DECISÃO (UE) 2022/639 DA COMISSÃO

de 27 de agosto de 2021

relativa ao regime de auxílio SA.54915 — 2020/C (ex 2019/N) — Bélgica — Mecanismo de remuneração da capacidade

[notificada com o número C(2021) 6431]

(Apenas faz fé o texto em língua inglesa)

(Texto relevante para efeitos do EEE)

A COMISSÃO EUROPEIA,

Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia, nomeadamente o artigo 108.o, n.o 2, primeiro parágrafo,

Tendo em conta o Acordo sobre o Espaço Económico Europeu, nomeadamente o artigo 62.o, n.o 1, alínea a),

Após ter convidado as partes interessadas a apresentarem as suas observações em conformidade com as disposições supracitadas (1) e tendo em conta essas observações,

Considerando o seguinte:

1. PROCEDIMENTO

(1) No seguimento de um procedimento de notificação prévia, por carta de 19 de dezembro de 2019, o Reino da Bélgica notificou a Comissão, em conformidade com o artigo 108.o, n.o 3, do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia (TFUE), de um mecanismo de remuneração da capacidade à escala do mercado (a seguir, «medida» ou «MRC»).

(2) Por carta de 21 de setembro de 2020, a Comissão informou a Bélgica da sua decisão de dar início ao procedimento previsto no artigo 108.o, n.o 2, do TFUE relativamente à medida em questão.

(3) A decisão da Comissão de dar início ao procedimento (a seguir, «decisão de início do procedimento») foi publicada no Jornal Oficial da União Europeia (2). A Comissão convidou as partes interessadas a apresentar observações.

(4) Por carta de 22 de outubro de 2020, a Bélgica apresentou as suas observações sobre a decisão de início do procedimento. A Comissão recebeu observações de 15 partes interessadas. Transmitiu-as à Bélgica, dando-lhe a oportunidade de se pronunciar. As observações da Bélgica foram recebidas por carta de 24 de dezembro de 2020.

(5) Em 9 de julho de 2021, a Bélgica concordou, a título excecional, em renunciar aos seus direitos decorrentes do artigo 342.o do TFUE, em conjugação com o artigo 3.o do Regulamento n.o 1/1958 (3), e em que a presente decisão fosse adotada e notificada em língua inglesa.

2. DESCRIÇÃO PORMENORIZADA DA MEDIDA

2.1. Descrição da medida

(6) A Bélgica estima que será confrontada com um problema de adequação da produção de eletricidade a partir de 2025, em resultado sobretudo da sua decisão de eliminar progressivamente toda a capacidade nuclear ao longo do período de 2022-2025 e da desativação de capacidades de geração térmica na Bélgica e nos seus países vizinhos.

(7) Por conseguinte, o objetivo da medida é assegurar uma capacidade suficiente para produzir eletricidade e que essa produção satisfaça a procura prevista de eletricidade.

(8) Ao abrigo do MRC, os beneficiários seriam selecionados através de um procedimento de concurso e seriam remunerados pela sua disponibilidade. O apoio seria prestado mediante um pagamento de capacidade durante o período de vigência do acordo de capacidade. Como contrapartida, os proponentes selecionados cederiam a sua disponibilidade para satisfazer as necessidades do operador da rede de transporte (ORT) durante eventuais episódios de pressão.

(9) A Bélgica estabeleceu os seus objetivos nacionais de descarbonização no respetivo plano nacional em matéria de energia e clima (PNEC) (4). Com base neste PNEC, prevê-se que a quota-parte de fontes de energia renováveis no consumo de eletricidade na Bélgica venha a aumentar de 17 % em 2017 para pelo menos 40,4 % em 2030. Para cumprir estes objetivos, será necessário integrar fontes de energia renováveis (FER) significativas, como a energia eólica e solar, cuja intermitência típica poderá representar um desafio para a adequação e segurança do aprovisionamento.

(10) Ainda que o desenvolvimento de FER não seja o seu objetivo principal, a conceção do MRC abraça as metas ambiciosas relativas à introdução de mais FER no cabaz energético belga e serve de complemento ao desenvolvimento adicional de novas FER intermitentes.

2.2. Base jurídica e disposições governamentais

(11) A base jurídica da medida é a Lei da eletricidade, de 29 de abril de 1999, relativa à organização do mercado belga da eletricidade (a seguir, «Lei da Eletricidade»), a qual foi alterada por leis (5) publicadas em 16 de maio de 2019 e 19 de março de 2021 no Jornal Oficial da Bélgica.

(12) Adicionalmente, foram elaborados decretos reais (6) e as Regras de Funcionamento do MRC belga (7), a fim de circunstanciar as modalidades do MRC: (1) Decreto Real de 28 de abril de 2021, que determina a metodologia de cálculo da capacidade e os parâmetros relativos aos leilões no contexto do mecanismo de remuneração da capacidade (8); (2) Decreto Real de 21 de maio de 2021, sobre os critérios de elegibilidade relativos ao apoio cumulativo e ao limite mínimo de participação (9); (3) Decreto Real de 4 de junho de 2021, relativo aos limiares de investimento e aos custos elegíveis (10); (4) Projeto de decreto real relativo ao estabelecimento das condições aplicáveis à participação de detentores de capacidades estrangeiras no MRC (11); e (5) Decreto Real de 30 de maio de 2021, relativo às modalidades de controlo (12).

(13) Em agosto de 2020, a Elia (o ORT belga) realizou uma consulta pública sobre as Regras de Funcionamento do MRC belga (13).

2.3. Adequação da produção na Bélgica

2.3.1. Norma de fiabilidade

(14) O objetivo principal do MRC proposto é garantir a segurança do aprovisionamento, tal como definido numa norma de fiabilidade.

(15) Tal como notificado em 2019, os critérios de fiabilidade na Bélgica foram estabelecidos por meio de um critério de valor esperado de perda de carga («Loss of Load Expectation» – LOLE) com duas componentes: o número previsto de horas durante as quais os recursos de geração disponíveis na rede elétrica belga não conseguirão, no seu conjunto, cobrir a carga e as necessidades das reservas operacionais, tendo igualmente em conta a resposta da procura, o armazenamento e os interconectores, não pode exceder três horas num ano estatisticamente normal. Como segundo critério, o LOLE deve manter-se inferior a 20 horas num ano estatisticamente anormal (LOLE95) (14). Estes valores estão igualmente prescritos na Lei da Eletricidade.

(16) A norma de fiabilidade exprime a estimativa do valor que os consumidores atribuem à prevenção de cortes no seu aprovisionamento de eletricidade (valor da energia não distribuída – VEND), bem como o custo esperado de novas capacidades na Bélgica (CONE).

(17) O artigo 23.o, n.o 6, do Regulamento (UE) 2019/943 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, relativo ao mercado interno da eletricidade (15) (a seguir, «Regulamento Eletricidade») prevê a criação de uma metodologia da União para o cálculo do VEND, do CONE e da norma de fiabilidade.

(18) Em 2 de outubro de 2020, a Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia (ACER) aprovou a metodologia de cálculo do VEND (metodologia VEND), do CONE (metodologia CONE) e da norma de fiabilidade (metodologia NF). As três metodologias são designadas coletivamente por «metodologia VEND/CONE/NF» (16).

(19) Em 7 de junho de 2021, a Bélgica apresentou os novos cálculos do VEND, do CONE e da norma de fiabilidade, de acordo com a metodologia VEND/CONE/NF.

(20) Em 28 de maio de 2021, o regulador belga da energia (CREG) enviou ao ministro da Energia a sua proposta de norma de fiabilidade para a Bélgica. A norma de fiabilidade proposta pela CREG correspondia a 2 horas e 43 minutos.

(21) No seu parecer de 2 de junho de 2021, a Direção-Geral da Energia do Serviço Público Federal Economia (a seguir, «SPF Economia») recomendou o arredondamento da norma de fiabilidade para 3 horas, a fim de assegurar a coerência com estudos prévios sobre a adequação dos recursos nacionais e europeus, de permitir observar a prática de expressão das normas de fiabilidade em horas arredondadas, como acontece nos países vizinhos, e de ter em conta o facto de que o défice não marginal identificado para a Bélgica será colmatado com um cabaz energético, e não com uma única tecnologia de referência.

(22) De acordo com o projeto de decreto real relativo ao estabelecimento da norma de fiabilidade e à aprovação dos valores relativos ao custo do VEND e do CONE, a nova norma de fiabilidade foi estabelecida em três horas.

(23) O projeto de decreto real também aprova a estimativa única do custo do VEND, com base no valor definido pela Direção-Geral da Energia do SPF Economia, juntamente com o Gabinete de Planeamento, e do CONE, com base na tecnologia de gestão da procura (17).

(24) O VEND ficará estabelecido em 16 033 EUR/MWh e o CONE em 45 EUR/kW/ano.

(25) O VEND foi calculado através de um método de triangulação que teve em conta a função de produção e um inquérito sobre a disponibilidade para pagar, conduzido pela CREG. Segundo as autoridades belgas, o inquérito realizado pela CREG não era consistente, dado que, entre outros fatores, o cenário único proposto (temperatura inferior a + 5 °C) não era representativo para os cenários de maior escassez. Por conseguinte, a ponderação atribuída aos resultados do inquérito no cálculo estimativo do VEND era limitada.

(26) Nos termos da Lei da Eletricidade, os cálculos relevantes para o MRC serão efetuados com base na norma de fiabilidade em vigor no dia 15 de setembro do ano anterior ao leilão.

(27) Atendendo ao calendário apertado, a Bélgica calculou o volume a adquirir nos leilões A-4 e A-1, agendados para outubro de 2021 e de 2024, respetivamente, com base na antiga norma de fiabilidade, sob reserva de um compromisso de ajustamento dos volumes, se necessário, no caso de a nova norma de fiabilidade e a avaliação da adequação revelarem uma necessidade de capacidade significativamente menor.

(28) A Bélgica comprometeu-se igualmente a atualizar o VEND com base num novo inquérito sobre a disponibilidade para pagar, em consonância com a metodologia CONE/VEND/NF, e, se necessário, a definir uma nova norma de fiabilidade antes de setembro de 2022, com vista a utilizar a nova norma de fiabilidade para determinar o volume a adquirir, o mais tardar, para o leilão de 2023.

