitsmechanismen “besluiten voor investeringen in productie die van vóór de maatregel dateren, niet [mogen] ondermijnen”. De intermediaire prijs kan echter tot gevolg hebben dat bestaande capaciteiten wordt belet hun werkelijke kosten te bieden en meerjarencontracten aan te vragen, waardoor zij zouden worden uitgesloten van het CRM en de elektriciteitsmarkt zelfs zouden verlaten. De Commissie verzoekt derhalve om nadere informatie te verschaffen met het oog op de beoordeling van het effect van het intermediaire prijsplafond en de verenigbaarheid ervan met bovengenoemd punt van de richtsnoeren.

België heeft verklaard dat het de congestie-inkomsten uit de toewijzing van grensoverschrijdende tickets (d.w.z. toegangsrechten voor buitenlandse capaciteitsaanbieders om deel te nemen aan het CRM) zal toewijzen overeenkomstig artikel 19, lid 2, van Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad (6). Volgens de Commissie is nadere informatie nodig om de verenigbaarheid van het CRM met punt 233, onder a) van de richtsnoeren te kunnen beoordelen, d.w.z. om te kunnen garanderen dat de congestie-inkomsten zo worden gebruikt dat het het CRM de juiste prikkels verschaft om te investeren in interconnectiecapaciteit.

3.3.6. Verenigbaarheid van de steunmaatregel met intrinsiek daarmee verband houdende bepalingen van het Unierecht

Wanneer een staatssteunmaatregel aspecten inhoudt die onlosmakelijk verbonden zijn met het doel van de steun en die in strijd zijn met andere bepalingen van het Unierecht, kan dit van invloed zijn op de beoordeling van de verenigbaarheid van die maatregel. De Commissie komt in dit verband tot de voorlopige conclusie dat het financieringsmechanisme van het CRM geen beperkingen invoert die in strijd zijn met artikel 30 of artikel 110 VWEU, aangezien België de deelname van buitenlandse capaciteiten aan het CRM mogelijk zal maken. De Commissie betwijfelt evenwel of het CRM in overeenstemming is met artikel 22, lid 1, onder c), en artikel 24, lid 1, van Verordening (EU) 2019/943, aangezien zowel de nationale Adequacy and Flexibility study als het referentiescenario voor het bepalen van de hoeveelheid te veilen capaciteit gebaseerd is op hypothesen over buitenlandse elektriciteitsvoorziening (bijkomende beschikbaarheid van Franse kerncentrales).

Overeenkomstig artikel 16 van Verordening (EU) 2015/1589 van de Raad (7) kan alle onrechtmatige steun van de begunstigde worden teruggevorderd.

TEKST VAN DE BRIEF

(1) https://economie.fgov.be/nl/themas/energie/bevoorradingszekerheid/capaciteitsremuneratiemechanis

(2) PB C 200 van 28 juni 2014, blz. 1.

(3) Zie mededeling C(2020) 4355 final (PB C 224 van 8.7.2020, blz. 2).

(4) https://www.elia.be/nl/nieuws/persberichten/2019/06/20190628_press-release-adequacy-and-flexibility-study-for-belgium-2020-2030

(5) https://www.creg.be/nl/publicaties/studie-f1957

(6) PB L 158 van 14.6.2019, blz. 54.

(7) PB L 248 van 24.9.2015, blz. 9.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(19) OJ C 121, 6.4.2018.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(35) See also recital (38) below.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(59)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(68) Calculated as follows:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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