POMOC PAŃSTWA – BELGIA

Pomoc państwa SA.54915 (2019/N) – Mechanizm zdolności wytwórczych

Zaproszenie do zgłaszania uwag zgodnie z art. 108 ust. 2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

(2020/C 346/03)

Pismem z dnia 21 września 2020 r., zamieszczonym w autentycznej wersji językowej na stronach następujących po niniejszym streszczeniu, Komisja powiadomiła Belgię o swojej decyzji w sprawie wszczęcia postępowania określonego w art. 108 ust. 2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej dotyczącego wyżej wspomnianego środka pomocy.

Zainteresowane strony mogą zgłaszać uwagi na temat środka, w odniesieniu do którego Komisja wszczyna postępowanie, w terminie jednego miesiąca od daty publikacji niniejszego streszczenia i towarzyszącego mu pisma na następujący adres lub numer faksu:

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

Otrzymane uwagi zostaną przekazane władzom belgijskim. Zainteresowane strony zgłaszające uwagi mogą wystąpić z odpowiednio uzasadnionym pisemnym wnioskiem o objęcie klauzulą poufności ich tożsamości lub fragmentów zgłaszanych uwag.

STRESZCZENIE

1. Procedura

Belgia dokonała wstępnego zgłoszenia środka w dniu 3 lipca 2019 r. Zorganizowano wymianę kilku kwestionariuszy z władzami belgijskimi oraz spotkania, podczas których omówiono dokumentację przedzgłoszeniową. Belgia zgłosiła środek w dniu 19 grudnia 2019 r.

2. Opis środka, w odniesieniu do którego Komisja wszczyna postępowanie

Celem zaproponowanego mechanizmu zdolności wytwórczych jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii zgodnie z definicją standardu niezawodności zawartą w ustawie o energii elektrycznej z dnia 29 kwietnia 1999 r. Belgia zidentyfikowała ryzyko dla bezpieczeństwa dostaw energii wynikające ze stopniowego wycofywania elektrowni jądrowych, które ma nastąpić w 2025 r.

Belgijski mechanizm zdolności wytwórczych jest skonstruowany w taki sposób, że operator systemu przesyłowego (OSP) kupuje zdolności wytwórcze od dostawców zdolności wytwórczych w formie „opcji niezawodności”. Dostawcy zdolności wytwórczych wybrani w ramach aukcji sprzedają opcje niezawodności OSP, otrzymując w zamian stałe wynagrodzenie za zdolność wytwórczą. Za każdym razem, gdy cena referencyjna (tj. cena na rynku dnia następnego) przekracza określony wstępnie poziom, tzw. kurs wykonania, dostawca zdolności wytwórczych musi zwrócić OSP różnicę między ceną referencyjną a kursem wykonania.

OSP organizuje aukcję w ramach mechanizmu zdolności wytwórczych w zależności od poziomu zasobów zdolności, które są niezbędne do zagwarantowania odpowiedniego poziomu wystarczalności zasobów do osiągnięcia standardów niezawodności. Każdego roku odbywa się aukcja zdolności wytwórczych na dostawy za cztery lata („aukcja R-4”). Kolejna aukcja z rocznym wyprzedzeniem odbywa się w roku bezpośrednio poprzedzającym rok dostawy w aukcji głównej („aukcja R-1”).

Koszty mechanizmu zdolności wytwórczych (tj. koszty ponoszone w celu sfinansowania płatności na rzecz dostawców) zostaną sfinansowane na podstawie „obowiązku świadczenia usługi publicznej” za pośrednictwem taryf sieciowych OSP.

Podstawę prawną środka stanowi ustawa o energii elektrycznej z dnia 29 kwietnia 1999 r. dotycząca organizacji belgijskiego rynku energii elektrycznej, zmieniona aktem opublikowanym w dniu 16 maja 2019 r. w belgijskim dzienniku ustaw („Belgisch Staatsblad”/„Moniteur belge”). Przyjęte zostanie prawo wtórne w postaci dodatkowych dekretów królewskich i przepisów rynkowych, w którym bardziej szczegółowo określone zostaną zasady mechanizmu zdolności wytwórczych. Projekty tych aktów są dostępne na stronie internetowej Ministerstwa Energii (1).