2.3.2. Avaliação da adequação

(29) De acordo com as autoridades belgas, a Bélgica será confrontada com um problema de adequação a partir de 2025, em resultado sobretudo do abandono progressivo da energia nuclear programado para o período de 2022-2025, reforçado pela desativação das capacidades de geração térmica nos países vizinhos. O problema de adequação foi determinado através de um estudo nacional sobre a adequação dos recursos que pressupunha diversos cenários.

(30) O estudo de adequação nacional relativo ao período de 2020-2030, publicado, em junho de 2019, pela Elia, o operador da rede de transporte belga (a seguir, «Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019») (18), identificou a necessidade sistemática de uma nova capacidade de pelo menos 3,9 GW, no cenário de probabilidade reduzida de impacto elevado (UE-PRIE), até ao inverno de 2025-2026. Este cenário toma em consideração a eletricidade importada e pressupõe que várias centrais nucleares francesas poderão não estar disponíveis (a somar à indisponibilidade «normal»). O mesmo cenário foi utilizado no quadro da avaliação do volume de reservas estratégicas (19). O cenário de base da UE (20) revela um défice de 2,4 GW se se mantiver a capacidade térmica existente no sistema (ver figura 4-18 do Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019).

(31) Os resultados do Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019 mostram que, para o cenário UE-PRIE, sem intervenção, o LOLE ascenderia a 10,5 horas em 2025, o que ultrapassaria significativamente a norma de fiabilidade nacional em termos de segurança do aprovisionamento. O indicador LOLE95 cresceria, inclusive, para 84 horas. O quadro seguinte apresenta os resultados do LOLE, tal como constam do estudo de adequação nacional para o cenário UE-PRIE e o cenário de base da UE: Quadro 1 Resultados do LOLE para a Bélgica no Estudo de Adequação e Flexibilidade 2025 2028 2030 UE-BASE UE-PRIE UE-BASE UE-PRIE UE-BASE UE-PRIE LOLE do restante mercado (horas) 9,4 10,5 6 6,9 6 6,2 LOLE95 do restante mercado (horas) 89 84 63 76 43 51 Fonte: Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019

(32) Em 11 de julho de 2019, a CREG publicou uma análise do Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019 (21), na qual pôs em causa, entre outros aspetos, a utilização do cenário UE-PRIE como cenário principal. De acordo com a CREG, a metodologia de avaliação da rendibilidade das capacidades existentes e novas deve ser melhorada, e todas as reservas de compensação disponíveis na Bélgica e além-fronteiras devem ser tidas em consideração.

(33) Em novembro de 2019, a rede europeia dos operadores de redes de transporte de eletricidade (REORTE) disponibilizou a previsão intercalar da adequação de 2019 («Mid-term Adequacy Forecast» – MAF 2019) (22), que indica os seguintes resultados para a Bélgica em 2025: Quadro 2 Níveis do LOLE para a Bélgica na MAF 2019 Cenário de base – 2025 Sensibilidade hipocarbónica (23) – 2025 LOLE médio 1,09 horas 1,61 horas LOLE95 3,15 horas - Fonte: previsão intercalar da adequação da REORTE para 2019

(34) Contudo, de acordo com a Bélgica, os resultados do LOLE apresentados pela MAF 2019 da REORTE não são suficientemente precisos relativamente à Bélgica, dado que presumem uma disponibilidade adicional de 2,5 GW (24), que não está efetivamente garantida.

(35) No seu relatório final de abril de 2020 (25), o Fórum Pentalateral da Energia (26) (PLEF) apresentou os seguintes resultados para a Bélgica em 2025: Quadro 3 Níveis do LOLE para a Bélgica na avaliação geral da adequação de 2020 realizada pelo PLEF Cenário de base – 2025 (27) Sensibilidade baixa de gás – 2025 (28) Sensibilidade baixa nuclear / de CLT CH – 2025 (29) LOLE médio 3,3 horas 8,1 horas 4,6 horas Fonte: Fórum Pentalateral da Energia, «Generation Adequacy Assessment – April 2020 – Final report» [relatório final da avaliação da adequação da produção – abril de 2020]

(36) Em novembro de 2020, a REORTE publicou a MAF 2020. Relativamente ao cenário de base para 2025, os resultados da MAF 2020 indicam um LOLE médio de 0,4 horas, o qual preenche, portanto, o critério legal de adequação para a Bélgica, correspondente a um LOLE de três horas.

(37) No entanto, nas observações dos países anexas à MAF 2020, a Bélgica referiu o seguinte: «A MAF 2020 contém uma quantidade significativa de capacidade "instalada nova" presumida, distribuída por um conjunto amplo de países. Importa referir que, de modo geral, não é certo que essas capacidades venham finalmente a materializar-se em 2025, pelo que estes pressupostos e os consequentes resultados, tal como apresentados na MAF 2020, devem ser interpretados com cautela. Além do mais, a Bélgica faz parte, há vários anos, da região onde o acoplamento de mercados baseado nos fluxos já foi implementado. Embora a Elia tenha desenvolvido um modelo de simulação baseado nos fluxos, que aplicou, por exemplo, no seu estudo de 2019 e que foi igualmente utilizado no estudo de avaliação da adequação da produção (AAP) de 2020 do PLEF, essa abordagem ainda não é utilizada no presente estudo da MAF 2020».

(38) Na sua notificação, as autoridades belgas indicavam que a metodologia e os dados estão alinhados a nível europeu e que, como tal, o Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019 está em linha com a MAF 2019.

(39) Nos termos do artigo 23.o, n.o 3, do Regulamento Eletricidade, a REORTE deve desenvolver uma metodologia a ser utilizada para a avaliação europeia da adequação dos recursos (AEAR) e para qualquer avaliação nacional da adequação dos recursos (ANAR) (ver artigo 24.o do Regulamento Eletricidade). Essa metodologia deve ser aprovada pela ACER.

(40) Em 2 de outubro de 2020, a ACER aprovou a metodologia para a avaliação europeia da adequação dos recursos (a seguir, «metodologia AEAR») (30).

(41) Em 30 de junho de 2021, a Elia publicou um novo estudo de adequação e flexibilidade relativo ao período de 2022-2032 (a seguir, «Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021»).

(42) Em conformidade com a metodologia AEAR, a Elia integrou os seguintes elementos da metodologia AEAR no quadro do Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021: a) Anos climáticos: a Elia optou por implementar a primeira opção enunciada na metodologia AEAR, ou seja, ter por base a melhor previsão possível das projeções climáticas futuras; b) Avaliação da viabilidade económica: a Elia desenvolveu um método para calcular a viabilidade económica dos diferentes ativos na rede de eletricidade, em conformidade com a metodologia AEAR; c) Base nos fluxos: o quadro de modelização da Elia integra todas as introduções de conceção do mercado conhecidas e previstas no método de cálculo da capacidade baseada nos fluxos, como a ampliação da região para o núcleo; «acoplamento híbrido avançado»; ou as regras de nível mínimo de margem disponível remanescente (minRAM) introduzidas no Regulamento Eletricidade; d) Flexibilidade: o estudo inclui, juntamente com o cálculo das necessidades e meios totais de flexibilidade do sistema, uma avaliação do cômputo das reservas de contenção da frequência e das reservas de restabelecimento da frequência para cada ano-alvo, com vista a refletir as necessidades de reservas que compensarão os desvios em conformidade com os requisitos legais modelizados nas simulações de adequação. Além disso, as características de flexibilidade da energia eólica ao largo são aperfeiçoadas, sendo incluídas as tecnologias de conversão de eletricidade em x como novas tecnologias. Por último, é dada especial ênfase ao impacto da integração da segunda vaga de capacidade de geração ao largo e às plataformas de compensação transfronteiras; e) Integração setorial: no que respeita ao acoplamento de setores, as interfaces entre a rede de eletricidade e os diversos setores, como os setores dos transportes, do aquecimento e do gás, são tidas em conta por meio da inclusão de pressupostos sobre veículos elétricos, bombas de calor e capacidades de geração de unidades de gás térmico, respetivamente. A fim de atender às implicações da utilização de eletricidade para gerar hidrogénio na modelização utilizada no estudo em apreço, foram adicionados eletrolisadores como consumo (flexível) de eletricidade na Bélgica e além-fronteiras. De resto, foi prestada especial atenção à digitalização do consumo adicional de eletricidade resultante dos transportes e do aquecimento; f) Horizonte de dez anos: o estudo tem por base um horizonte de dez anos (2022-2032). A fim de reduzir a quantidade de simulações e cálculos, não foram simuladas todas as sensibilidades e cenários para todos os anos: alguns anos fundamentais foram analisados mais aprofundadamente. Foi aplicado um grande número de sensibilidades à Bélgica e além-fronteiras, com o intuito de atender e compreender as implicações de determinados pressupostos variáveis. Para fins comparativos, prevê-se que a AEAR 2021 simule apenas os anos de 2025 e 2030; g) Variantes com e sem mecanismos de capacidade: em conformidade com o Regulamento Eletricidade e com a metodologia AEAR, a Elia incluiu cenários com e sem mecanismos de capacidade à escala do mercado na Europa.

(43) As autoridades belgas afirmaram que os principais requisitos metodológicos estipulados na metodologia AEAR foram aplicados no estudo em apreço.

(44) Nos termos do Regulamento Eletricidade, as ANAR têm de prever os cenários centrais de referência. Estes cenários devem incluir, entre outros elementos, uma avaliação da viabilidade económica dos ativos de produção. Por outro lado, a metodologia AEAR determina que devem ser definidos dois cenários centrais de referência: um com mecanismos de capacidade em toda a Europa e o outro sem esses mecanismos de capacidade.

(45) Consequentemente, no Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021, foram explorados dois cenários centrais: a) «UE-BASE»: reflete um cenário que tem em conta mecanismos de capacidade à escala do mercado já aprovados na França, Grã-Bretanha, Polónia, Itália e Irlanda e pressupõe que os mesmos serão estabelecidos até ao final do calendário coberto pelo estudo em apreço; b) «UE-semMRC»: reflete um cenário que exclui as receitas dos mecanismos de capacidade à escala do mercado, pressupondo, portanto, que não existem mecanismos de capacidade à escala do mercado na Europa.

(46) O Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021 tem em conta o contributo de todos os recursos, incluindo a produção, armazenamento de energia, integração setorial, resposta da procura e possibilidades de importação e exportação atuais e futuras e o seu contributo para o funcionamento flexível da rede.

(47) As autoridades belgas afirmaram que a modelização dos preços máximos de compensação efetuada no Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021 toma em consideração todas as disposições jurídicas disponíveis, como o limite máximo de preços aplicável, a regra dos 60 % (31) prevista no Regulamento (UE) 2015/1222 da Comissão, de 24 de julho de 2015, que estabelece orientações para a atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos (32), e a Decisão n.o 04/2017 da ACER, de 14 de novembro de 2017.

(48) O Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021 modeliza o aumento automático do preço máximo de compensação a partir de 2025. De acordo com as autoridades belgas, é muito provável que nenhum LOLE seja registado antes de 2025; por conseguinte, não está modelizado qualquer aumento do preço máximo de compensação antes de 2025. No entanto, mesmo que ocorressem aumentos dos limites de preços, de acordo com as autoridades belgas, a modelização demonstra que os resultados da avaliação da viabilidade económica para 2025 permaneceriam inalterados (ver figura 3-72 do Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021). A Bélgica comprometeu-se a assegurar que o novo estudo de adequação, a publicar até junho de 2023, tenha plenamente em conta a metodologia de aumentos de preços dinâmicos a partir do início do período da simulação.

(49) De acordo com o Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021, a partir de 2025, após a conclusão do abandono progressivo da energia nuclear, a Bélgica enfrentará uma necessidade estrutural de novas capacidades. No cenário «UE-BASE» central, essa necessidade ascende a 2 GW em 2025 e cresce gradualmente até 3,9 GW em 2032. A necessidade acrescida está ligada ao aumento previsto no consumo de eletricidade e à diminuição das importações durante os períodos de escassez na Bélgica.

(50) Segundo o Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021, em 2025, só uma percentagem muito reduzida da nova capacidade será viável no âmbito do mercado apenas centrado na energia.

(51) Por conseguinte, as autoridades belgas consideram que, na ausência de medidas, se identifica um problema de adequação dos recursos na Bélgica a partir de 2025.

(52) O Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021 representa a melhor e mais recente perspetiva sobre a necessidade do MRC.

2.3.3. Deficiências do mercado

(53) A Bélgica identificou um conjunto de deficiências de mercado que obstam a um mercado da eletricidade funcional, seguro, economicamente acessível e sustentável.

(54) A primeira deficiência de mercado resulta de diferentes fatores que impedem sinais de preços eficientes e do facto de os preços da energia estarem impedidos de aumentar para o VEND, bem como de outras imperfeições na conceção do mercado.

(55) A combinação destas deficiências de mercado com a correspondente ação regulamentar poderia causar uma tendência de «atenuação» dos sinais de preços nos mercados da eletricidade, levando a que os preços não crescessem para um nível «eficiente» em períodos de escassez. Daí resulta um défice de receitas crónico para os operadores das centrais e os operadores de gestão da procura, que afeta as suas possibilidades de recuperar os custos fixos e variáveis, um problema geralmente designado por «falta de dinheiro», impedindo as forças de mercado de atingir o nível de adequação exigido.

(56) Teoricamente, num mercado apenas centrado na energia, a questão de os consumidores não poderem escolher o nível de fiabilidade que desejam poderia ser resolvida permitindo que os preços aumentassem para um nível regulamentar que refletisse o preço que os consumidores já não estariam dispostos a pagar pela energia e permitindo que os produtores de eletricidade recebessem rendas de escassez. No entanto, como consequência de uma baixa resposta da procura, é difícil apurar o VEND efetivo e os picos de preços enfrentam problemas de aceitabilidade política.

(57) De acordo com as autoridades belgas, uma segunda deficiência de mercado resulta da aversão ao risco dos investidores no contexto de um aumento da volatilidade e de grande incerteza regulamentar. A crescente penetração de fontes de energia renováveis intermitentes torna os preços mais voláteis e aumenta a incerteza quanto à possibilidade de as tecnologias convencionais recuperarem os seus custos fixos no mercado da eletricidade. De acordo com a Bélgica, ligeiras variações das condições relacionadas com o nível de introdução das FER, como, por exemplo, metas relativas à energia solar e à energia eólica terrestre e marítima, poderiam ter um impacto significativo nas receitas das tecnologias de geração convencionais. O problema da «falta de dinheiro» agrava-se à medida que a capacidade intermitente aumenta. Consequentemente, segundo as autoridades belgas, tal aumenta o risco económico inerente aos investimentos em tecnologias de geração convencionais flexíveis. Além disso, de acordo com a Bélgica, os preços da energia não permitem, regra geral, um horizonte de cobertura a prazo superior a três anos, o que é curto para criar um cenário de investimento que convença os investidores. Além do mais, segundo as autoridades belgas, mesmo que os mercados a prazo conseguissem suportar mudanças graduais na oferta e na procura, não seriam capazes de fornecer uma cobertura em caso de choque estrutural significativo, como o abandono progressivo da energia nuclear previsto na Bélgica.

(58) Em terceiro lugar, a fiabilidade das redes elétricas comporta algumas características de bem público. Concretamente, os investimentos num maior nível de segurança do aprovisionamento são benéficos para todos, ao passo que, tal como explicado anteriormente, não é possível para a maioria dos diferentes consumidores finais ser desligado seletivamente pelo operador da rede em função da sua disponibilidade para pagar. Assim, os produtores de eletricidade terão, provavelmente, incentivos inadequados para investir em capacidade de geração, o que, em última instância, produziria, portanto, níveis subotimizados de fiabilidade das redes.

(59) De acordo com as autoridades belgas, estes problemas assumem uma forma especial na Bélgica, na medida em que se trata de um mercado relativamente pequeno e altamente interligado, sendo, por isso, igualmente afetado por riscos de aprovisionamento semelhantes nos mercados da eletricidade vizinhos. Por conseguinte, segundo as autoridades belgas, a adequação na Bélgica é fortemente influenciada pela situação nos mercados da eletricidade vizinhos.

(60) Em 2018, a Comissão aprovou uma reserva estratégica para a Bélgica até 31 de março de 2022 (33). O objetivo da reserva estratégica é satisfazer o pico da procura durante os períodos de inverno quando o mercado não consegue fazê-lo, mantendo fora do mercado alguma da capacidade existente de produção e de resposta da procura, como sistema de retaguarda a ser ativado unicamente quando se esgotarem os recursos de compensação.

2.3.4. Reformas do mercado

(61) Em 25 de novembro de 2019, a Comissão recebeu um plano de execução (34) do Ministério belga da Energia, em conformidade com o artigo 20.o, n.o 3, do Regulamento Eletricidade, ao abrigo do qual os Estados-Membros com problemas de adequação devem estabelecer, num plano de execução, medidas destinadas a eliminar as distorções regulamentares ou falhas nos respetivos mercados. Na sequência de uma consulta pública, em 30 de abril de 2020, a Comissão adotou um parecer relativo ao plano de execução da Bélgica, nos termos do artigo 20.o, n.o 5, do Regulamento Eletricidade (35). A Bélgica adotou e apresentou à Comissão uma versão final do seu plano de execução (36).

(62) Relativamente aos mercados de compensação, a Bélgica introduziu uma denominada «componente alfa» no seu mecanismo de fixação dos preços de desvio. Trata-se de uma componente de preços de desvio suplementares, aplicada aos agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios para aumentar o sinal de preço em tempo real sempre que aumenta o desvio da rede na zona de controlo belga. No seu parecer, a Comissão convidou a Bélgica a ponderar se a função de fixação de preços de escassez deveria aplicar-se não só aos agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios, mas também aos prestadores de serviços de compensação. Esta medida poderia contribuir para a segurança do aprovisionamento, ao assegurar que os agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios e os prestadores de serviços de compensação suportem o mesmo preço pela energia produzida/consumida, visto que uma diferenciação de preços pode resultar numa arbitragem ineficiente por parte dos intervenientes no mercado. A Comissão também considera que a função de fixação de preços de escassez deve ser acionada pela escassez de reservas na rede e que deve ser calibrada de modo a fazer subir os preços da energia de compensação para o VEND quando a rede esgota as reservas. A Comissão convidou a Bélgica a equacionar uma alteração correspondente do seu regime de fixação de preços de escassez até 1 de janeiro de 2022, o mais tardar. Além disso, a Bélgica está a implementar a liquidação de desvios e prepara-se para aderir às plataformas de compensação da UE para reservas de restabelecimento da frequência com ativação automática (aFRR) e reservas de restabelecimento da frequência com ativação manual (mFRR), cujas entradas em funcionamento estão previstas para o final de 2021 e 2022, respetivamente. Além do mais, a Bélgica assumiu os seguintes compromissos no que respeita à contratação de compensação e de serviços de sistema: a) O mais tardar em julho de 2020, as RCF (reservas de contenção da frequência) teriam de ser submetidas a concurso público diariamente e contratadas exclusivamente à escala regional; b) O mais tardar em julho de 2020, as reservas de restabelecimento da frequência com ativação automática teriam de ser submetidas a concurso público diariamente e todas as tecnologias, todos os intervenientes e todos os níveis de tensão poderão participar no mercado. A energia de compensação ativada deverá ser remunerada através de preços marginais logo que exista liquidez suficiente; c) A contar de fevereiro de 2020, o cômputo e o dimensionamento das reservas de restabelecimento da frequência com ativação manual são efetuados diariamente, e a energia de compensação ativada é remunerada através de preços marginais.

(63) O relatório anual, que a Bélgica apresentou em julho de 2021, confirma que estas medidas foram entretanto aplicadas.