3. Ocena środka

3.1. Istnienie pomocy w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE

Komisja uważa, że mechanizm zdolności wytwórczych jest finansowany z zasobów państwowych, ponieważ jest on finansowany z wpływów z opłaty parafiskalnej nałożonej przez państwo, którymi to wpływami zarządza się i które się rozdziela zgodnie z przepisami prawa. Komisja zauważa, że zwycięscy oferenci otrzymują w ramach zgłoszonego mechanizmu dochód, którego nie uzyskaliby, gdyby kontynuowali działalność na rynku energii elektrycznej na normalnych warunkach ekonomicznych, sprzedając wyłącznie energię elektryczną i usługi systemowe. Ponadto środek przynosi korzyść tylko niektórym przedsiębiorstwom, które są w stanie pomóc w rozwiązaniu stwierdzonego problemu z wystarczalnością, a które konkurują z innymi producentami energii elektrycznej. Zgłoszony środek przyniesie zatem korzyść gospodarczą przedsiębiorstwom, które znajdują się w sytuacji faktycznej i prawnej porównywalnej do sytuacji innych producentów energii elektrycznej. W związku z tym środek pomocy ma charakter selektywny. Produkcja energii elektrycznej oraz sprzedaż energii elektrycznej na rynkach hurtowych i detalicznych są działaniami otwartymi na konkurencję w całej UE. W związku z powyższym korzyść przyznana przy użyciu zasobów państwowych na rzecz dowolnego przedsiębiorstwa w tym sektorze może wpłynąć na handel wewnątrzunijny i zakłócić konkurencję. Komisja stwierdza zatem, że środek nosi znamiona pomocy państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE.

3.2. Zgodność pomocy z prawem

Zgłaszając program przed jego wdrożeniem, władze belgijskie spełniły obowiązek spoczywający na nich zgodnie z art. 108 ust. 3 TFUE.

3.3. Zgodność środka pomocy

Komisja przeprowadziła ocenę zgodności środka z rynkiem wewnętrznym na podstawie warunków określonych w sekcji 3.9 Wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014–2020 (2) („wytyczne EEAG”), w których określono szczegółowe warunki dotyczące pomocy na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych i które obowiązują od dnia 1 lipca 2014 r. W dniu 2 lipca 2020 r. Komisja przyjęła komunikat, za pośrednictwem którego przedłużono okres obowiązywania wytycznych EEAG do dnia 31 grudnia 2021 r. oraz wprowadzono zmiany do tych wytycznych (3).

3.3.1. Cel leżący we wspólnym interesie i konieczność pomocy

Belgia wskazała potrzebę ustanowienia mechanizmu zdolności wytwórczych w badaniu wystarczalności i elastyczności opublikowanym w 2019 r. przez OSP Elia (4). W badaniu zidentyfikowano zagrożenia dla wystarczalności belgijskich zasobów, odnosząc się do krajowego standardu niezawodności opisanego w szczególności w scenariuszu EU-HiLo (duże oddziaływanie – niskie prawdopodobieństwo), w którym założono brak dostępności kilku elektrowni jądrowych we Francji (oprócz „normalnej” niedostępności). Komisja uważa, że zastosowanie scenariusza EU-HiLo w mechanizmie zdolności wytwórczych obejmującym cały rynek nie wydaje się właściwe do określenia poziomu problemu z wystarczalnością zasobów, ponieważ istnieje ryzyko przeszacowania tego problemu i zakłócenia rynku energii elektrycznej. Krajowy organ regulacyjny (CREG) (5) skrytykował metodykę wykorzystaną w badaniu przeprowadzonym przez spółkę Elia.

Komisja ma zatem wątpliwości, czy władze belgijskie wystarczająco precyzyjnie zidentyfikowały oraz właściwie przeanalizowały i określiły ilościowo problem z wystarczalnością zasobów, w szczególności w odniesieniu do pkt 221 i 222 wytycznych EEAG.