(64) Na Bélgica, a resposta da procura é elegível para participação nos mercados grossistas de eletricidade (incluindo para o dia seguinte e intradiários) e no mercado de compensação, recebendo um tratamento similar ao dos restantes participantes no mercado e prestadores de serviços de compensação. A resposta da procura pode ser representada individualmente ou por intermédio de agregadores. Para facilitar ainda mais a resposta da procura, a Bélgica comprometeu-se, no seu plano de execução (apresentado em 2019), a implantar contadores inteligentes, que serão diferentes em cada uma das suas regiões: a) Flandres (37): (1) O mais tardar em 2023, 33 % dos clientes deverão ter um contador inteligente. (2) O mais tardar em 2028, 66 % dos clientes na Flandres deverão ter um contador inteligente. (3) O mais tardar em 2034, 100 % dos clientes na Flandres deverão ter um contador inteligente. b) Valónia: (1) O mais tardar em 1 de janeiro de 2023, proceder-se-á a uma implantação sistemática de contadores inteligentes: i) para os consumidores domésticos com pagamentos em falta; ii) quando for necessário trocar o contador; iii) para as novas ligações à rede; iv) quando tal for solicitado pelo consumidor. (2) O mais tardar em 31 de dezembro de 2029, estarão instalados 80 % de contadores inteligentes para: i) os consumidores com um consumo igual ou superior a 6 000 kWh; ii) os autoconsumidores, quando a capacidade líquida de desenvolvimento de energia elétrica for igual ou superior a 5 kWe; iii) os pontos de carregamento abertos ao público. c) Bruxelas Capital: implantação de contadores de energia: i) quando seja necessário trocar os contadores; ou ii) para as novas ligações à rede.

(65) Em 2020, a Bélgica tinha uma taxa de interligação elétrica de 21 %. Com os projetos já programados (ver o Plano Federal de Desenvolvimento para 2020-2030 (38)), a taxa de interligação elétrica da Bélgica atingirá cerca de 30 % em 2030 (39). Os seguintes reforços da rede belga ficaram recentemente operacionais ou ficarão operacionais nos próximos anos: a) ALEGrO: o projeto de interesse comum (PIC) ALEGrO, relativo a um interconector de 1 GW entre a Bélgica e a Alemanha, foi encomendado em 2020 (40); b) NEMO: o PIC NEMO, relativo a um interconector de 1 GW entre a Bélgica e o Reino Unido, está operacional desde 2019; c) BRABO: o PIC BRABO refere-se a uma atualização da rede elétrica belga, que visa, entre outras finalidades, aumentar a capacidade de importação a partir dos Países Baixos.

2.4. Beneficiários

2.4.1. Elegibilidade

(66) O MRC estará aberto a todas as capacidades que consigam contribuir para a adequação dos recursos, quer se trate de operadores de capacidade, armazenamento e resposta da procura existentes ou novos. Será permitida a agregação de capacidades, incluindo de tecnologias diferentes.

(67) Será igualmente permitida a participação de capacidades estrangeiras. A secção 2.10 descreve as regras aplicáveis.

(68) Os beneficiários do MRC serão os fornecedores de capacidade selecionados no procedimento de concurso.

2.4.2. Limite mínimo de participação

(69) O limite mínimo de participação foi fixado em 1 MW, designadamente pelos seguintes motivos: a) Alinhamento com o mercado de compensação; b) Este valor é o resultado de um diálogo contínuo com os participantes no mercado, incluindo várias consultas públicas formais; c) Um limite inferior a 1 MW implica que muitas capacidades de pequena escala tenham de iniciar o processo obrigatório de pré-qualificação para o MRC e de fazer face aos respetivos custos, mesmo que não pretendam participar no leilão do MRC; d) Um limite inferior a 1 MW também aumenta significativamente os encargos administrativos.

(70) O Decreto Real sobre os critérios de elegibilidade relativos ao apoio cumulativo e ao limite mínimo de participação prevê uma avaliação do nível do limite mínimo de participação durante o ciclo de vida do MRC, pelo menos de cinco em cinco anos.

(71) As regras da agregação permitem a participação de fornecedores de capacidade mais pequenos que não cumprem o requisito do limite mínimo.

2.4.3. Agregação

(72) Vários fornecedores de capacidade podem decidir agregar-se numa única unidade do mercado de capacidade com pelo menos 1 MW, sem qualquer restrição na dimensão máxima. A única restrição é que os pontos de entrega aos quais os programas diários dos mercados da energia se candidatam (por norma, pontos de entrega do dia com uma dimensão superior a 25 MW) não podem fazer parte de uma carteira agregada. A agregação é permitida em todas as tecnologias. Por outro lado, é permitida a reafetação de componentes numa unidade do mercado de capacidade (UMC) agregada, a fim de aumentar a flexibilidade para os agregadores e de incentivar a sua participação no processo de leilão.

(73) As regras da agregação serão periodicamente reavaliadas e, se necessário, modificadas pelas autoridades belgas, no sentido de assegurar que não constituem um obstáculo à participação no leilão.

2.4.4. Capacidade não confirmada

(74) O mecanismo prevê uma categoria específica de «capacidade não confirmada». Define-se como uma capacidade que, no início do processo de pré-qualificação do A-4, não pode ser associada a um ponto de entrega e, por conseguinte, não pode observar os requisitos de pré-qualificação de pontos de entrega. Esta categoria está aberta a todas as tecnologias e visa estimular a participação de capacidades suscetíveis de encontrar mais dificuldades para cumprir, desde logo, o nível de maturidade padrão exigido no A-4. As capacidades não confirmadas representam projetos menos maduros, ou seja, quando o ponto de entrega ainda não é conhecido; não está disponível nenhum plano de execução do projeto e o projeto amadurece apenas no período de pré-entrega. As autoridades belgas explicaram que o conceito de «capacidade não confirmada» foi introduzido a pedido do mercado e que pode afigurar-se particularmente útil para os agregadores/operadores de gestão da procura, que se consideram capazes de encontrar uma capacidade desta natureza durante o período de pré-entrega, mas, por exemplo, ainda têm de fechar acordos com locais de procura/estão a equacionar várias hipóteses. Uma capacidade não confirmada só deve ser proposta num leilão A-4. Esta categoria apenas pode ser classificada na categoria de capacidade normalizada de contratos de um ano (ver os considerandos 138 e 145).

(75) A fim de limitar os riscos para a segurança do sistema decorrentes da utilização de projetos menos maduros, a capacidade total que pode ser aceite nesta categoria está limitada a 200 MW para o primeiro leilão. A Lei da Eletricidade dispõe que as decisões sobre essa capacidade total máxima devem ser tomadas por leilão. O limite poderá evoluir ao longo do tempo, com base num rendimento positivo da experiência obtida.

2.4.5. Redução de capacidade

2.4.5.1. Regras gerais

(76) O MRC está aberto a todos os detentores de capacidade, em função da sua taxa de disponibilidade e da sua contribuição para o objetivo de adequação dos recursos. Com efeito, não se espera das UMC que estejam disponíveis permanentemente e com a totalidade da sua potência de referência, devido, por exemplo, às condições meteorológicas, aos ciclos de manutenção, a interrupções.

(77) Por este motivo, é calculado um fator de redução para cada tecnologia, a fim de avaliar a sua fiabilidade e o seu contributo para a segurança do aprovisionamento durante momentos especialmente relevantes do ponto de vista da adequação (as chamadas «horas de escassez simulada»). Assim, os detentores de capacidade só podem participar no leilão e são apenas elegíveis para contratos de capacidade que não ultrapassem a sua capacidade reduzida (41).

(78) A metodologia aplicada para calcular estes parâmetros de redução difere consoante a tecnologia e é circunstanciada no Decreto Real, que estabelece a metodologia de cálculo da capacidade e os parâmetros relativos aos leilões. Assim, depende da categoria da capacidade: a) Os fatores de redução para as tecnologias térmicas com uma programação diária são determinados com base numa análise estatística de dados históricos, através de uma subcotação da taxa de indisponibilidades forçadas, uma vez que este parâmetro é considerado independente das condições climáticas; b) Os fatores de redução para as tecnologias térmicas sem programação diária são determinados por medições. Caso as medições sejam insuficientes, são simuladas dividindo a contribuição média esperada destas tecnologias durante as horas de escassez simulada pela potência de referência nominal agregada da tecnologia; c) Os fatores de redução para as tecnologias dependentes da meteorologia com uma programação diária e para as tecnologias dependentes da meteorologia sem programação diária que não tenham optado por um acordo de nível de serviço [ver alínea e) infra] serão determinados dividindo a contribuição média conexa destas tecnologias durante as horas de escassez simulada pela potência de referência nominal agregada da tecnologia aplicável; d) Os fatores de redução para as tecnologias com uma programação diária que tenham limitações de energia serão determinados dividindo a contribuição média esperada destas tecnologias durante as horas de escassez simulada pela potência de referência nominal agregada; e) Acordo de nível de serviço (ANS) – geralmente para resposta da procura ou armazenamento de pequena escala, mas está igualmente disponível para todas as tecnologias sem programação diária, incluindo as FER: o fator de redução está associado a cada ANS selecionado pela própria UMC no processo de pré-qualificação (e encontra-se definido no contrato de capacidade), dependendo dos condicionalismos da energia selecionada. Deste modo, as tecnologias sem programação diária têm a possibilidade de autodeterminar qual o ANS mais indicado para os seus condicionalismos técnicos, em vez de estarem inscritos num ANS predefinido. Além do mais, os agregadores podem escolher o ANS que melhor se adequa à sua carteira.

(79) Em 4 de maio de 2021, a Bélgica apresentou fatores de redução atualizados, ilustrados no quadro a seguir: Quadro 4 Fatores de redução Acordo de nível de serviço (ANS) Disponibilidade/Duração [h] ANS Armazenamento de grande escala 1 h 11 % 11 % 2 h 19 % 19 % 3 h 28 % 28 % 4 h 36 % 36 % 6 h 52 % 52 % 8 h 65 % 65 % Tecnologias térmicas com programação diária Subcategoria Fator de redução Turbina a gás de ciclo combinado 91 % Turbina a gás de ciclo aberto 90 % Turborreatores 96 % Motores a gás 95 % Motores Diesel 93 % PCCE 93 % Biomassa 93 % Resíduos 93 % Energia nuclear 96 % Carvão 90 % Tecnologias com limitações de energia e programação diária Disponibilidade/Duração [h] Fator de redução 1 11 % 2 19 % 3 28 % 4 36 % 5 -6 52 % 7 -8 65 % Tecnologias dependentes da meteorologia Subcategoria Fator de redução Energia eólica marítima 15 % Energia eólica terrestre 6 % Energia solar 4 % Energia hidroelétrica a fio de água 34 % Tecnologias térmicas sem programação diária Subcategoria Fator de redução Tecnologias térmicas agregadas 62 % Fonte: Notificação (42)

(80) As regras de redução podem ser revistas anualmente e modificadas, se necessário. Concretamente, o ORT consultará a lista de tecnologias atualmente existentes no mercado. Se for recebida a indicação de que falta um novo tipo de tecnologia na lista, o mesmo poderá ainda assim ser tido em conta durante a calibração anual dos fatores de redução. Como tal, se necessário, os fatores de redução e as tecnologias serão atualizados anualmente e revistos.

2.4.6. Regras aplicáveis à participação transfronteiriça

(81) No que tange à participação transfronteiriça, a capacidade de entrada máxima disponível para a participação de capacidade indireta estrangeira numa zona de controlo deve ser definida pelo operador da rede para cada zona de mercado com ligação elétrica direta à zona de controlo belga, em conformidade com o artigo 26.o do Regulamento Eletricidade.

(82) Enquanto se aguarda a adoção das estratégias, propostas ou decisões aplicáveis para dar cumprimento ao disposto no artigo 26.o do Regulamento Eletricidade, o contributo de cada zona de mercado com ligação direta à Bélgica é determinado pelo contributo dessas zonas durante as horas de escassez simulada, tal como descrito na secção 2.10.1.

2.4.7. Regras aplicáveis à capacidade não confirmada

(83) A fim de garantir condições de igualdade com outras capacidades contratadas no leilão A-4, a Elia utilizará os fatores de redução conhecidos à data do leilão A-4 como parâmetro de entrada para o processo normalizado de pré-qualificação das capacidades não confirmadas (uma vez que o processo normalizado de pré-qualificação aplicável a estas capacidades pode ser organizado num prazo até 24 meses após o leilão A-4).

2.5. Processo de leilão e regras de fixação dos preços

2.5.1. Frequência dos leilões

(84) De acordo com a notificação, o ORT organizará leilões para o MRC em função do nível de recursos de capacidade necessários para garantir um nível satisfatório de adequação dos recursos para cumprir a norma de fiabilidade.

(85) Todos os anos, é realizado um leilão de capacidade para o fornecimento num prazo de quatro anos («leilão A-4»). No ano imediatamente anterior ao ano de fornecimento do leilão principal, realiza-se outro leilão para o ano seguinte («leilão A-1»). A organização do primeiro leilão A-4 está prevista para 2021, ao passo que o primeiro leilão A-1 deverá ocorrer em 2024.

2.5.2. Determinação do volume a leiloar

(86) Numa versão anterior da Lei da Eletricidade, o artigo 7.o-J, n.o 2, dispunha que incumbia ao ORT propor a metodologia para definir os parâmetros de determinação da quantidade da capacidade a adquirir. Nos termos do Regulamento Eletricidade, aplicável desde 1 de janeiro de 2020, o Estado-Membro deve aprovar o volume a leiloar com base numa proposta da entidade reguladora, a saber, a CREG. Por conseguinte, o Comité MRC (SPF Economia, CREG, Elia e Gabinete do Ministro da Energia) decidiu, já em 2019, que a CREG elaboraria uma proposta de metodologia relativa aos parâmetros de determinação do volume a contratar nos leilões. Os considerandos a seguir fornecem mais pormenores sobre a cronologia.

(87) Em 22 de novembro de 2019, a Elia elaborou um projeto de proposta de decreto real sobre a definição da metodologia para os parâmetros relativos aos leilões (tais como os fatores de redução, os preços de exercício e de referência, o limite de preço intermédio), incluindo o processo de definição do cenário para determinar a capacidade necessária (43). Em 6 de dezembro de 2019, a CREG adotou um parecer (44) sobre a proposta da Elia, no qual explica, nomeadamente, que a utilização do cenário UE-PRIE para determinar a capacidade a adquirir é inadequada (45) e incompatível com o artigo 24.o, n.o 1, do Regulamento Eletricidade.

(88) Em 18 de março de 2020, a CREG enviou ao ministro belga da Energia um projeto de proposta 2064 relativo à determinação do volume de capacidade a adquirir. O projeto de proposta inspirou-se essencialmente na nota (Z) 2024 da CREG, a qual fora enviada ao ministro em 20 de dezembro de 2019, no seguimento de uma consulta pública (46). A CREG adotou a proposta final em 24 de março de 2020 (47). A proposta: a) Deriva uma restrição orçamental, pela qual o custo do MRC tem de ser inferior ao custo para o consumidor devido à previsão da energia não aproveitada (PENA) (48) que um MRC permite evitar. O custo do MRC é o custo da capacidade requerida para cumprir a norma de fiabilidade. O custo esperado da falta de energia equivale à PENA multiplicada pela disponibilidade para pagar relativamente aos clientes que, involuntariamente, não recebem essa energia (VEND). Em caso de risco para a segurança do aprovisionamento, este VEND representa o custo de não aprovisionamento anunciado com antecedência. Baseando-se nos valores de VEND do Gabinete de Planeamento (49) e num estudo da ACER (50), a CREG deriva a seguinte restrição orçamental: Fonte: CREG, «Proposition (E)2064 – 24 mars 2020» b) Deriva a seguinte curva da procura, em que o volume concreto a leiloar é C-Q (51): Fonte: CREG, «Proposition (E)2064 – 24 mars 2020»

(89) Tendo em conta os resultados da consulta pública sobre a nota 2024 da CREG, o Ministério belga da Energia concluiu que a metodologia proposta pela CREG (especialmente a restrição orçamental) não fornece garantias suficientes de que o objetivo do MRC, de «assegurar o nível exigido de segurança do aprovisionamento», seria cumprido em conformidade com os critérios jurídicos.

(90) Consequentemente, o Ministério belga da Energia desenhou um método alternativo para definir os parâmetros de determinação da quantidade de capacidade adquirida no âmbito do mecanismo de capacidade, tomando em consideração a proposta de decreto real da Elia mencionada no considerando 87 e a proposta da CREG mencionada no considerando 88. Foi realizada uma consulta pública sobre esta metodologia adaptada, que decorreu entre 23 de março de 2020 e 27 de março de 2020. Ao abrigo da Lei do MRC alterada, as disposições adaptadas do artigo 7.o-J, n.o 2, da Lei da Eletricidade preveem que os parâmetros de definição do volume a contratar devem ser definidos num decreto real, com base numa proposta da entidade reguladora. O decreto real final foi publicado no Jornal Oficial da Bélgica em 30 de abril de 2021, na sequência da aprovação da Lei do MRC alterada (52). Os considerandos 91 a 99 descrevem o processo de acordo com o disposto nesse decreto real final.

(91) Todos os anos, a quantidade de capacidade exigida para cumprir a norma de fiabilidade num futuro ano de fornecimento específico (ou seja, o volume-alvo) será determinado com base numa proposta da entidade reguladora. Ao apresentar essa proposta, a entidade reguladora tem em conta os dados fornecidos pelo ORT, o qual também procede ao cômputo desses dados com base num cenário e em valores intermédios previamente propostos pela entidade reguladora e determinados pelo ministro. O volume-alvo é determinado com base na norma de fiabilidade prevista por lei, que corresponde a determinado valor LOLE. É calibrado um cenário, com o intuito de assegurar que esse critério seja cumprido. Após a calibração do cenário, é efetuada uma simulação do mercado, através da qual são identificadas as horas de escassez simulada. Depois disso, o volume-alvo é calculado como a soma da carga média durante as horas de escassez simulada com as necessidades de compensação, da qual é subtraída a PENA média durante as horas de escassez simulada.

(92) O cenário referido no considerando 91 será um dos cenários centrais de referência utilizados para identificar o problema de adequação dos recursos, a partir da última AEAR (53) ou da última ANAR (54), e será atualizado com as informações mais recentes disponíveis (55). O processo destinado a completar a quantidade de capacidade a contratar também deve respeitar as disposições aplicáveis do Regulamento Eletricidade.

(93) O Decreto Real estabelece o processo descrito a seguir para determinar o cenário de referência. Como contributo para a decisão do ministro da Energia, o ORT belga publicará uma recomendação, após uma consulta pública dos agentes do mercado quanto aos dados e aos pressupostos. Subsequentemente, a entidade reguladora apresentará uma proposta relativa ao cenário de referência, tendo em conta a metodologia prevista no Decreto Real. Por último, o SPF Economia emitirá um parecer sobre essa proposta. A decisão final quanto à escolha do cenário é da responsabilidade do ministro da Energia.

(94) Um limite global do leilão define a remuneração máxima que pode ser auferida por uma oferta no leilão do MRC e aplica-se a todas as categorias de capacidade. Ao restringir a remuneração máxima que pode ser auferida, o limite global do leilão reduz a possibilidade de utilizar abusivamente o poder de mercado através da apresentação de ofertas inadequadas. O limite de preço global do leilão é calculado multiplicando o CONE líquido (56) por um fator X. O valor do fator de correção X tem em conta as incertezas em torno da estimativa do CONE líquido, quer no respeitante ao nível da variabilidade dos custos brutos de um novo operador associado a diferentes tecnologias, quer na determinação das rendas anuais inframarginais no mercado da energia e das receitas líquidas no mercado de serviços auxiliares de compensação. O limite de preço global do leilão para o primeiro leilão equivale a 75 EUR/kW/ano, o que equivale ao CONE líquido multiplicado por um fator de correção de 1,50 (57).

(95) A curva da procura relativa aos leilões A-4 é concebida com base em três pontos, como ilustra a figura infra:

(96) A curva da procura relativa aos leilões A-1 é concebida com base nos mesmos pontos B e C dos leilões A-4, mas o volume-alvo é ajustado para ter em conta a capacidade já contratada no leilão A-4 correspondente ao mesmo período de entrega. O ponto A corresponde, na ordenada, ao limite de preço global do leilão e, na abcissa, ao volume-alvo.