3.3.2. Adekwatność pomocy

Komisja ma wątpliwości, czy środek jest odpowiedni w świetle pkt 226 wytycznych EEAG, biorąc pod uwagę wykorzystany w nim restrykcyjny sposób obliczenia progów inwestycji prowadzący do podpisania umów wieloletnich (na 3 lata, 8 lat lub 15 lat). Progi uwzględniają moc zainstalowaną (tj. maksymalną moc, jaką jednostka jest w stanie obsłużyć) zamiast skorygowanej wartości zdolności wytwórczych (tj. określonego wcześniej wskaźnika dostępności jednostek oraz ich wkładu w osiąganie celu w zakresie wystarczalności zasobów). Komisja jest zdania, że cecha ta może uniemożliwić uczciwą konkurencję między technologiami, które w równym stopniu przyczyniają się do zapewnienia wystarczalności zasobów, i zniechęcić do uczestnictwa w nich w ogóle w szczególności technologie o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji, które cechują się wysoką wartością korekcyjnego współczynnika dostępności (w szczególności odnawialne źródła energii słonecznej i wiatrowej o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji).

3.3.3. Efekt zachęty

Celem środka jest zagwarantowanie bezpieczeństwa dostaw energii dzięki zapewnieniu dostępności wystarczających zdolności wytwórczych. W przypadku braku proporcjonalnego mechanizmu zdolności wytwórczych dostępne zdolności wytwórcze prawdopodobnie byłyby niewystarczające do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii, gdyż przewiduje się, że w przypadku znacznej części instalacji przychody z jednotowarowego rynku energii byłyby niewystarczające do pokrycia ponoszonych przez te instalacje kosztów. Ponadto obowiązek zwrotu stwarza zachętę finansową do wykorzystania w okresach niedoborów. Ponadto Belgia wprowadziła procedurę monitorowania dostępności przed okresem dostawy oraz w trakcie tego okresu, jak również odpowiednie testy i kary mające zapewnić przestrzeganie obowiązku dostępności. Komisja doszła zatem do wstępnego wniosku, że środek co do zasady wywołuje efekt zachęty.

3.3.4. Proporcjonalność

Komisja zwraca się o wyjaśnienie, czy środek jest proporcjonalny zgodnie z sekcją 3.9.5 wytycznych EEAG. Komisja ma wątpliwości co do tego, czy: (i) procedura przetargowa zgodna z zasadami konkurencji opiera się na niedyskryminacyjnych kryteriach z uwagi na progi inwestycji, o których mowa w sekcji 3.3.2 powyżej; (ii) metodyka określania krzywej popytu, którą wykorzystano do obliczenia ilości zdolności wytwórczych, które należy pozyskać w ramach każdej aukcji, jest proporcjonalna, ponieważ może opierać się na nierealistycznej wrażliwości scenariusza EU-HiLo lub innych wskaźnikach wrażliwości zakładających brak dostępności dodatkowych elektrowni jądrowych we Francji.

3.3.5. Unikanie negatywnego wpływu na konkurencję i wymianę handlową

Aby uniknąć powstawania nieoczekiwanych zysków, Belgia zastosuje pułap cen pośrednich w odniesieniu do zdolności wytwórczych należących do kategorii umów jednorocznych. W związku z tym wspomniane zdolności wytwórcze nie będą mogły być przedmiotem aukcji po cenie przewyższającej ten pułap ani nie będą mogły uzyskać kursu rozliczeniowego, który go przewyższa. Nie przewiduje się indywidualnej oceny zdolności wytwórczych w celu przyznania odstępstwa w przypadku, gdy istnieje ryzyko poniesienia wyższych kosztów.

W ramach mechanizmu zdolności wytwórczych pośrednie zagraniczne zdolności wytwórcze zostaną objęte pośrednim progiem cenowym. Komisja przyjmuje wstępne stanowisko, że połączenie braku umów wieloletnich i stosowania ceny pośredniej uniemożliwi dostawcom tych zdolności składanie w aukcji ofert uwzględniających rzeczywiste koszty, jeżeli przewyższają one pułap cen pośrednich. W związku z tym dostawcy tych zdolności mogą całkowicie zniechęcić się do udziału w mechanizmie zdolności wytwórczych. Komisja uważa, że prowadzi to do dyskryminacji zagranicznych zdolności wytwórczych, co stanowi naruszenie pkt 232 wytycznych EEAG.

Co więcej, pkt 233 lit. c) wytycznych EEAG stanowi, że mechanizm zdolności wytwórczych nie powinien „podważać decyzji inwestycyjnych podjętych przed wprowadzeniem środka”. Wprowadzenie ceny pośredniej mogłoby jednak skutkować uniemożliwieniem dostawcom istniejących zdolności składanie ofert uwzględniających rzeczywiste koszty, przy jednoczesnym braku możliwości ubiegania się o umowy wieloletnie, co prowadziłoby do wykluczenia tych zdolności z uczestnictwa w mechanizmie zdolności wytwórczych, a nawet wyjścia z rynku energii elektrycznej. W związku z tym Komisja zwraca się o przekazanie dalszych informacji w celu dokonania oceny wpływu progu ceny pośredniej oraz jego zgodności z przedmiotowym punktem wytycznych EEAG.

Belgia wyjaśniła, że dokona przydziału przychodów z ograniczeń przesyłowych wynikających z alokacji biletów transgranicznych (tj. praw dostępu przyznawanych zagranicznym dostawcom zdolności wytwórczych, dzięki którym mogą oni uczestniczyć w mechanizmie zdolności wytwórczych) zgodnie z art. 19 ust. 2 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 (6). Komisja uważa, że do oceny zgodności mechanizmu zdolności wytwórczych z pkt 233 lit. a) wytycznych EEAG wymagane są dalsze informacje, tj. zagwarantowanie, by przychody z ograniczeń przesyłowych zostały wykorzystane w celu zapewnienia przez mechanizm zdolności wytwórczych właściwych zachęt do inwestowania w przepustowość połączeń wzajemnych.

3.3.6. Zgodność środka pomocy z nieodłącznie powiązanymi przepisami prawa Unii

Jeżeli środek pomocy państwa obejmuje aspekty nierozerwalnie związane z przedmiotem pomocy, które naruszają inne przepisy prawa Unii, naruszenie to może mieć wpływ na ocenę zgodności tej pomocy państwa. W tym względzie Komisja doszła do wstępnego wniosku, że mechanizm finansowania mechanizmu zdolności wytwórczych nie wprowadza żadnych ograniczeń, które naruszałyby art. 30 lub art. 110 TFUE, ponieważ Belgia dopuści uczestnictwo zagranicznych zdolności wytwórczych w mechanizmie zdolności wytwórczych. Komisja ma jednak wątpliwości, czy mechanizm zdolności wytwórczych jest zgodny z art. 22 ust. 1 lit. c) i art. 24 ust. 1 rozporządzenia (UE) 2019/943, ponieważ zarówno krajowe badanie wystarczalności i elastyczności, jak i scenariusz referencyjny wykorzystany do określenia wielkości zdolności wytwórczych, które mają być sprzedane na aukcji, opierają się na założeniach dotyczących dostaw energii elektrycznej z zagranicy (brak dostępności dodatkowych elektrowni jądrowych we Francji).

Zgodnie z art. 16 rozporządzenia Rady (UE) 2015/1589 (7) wszelka niezgodna z prawem pomoc może podlegać odzyskaniu od beneficjenta.

TEKST PISMA

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

(2) Dz.U. C 200 z 28.6.2014, s. 1.

(3) Zob. komunikat C(2020) 4355 final (Dz.U. C 224 z 8.7.2020, s. 2).

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

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

(6) Dz.U. L 158 z 14.6.2019, s. 54.

(7) Dz.U. L 248 z 24.9.2015, s. 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.