(97) As autoridades belgas consideram que a conceção das curvas da procura observa dois princípios: a) Garantir a segurança do aprovisionamento: significa isto que, uma vez terminados os leilões A-4 e A-1, a norma de fiabilidade deve estar cumprida; caso contrário, o MRC não atingirá o seu objetivo. Considerando que o ponto B corresponde ao volume exigido para cumprir a norma de fiabilidade, deve assegurar-se que seja contratado pelo menos este volume. Dado que, após um leilão A-4, continua a existir a possibilidade de contratar capacidades adicionais no leilão A-1, é possível uma curva inclinada entre os pontos A e B no A-4, o que permite contratar um volume inferior à quantidade calibrada para o ponto B nesse leilão A-4. Todavia, contratar menos do que o volume associado ao ponto B no A-1 não garantiria o cumprimento da norma de fiabilidade, o que explica a secção vertical no A-1 entre os pontos A e B; e b) Assegurar um mecanismo proporcionado e de custos mínimos: significa isto que, no total, o volume a contratar não deve exceder o volume exigido para cumprir a norma de fiabilidade, sob pena de inflacionar o custo total do mecanismo. É por este motivo que a curva da procura é vertical entre o ponto B e a intersecção com o eixo X tanto no leilão A-4 como no leilão A-1.

(98) Nos termos da Lei da Eletricidade, um volume mínimo de capacidade deve ser reservado para os leilões A-1 e deduzido do volume-alvo relativo ao leilão A-4. Este volume reservado deve ser pelo menos equivalente à capacidade exigida, em média, para cobrir o pico de capacidade total durante menos de 200 horas de funcionamento por ano. Em conformidade com o Decreto Real que determina a metodologia de cálculo da capacidade e os parâmetros relativos aos leilões no contexto do mecanismo de remuneração da capacidade, a capacidade necessária, em média, para cobrir o pico de capacidade total durante menos de 200 horas deve ser determinada, para cada bloco de 100 MW, pelo número médio de horas requeridas para satisfazer o critério da segurança do aprovisionamento com base na curva de duração de carga. Trata-se, nomeadamente, das horas requeridas por determinadas necessidades de capacidade para atingir o consumo máximo de eletricidade. A estimativa da curva da procura levou à reserva de aproximadamente 2,5 GW para o leilão A-1 previsto para 2024. De acordo com a Bélgica, a decisão de reservar uma parte do volume a contratar para o processo do leilão A-1 reflete a sua vontade de realçar a neutralidade e abertura técnicas do mecanismo. Esta medida incentiva a participação dos prestadores de resposta da procura, uma vez que estas capacidades poderão encontrar mais dificuldades para planearem a sua disponibilidade com muita antecedência, complicando possivelmente a sua participação no leilão A-4. Não obstante esta mudança de volume de capacidade para o leilão A-1, todos os detentores de capacidade estão autorizados a participar tanto no processo do leilão A-4 como do leilão A-1 durante um período de entrega determinado.

(99) Antevendo a aplicação do projeto de decreto real final: a) A Elia lançou uma consulta pública sobre os cenários, as sensibilidades e os dados para o cálculo dos parâmetros relativos ao MRC para o leilão A-4 em relação ao período de entrega de 2025-2026. A consulta pública foi realizada entre 5 de maio de 2020 e 5 de junho de 2020 (59). A consulta da Elia abordou os dados provenientes da MAF 2019 da REORTE, atualizados com as informações mais recentes disponíveis em fontes públicas, e as sensibilidades a incluir no cenário de referência que possam ter impacto na segurança do aprovisionamento na Bélgica, em conformidade com o Decreto Real (ver considerando 93). Após a consulta pública, a Elia recomendou a integração no cenário de referência de uma sensibilidade de «baixa procura» e de uma sensibilidade correspondente ao cenário UE-PRIE (60) (ver considerando 30). Subsequentemente, em 10 de julho de 2020, a CREG adotou uma proposta de cenário de referência (61), na qual reitera particularmente as suas críticas à recomendação da Elia de incluir uma sensibilidade para uma redução de quatro unidades da disponibilidade de energia nuclear francesa (ver considerando 87), destacando também o mecanismo de capacidade existente na França para garantir a adequação e o risco de aumento da capacidade a contratar. No entanto, pouco tempo depois, a Direção-Geral da Energia do SPF Economia adotou um parecer dirigido ao ministro da Energia (62), no qual recomenda a integração no cenário de referência de uma modificação da procura prevista, atendendo à sua queda em resultado do impacto do surto de COVID-19. Também incluía uma indisponibilidade adicional de unidades de energia nuclear na França. Neste sentido, a Direção-Geral da Energia do SPF Economia rejeitou a maior parte das críticas tecidas pela CREG, pese embora tenha instado a Elia a rever a sua análise à luz do trabalho do PLEF (ver considerando 35); b) A CREG organizou uma consulta pública entre 1 de julho de 2020 e 13 de julho de 2020 sobre a proposta relativa aos valores do CONE bruto, o custo médio ponderado do capital (CMPC) e o fator de correção X (63). O ministro da Energia toma anualmente a sua decisão com base na proposta da CREG, mas pode ir contra a mesma.

(100) A curva da procura relativa ao leilão A-4 em outubro de 2021 tem por base o cenário central da MAF 2019, com dados atualizados e correções baseadas na «avaliação da adequação da produção» efetuada pelo PLEF e publicada em abril de 2020 (ver igualmente os considerandos 287 a 289).

(101) O Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021 utiliza o cenário central da MAF 2020, complementando-o com o conjunto de dados mais recente disponível para cada país e recolhido no âmbito da REORTE e informações públicas ou estudos nacionais atualizados para outros países. De acordo com a Bélgica, a utilização da mesma fonte (MAF) como conjunto de dados, tanto para as avaliações da adequação dos recursos como a calibração da curva da procura, permite garantir um quadro de coerência.

(102) A Bélgica esclareceu que a sensibilidade utilizada nos cálculos da curva da procura para o primeiro leilão relativamente à indisponibilidade da capacidade nuclear francesa (em consonância com a «avaliação da adequação da produção» efetuada pelo PLEF) foi igualmente modelizada no Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021.

(103) A estimativa do volume a contratar nos primeiros leilões A-4 e A-1 ronda os 9,5 GW. O volume total é definido por leilão e baseia-se na metodologia descrita na secção 2.5.2. Na curva da procura para o leilão A-4, as autoridades belgas reservaram um volume significativo para o leilão A-1, assegurando que uma nova calibração será realizada mais perto do ano de fornecimento e evitando que fosse leiloada demasiada capacidade no primeiro leilão A-4. Esta grande reserva A-1 permite às autoridades belgas acomodar ligeiros desvios após novos dados de entrada e melhorias metodológicas, além de assegurar a tecnologias novas e inovadoras boas possibilidades de participar e, deste modo, garantir, na prática, a neutralidade tecnológica da medida.

(104) Ao todo, cerca de 54 % do pico de consumo médio nos períodos de escassez será contratado no leilão A-4, em 2021, diminuindo assim o volume pretendido para a quantidade estritamente necessário.

(105) A Bélgica comprometeu-se a verificar e, se necessário, ajustar os volumes a contratar no leilão T-4 em 2023 e no leilão T-1 em 2026 cruzando-os com os resultados da ANAR de 2023.

2.5.3. Fase de pré-qualificação

(106) Todos os detentores de capacidade de geração superior a 1 MW estão sujeitos a um procedimento de pré-qualificação obrigatório. Contudo, as capacidades pré-qualificadas não são obrigadas a participar no procedimento de concurso (autoexclusão). Para facilitar esta pré-qualificação obrigatória, é previsto um processo de pré-qualificação acelerado, a fim de permitir aos detentores de capacidade cumprir, com o mínimo esforço, o requisito de pré-qualificação (apenas é requerido um conjunto mínimo de informações, como um número de identificação, o tipo de ponto de entrega e a capacidade instalada total): para os detentores de capacidade após um processo de pré-qualificação acelerado, a capacidade é automaticamente tratada como autoexclusão.

(107) Os requisitos de pré-qualificação incluem um limite de emissão: os fornecedores de capacidade que ultrapassem os limites de emissão infra não podem participar no leilão de capacidade: a) Para as capacidades que tenham iniciado a produção a partir de 4 de julho de 2019, aplica-se um limite de emissão de 550 g de CO2 provenientes de combustíveis fósseis por cada kWh de eletricidade; b) As capacidades que tenham iniciado a produção antes de 4 de julho de 2019 não podem emitir mais de 550 g de CO2 provenientes de combustíveis fósseis por cada kWh de eletricidade, nem mais de 350 kg de CO2 provenientes de combustíveis em média por ano por kWe instalado.

(108) Por outro lado, no âmbito do processo de pré-qualificação, os candidatos devem fornecer uma garantia financeira provisória para poderem participar no leilão. Esta garantia financeira provisória torna-se efetiva quando a UMC é selecionada no leilão. Se, após a seleção no leilão, o fornecedor de capacidade não respeitar as suas obrigações contratuais, ou se não pretender assinar o contrato de capacidade, serão impostas sanções financeiras no âmbito do processo de controlo pré-entrega. No caso de as sanções não serem pagas, a contraparte no contrato tem o direito de acionar a garantia financeira. Aquando da pré-qualificação, o montante da garantia financeira provisória será de 20 000 EUR/MW para as UMC virtuais e adicionais e de 10 000 EUR/MW para as UMC existentes, em função do volume elegível da UMC (dado que a capacidade contratada ainda não é conhecida e assegurando que a garantia financeira seja proporcional à dimensão do projeto e ao correspondente risco para a rede em caso de não fornecimento). Se a capacidade contratada final da UMC for inferior ao seu volume elegível, o montante da garantia financeira é reduzido para a diferença positiva entre o volume elegível e a capacidade contratada, multiplicada por 20 000 EUR (para as UMC virtuais e adicionais) ou 10 000 EUR (para as UMC existentes).

(109) Além disso, as partes que desejam candidatar-se à pré-qualificação para novas instalações (no âmbito de um contrato de capacidade de 15 anos) alimentadas a combustíveis fósseis têm de reconhecer que a obtenção de um contrato de capacidade não as isenta do cumprimento da legislação atual e futura e dos objetivos estabelecidos pela União Europeia e/ou pela Bélgica de redução das emissões de gases com efeito de estufa. Adicionalmente, têm de reconhecer que a obtenção de um contrato de capacidade as obriga a contribuir para a elaboração de políticas com vista a realizar esses objetivos. Para o efeito, devem anexar uma declaração escrita pela qual se comprometem a: a) Analisar, até 31 de dezembro de 2026, a viabilidade técnica e económica da redução das emissões de gases com efeito de estufa, em conformidade com a legislação e as metas aplicáveis a nível europeu e belga, da instalação em causa; b) Estabelecer, até 31 de dezembro de 2027, um plano de redução das emissões que indique de que modo contribuirão para a transição para a neutralidade climática em 2050, com metas intermédias para os anos de 2035 e 2045; e c) Atingir um nível de emissões zero ou negativas até 2050. As partes envolvidas no estabelecimento de um plano de redução das emissões podem decidir efetuar a referida análise de forma conjunta.

(110) A concretização dos compromissos enunciados no considerando 109 deve ser demonstrada à Direção-Geral da Energia do SPF Economia.

2.5.4. Características específicas da conceção dos leilões

2.5.4.1. Regras de fixação dos preços

(111) O mecanismo de leilão competitivo recorre ao formato de leilão de licitação selada, em que os licitantes realizam ofertas anonimamente e o mercado encerra subsequentemente numa única ronda. De acordo com as autoridades belgas, em virtude de não facultar informações ao mercado durante o encerramento do mercado e não permitir que os licitantes atualizem as suas ofertas, o formato de leilão de licitação selada limita as possibilidades de abuso de poder de mercado. As autoridades belgas referem ainda que, ao contrário dos leilões descendentes, com o processo de licitação selada, os licitantes não ficam amarrados durante (normalmente) 2-3 dias nos quais devem estar disponíveis para reagir às informações divulgadas para o processo de leilão. O processo de leilão menos complexo e moroso poderia ajudar a diminuir os obstáculos à entrada, que afetam especialmente os agentes novos e pequenos e os agentes de resposta da procura cuja atividade principal não é o mercado da energia.

(112) Todos os licitantes selecionados obterão uma remuneração da capacidade, com base na regra de pagamento do preço licitado para todos os leilões relativos pelo menos aos dois primeiros períodos de entrega (leilões A-4 e A-1 para os períodos de entrega com início em novembro de 2025 e novembro de 2026). Por outras palavras, os fornecedores de capacidade selecionados receberão, como remuneração da capacidade, o seu preço de licitação.

(113) Após a apresentação ao Parlamento de um relatório de avaliação, a regra de pagamento com preço uniforme poderá aplicar-se aos leilões relativos aos períodos de entrega seguintes. Ao abrigo da regra de pagamento com preço uniforme, a remuneração da capacidade equivale ao preço de licitação da oferta mais alta selecionada (sujeita ao limite de preço intermédio; ver secção 2.5.4.2).

(114) As autoridades belgas consideram que o contexto de adequação na Bélgica por volta de 2025 exigirá uma nova capacidade (ver considerando 29). Por conseguinte, os detentores de capacidade que apresentam estruturas de custos muito heterogéneas serão prováveis licitadores nos primeiros leilões para o MRC. Como tal, as autoridades belgas receiam que alguns fornecedores de capacidade possam beneficiar de elevadas rendas inframarginais do MRC e, portanto, de lucros inesperados caso seja aplicada a regra de pagamento com preço uniforme. De acordo com a Bélgica, teoricamente, num cenário de informações perfeitas com as quais os participantes no mercado possam prever o futuro preço de encerramento do mercado no âmbito do pagamento com preço uniforme, uma regra de pagamento do preço licitado teria o mesmo efeito, já que os licitantes têm incentivos para licitar com esse preço de encerramento previsto. Contudo, na prática, os primeiros leilões para o MRC acarretam inevitavelmente um certo grau de incerteza e imprevisibilidade relacionadas com o potencial preço de mercado uniforme. Por conseguinte, no âmbito de uma regra de pagamento do preço licitado, os intervenientes no mercado poderão agir de forma mais prudente para evitar o risco de não serem selecionados, razão pela qual o pagamento do preço licitado pode produzir um resultado menos dispendioso.

(115) No entanto, a Bélgica considera que a vantagem em termos de custo-eficiência dos leilões com pagamento do preço licitado tenderá provavelmente a diminuir ao longo do tempo, não só porque a exigência de nova capacidade poderá desaparecer, mas também porque a realização frequente de leilões com pagamento do preço licitado permite aos participantes no mercado prever melhor o preço de referência de encerramento do mercado, o que resulta numa curva da oferta «achatada». Acresce que, se o problema da «falta de dinheiro» viesse a desaparecer num horizonte de médio a longo prazo, o pagamento do preço licitado impediria que a tendência de preços atingisse o nível zero, uma vez que os fornecedores de capacidade não têm incentivos para licitar valores zero no âmbito de uma regra de pagamento do preço licitado.

(116) A Bélgica considera que, após os leilões seguintes, a regra de pagamento com preço uniforme poderá tornar-se a melhor opção para estimular a concorrência, dar um sinal de preço transparente e permitir que as remunerações das capacidades tendam para zero quando se preveja que o nível da oferta de capacidade seja adequado para satisfazer o nível da procura de capacidade. Uma característica importante da regra de pagamento com preço uniforme é o facto de o comportamento de licitação racional ser a apresentação de uma oferta que reflete os custos reais. Além disso, uma vez que o pagamento com preço uniforme transmite ao mercado um sinal de preço transparente, essa informação pode ser particularmente valiosa para as unidades de pequena escala e os novos intervenientes no mercado, porquanto pode dar-lhes uma perceção mais clara das condições de mercado atuais e esperadas no futuro, fomentando assim a participação ao longo do tempo. Por outro lado, a regra de pagamento com preço uniforme facilita os acordos contratuais, especialmente para as agregações. Neste sentido, a Bélgica estabelecerá um procedimento que permitirá mudar para a regra de pagamento com preço uniforme quando se revelar vantajoso fazê-lo.

2.5.4.2. Limite de preço intermédio

(117) Conforme descrito pormenorizadamente na secção 2.6, as UMC que necessitem de investimentos avultados podem candidatar-se a um contrato de capacidade plurianual. Por ora, esta regra não se aplica à participação indireta estrangeira, à qual só podem ser adjudicados contratos de um ano (ver considerandos 143 e 144). De acordo com as autoridades belgas, as necessidades de custos de investimento que as UMC inseridas na categoria dos contratos de um ano têm de suprir são baixas ou nulas (caso contrário, seriam elegíveis para um contrato plurianual). Por conseguinte, está prevista a aplicação de um limite de preço intermédio às UMC na categoria de contratos de um ano, a fim de evitar lucros inesperados. Esta regra aplicar-se-á igualmente aos contratos adjudicados à capacidade indireta estrangeira (ver informações pormenorizadas na secção 2.10.1).

(118) As UMC na categoria de contratos de um ano não estarão autorizadas a licitar um preço superior ao limite de preço intermédio. Além disso, mesmo ao abrigo da regra de pagamento com preço uniforme (ver considerando 113), as referidas UMC não receberiam pagamentos de capacidade superiores ao limite de preço intermédio.

(119) De acordo com as autoridades belgas, o limite de preço intermédio obstará igualmente a que os intervenientes com poder de mercado significativo decidam estrategicamente abandonar por um período indefinido ou encerrar a capacidade existente, retirando, assim, efetivamente capacidade do mercado e influenciando o preço de encerramento do mercado. Ao limitar as remunerações máximas de capacidade relativamente às capacidades na categoria de contratos de capacidade de um ano (entre as quais, os ativos existentes), o limite de preço intermédio restringiria as possibilidades de rendas inframarginais excessivas.

(120) As autoridades belgas indicam que o limite de preço intermédio deve, por um lado, ser suficientemente baixo para evitar lucros inesperados, mas, por outro, não deve ser demasiado baixo ao ponto de impedir retornos normais para os investidores, ou mesmo de impedir as UMC de participar no leilão do MRC e criar um sinal de saída indesejado.

(121) A metodologia descrita no Decreto Real que define a metodologia de cálculo dos parâmetros relativos aos leilões no âmbito do mecanismo de remuneração da capacidade determina que o limite de preço intermédio deve ser calibrado de acordo com o nível esperado de «falta de dinheiro» da tecnologia com o pior desempenho a operar atualmente no mercado, tomando em consideração tanto os custos como as receitas.

(122) São tidos em conta os seguintes custos: a) Os custos de funcionamento e manutenção fixos (FMF) anuais; b) Os custos de manutenção não anuais anualizados (excluindo os custos relativos a um aumento de capacidade ou ao prolongamento do ciclo de vida de uma instalação); c) Os custos de ativação para um teste de disponibilidade.

(123) Estas componentes de custos são divididas pelos fatores de redução aplicáveis, dado que o limite de preço intermédio se aplica no leilão em que os preços são expressos por MW reduzido. As autoridades belgas facultaram os dados apresentados no quadro 5 a seguir (64). Quadro 5 Custos anuais totais numa lista restrita de tecnologias existentes (65) Custos FMF anuais [EUR/kW/ano] Custo de ativação para o teste de disponibilidade [EUR/kW/ano] Fator de redução (66) BAIXOS MÉDIOS ELEVADOS TGCC 29 30 41 0 91 % TGCA 19 19 40 0 90 % Turborreatores 23 29 29 0 96 % Resposta do mercado 5 10 15 0,18 36 % Fonte: Notificação

(124) São tidas em conta as seguintes receitas anuais: a) As rendas inframarginais anuais auferidas no mercado da eletricidade; b) As receitas líquidas anuais obtidas com a prestação de serviços de compensação relacionados com a frequência.

(125) As autoridades belgas facultaram os dados apresentados no quadro 6 a seguir: Quadro 6 Receitas anuais totais numa lista restrita de tecnologias existentes (67) Receitas anuais totais [EUR/kW/ano] (68) BAIXAS MÉDIAS ELEVADAS TGCC 5 11 20 TGCA 10,2 12,6 15,5 Turborreatores 19,3 23,2 27 Resposta do mercado 14,3 17,1 20 Fonte: Notificação

(126) Por último, a «falta de dinheiro» é calculada subtraindo ao valor dos custos anuais a receita anual. Ao resultado da subtração é adicionada uma margem de incerteza de 5 %, a fim de ter em conta as incertezas gerais inerentes a uma estimativa de «falta de dinheiro», especialmente porque a calibração do limite de preço intermédio exige uma generalização dos valores dos custos e das receitas por tecnologia e porque esta estimativa é efetuada até vários anos antes do correspondente período de entrega.

(127) As autoridades belgas facultaram os dados apresentados no quadro 7. Os diferentes «níveis» do valor relativo à «falta de dinheiro» representam a seguinte categorização: o nível 1 considera montantes de custos baixos e montantes de receitas elevados; o nível 2 considera montantes de custos baixos e montantes de receitas médios; o nível 3 considera montantes de custos baixos e montantes de receitas baixos; o nível 4 considera montantes de custos médios e montantes de receitas elevados; o nível 5 considera montantes de custos médios e montantes de receitas médios; o nível 6 considera montantes de custos médios e montantes de receitas baixos. Quadro 7 Valores relativos à «falta de dinheiro» derivados para uma lista restrita de tecnologias existentes (69) «Falta de dinheiro» [EUR/kW reduzido/ano] Nível 1 Nível 2 Nível 3 Nível 4 Nível 5 Nível 6 TGCC 10,4 20,8 27,7 11,5 21,9 28,8 TGCA 4,1 7,5 10,3 4,1 7,5 10,3 Turborreatores 0 0 4 2,2 6,4 10,6 Resposta do mercado 0 0 0 0 0 0 Fonte: Notificação

(128) Com base no contributo e nos dados fornecidos pela Elia, bem como no parecer da entidade reguladora sobre estes dados, as autoridades belgas fixaram o limite de preço intermédio para o primeiro leilão, ou seja, o leilão A-4, cujo período de entrega ocorrerá entre novembro de 2025 e outubro de 2026, em 20 EUR/kW reduzido/ano.

(129) Durante o procedimento formal de investigação, a Bélgica instituiu um mecanismo que permite uma derrogação individual do limite de preço intermédio (70).

(130) O mecanismo de derrogação foi introduzido no Decreto Real que determina a metodologia de cálculo da capacidade e os parâmetros relativos aos leilões no contexto do MRC. Este mecanismo é aplicável tanto às capacidades nacionais como às capacidades transfronteiriças indiretas.

(131) De acordo com o Decreto Real, para o primeiro leilão, devido ao tempo limitado entre a conceção do mecanismo de derrogação e a preparação do primeiro leilão, a derrogação será concedida ex post, isto é, após o encerramento do leilão. A Bélgica explicou que os potenciais beneficiários requererão a derrogação antes dos leilões e prestarão todas as informações relevantes antes dos leilões. Todos os critérios e regras aplicáveis à derrogação serão definidos de forma transparente antes dos leilões. A derrogação não será dependente das ofertas apresentadas por qualquer participante nos leilões. Por último, caso se conclua posteriormente que algumas unidades não são elegíveis para a derrogação e os seus pagamentos sejam objeto de cortes, tal não prejudica o resultado (contrato, pagamento e quantidade adjudicada) em relação às demais unidades que tenham participado no leilão.

2.5.4.3. Regras de encerramento

(132) O leilão de capacidade deve ser encerrado com a escolha da combinação de licitações que maximize o bem-estar social, tendo em conta a curva da procura (definida administrativamente) e a curva da oferta (ao agregar as diferentes licitações dos detentores de capacidade) e tendo em consideração o volume e as componentes dos preços das diferentes licitações. Neste contexto, o bem-estar social é calculado como a soma do excedente do consumidor (excedente para a sociedade gerado pela satisfação da procura de segurança do aprovisionamento a um preço inferior à disponibilidade para pagar capacidade, definida pela curva da procura) com o excedente do produtor (excedente para os fornecedores de capacidade gerado pela seleção das suas licitações a um preço superior ao preço de licitação).

(133) Caso haja várias opções de encerramento (ou seja, uma combinação de licitações) equivalentes em termos de maximização do excedente económico, é selecionada a opção com as emissões de CO2 mais baixas. Caso haja duas opções equivalentes em termos de maximização do excedente económico e de emissões médias ponderadas de CO2, é selecionada a opção com a duração média ponderada do contrato mais curta, no intuito de limitar a vinculação ao longo de vários anos (71).

(134) O algoritmo do leilão terá igualmente em conta os condicionalismos de rede, de tal maneira que rejeitará determinadas combinações de licitações que, juntas, não são viáveis para a rede. O conjunto de condicionalismos de rede relacionados com a rede do ORT a aplicar durante o encerramento do leilão será determinado antes de ser efetuado o encerramento do leilão e será norteado por considerações de segurança do sistema ou por limitações de espaço físico.

2.6. Duração do contrato

(135) De acordo com as autoridades belgas, uma duração mais prolongada do contrato de capacidade permite ao fornecedor de capacidade garantir um financiamento de longo prazo, para diluir os custos de investimento por um período mais extenso. Desta forma, é possível reduzir a remuneração da capacidade necessária por ano e ajudar a garantir que um projeto novo seja competitivo face aos projetos existentes no mercado. O potencial de novas entradas com preços competitivos também é um aspeto extremamente importante para controlar o poder de mercado dos fornecedores de capacidade existentes.

(136) No entanto, uma duração mais prolongada do contrato de capacidade pode igualmente «vincular» o mercado da energia durante mais tempo a determinada tecnologia. Por conseguinte, o Estado belga optou por diferentes categorias de capacidade (1 ano, até 3, 8 e 15 anos). Em resultado desta medida, os novos investimentos não obtêm imediatamente um contrato de capacidade com a vigência máxima (15 anos), evitando assim que o futuro mercado da energia fique fechado à entrada de tecnologias novas (e potencialmente mais respeitadoras do ambiente).

(137) Ao abrigo do Decreto Real de 12 de dezembro de 2019 (72) proposto pela CREG, os custos elegíveis são definidos como: «despesas de investimento iniciais e não recorrentes, ordenadas a partir da data de publicação dos resultados do leilão em que a licitação para essa capacidade é selecionada, e realizadas, o mais tardar, no dia anterior ao primeiro dia do período de fornecimento da capacidade, necessárias para a construção e/ou o fornecimento dos elementos físicos e técnicos essenciais da capacidade, e para efeitos de disponibilização de capacidade adicional ao mercado belga, a partir do primeiro período de entrega abrangido pelo contrato de capacidade». Para a capacidade existente, as despesas que se traduzem na disponibilização de capacidade adicional são: i) as despesas necessárias para permitir que a capacidade cumpra as normas ambientais e, desta forma, se mantenha no mercado; ii) as despesas necessárias para aumentar a capacidade instalada ou o tempo de vida técnico da instalação; e iii) no que se refere à capacidade direta estrangeira, as despesas necessárias para ligar a unidade a uma rede dentro da zona de controlo belga (ver secção 2.10.2).

(138) O decreto real proposto estabelece os limiares apresentados no quadro 8. Estes limiares de investimento foram calculados por forma a assegurar que a estimativa de custos de investimento anualizados médios seja igual entre as categorias de capacidade relacionadas com uma duração máxima do contrato de capacidade de 15, 8 e 3 anos. A CREG proporá a atualização dos limiares de investimento quando se afigurar necessário e, no mínimo, de três em três anos (73). Os limiares têm em conta a capacidade instalada, e não a capacidade reduzida. De acordo com a Bélgica, se os limiares de investimento tivessem em conta a capacidade reduzida oferecida pela UMC em vez da capacidade instalada, as capacidades com um elevado fator de redução atingiriam mais facilmente os limiares de investimento para os contratos plurianuais, o que não seria compaginável com o objetivo do MRC. Quadro 8 Limiares de investimento aplicáveis aos contratos de remuneração da capacidade de longo prazo Duração do contrato Limiares propostos pela CREG Nova proposta do Governo belga Anos €/kW €/kW 15 600 360 8 400 239 3 177 106 Fonte: SPF Economia

(139) A CREG controlará os custos de investimento para assegurar, tanto na apresentação ex ante como ex post da unidade, que a categoria de capacidade atribuída a cada fornecedor de capacidade seja adequada. Mais concretamente, o fornecedor de capacidade tem de facultar uma pasta de investimento ex post que a entidade reguladora possa utilizar na sua avaliação ex post da categoria de capacidade atribuída. Se a análise ex post revelar que os critérios de custos não foram preenchidos (incluindo um intervalo de tolerância limitado para refletir pequenas incertezas), as condições contratuais poderão ser revistas (p. ex., a reclassificação da UMC na categoria de contrato apropriada). Além disso, caso a pasta de investimento ex post não seja facultada (atempadamente), há também a possibilidade de a entidade reguladora reclassificar a UMC na categoria de capacidade de um ano.

(140) De acordo com a proposta inicial, é igualmente atribuída uma categoria de contrato às ofertas agregadas. Se uma oferta agregada for constituída por capacidades que correspondem a diferentes categorias de contratos, é-lhe atribuída a categoria de contrato correspondente à capacidade com a categoria de contrato de menor duração.

(141) Esta proposta foi revista na sequência do procedimento formal de investigação. De acordo com o Decreto Real que define os limiares de investimento, os critérios de elegibilidade aplicáveis aos custos de investimento e o procedimento de pontuação, cada capacidade faz parte de uma oferta agregada classificada numa categoria de capacidade. Com base na classificação das capacidades, a CREG determina, quando aplicável, as suas diferentes combinações de classificações e liga cada combinação a uma potência nominal de referência máxima que corresponde à soma das capacidades nominais de referência das capacidades da oferta agregada, as quais são classificadas numa categoria de capacidade igual ou superior à categoria de capacidade especificada. O gestor da oferta agregada baseia-se nessa informação para escolher a categoria de capacidade que se aplica à oferta agregada.

(142) Na sequência do procedimento formal de investigação, a Bélgica alterou igualmente as disposições do decreto real respeitantes aos custos de investimento elegíveis. Nos termos do decreto real alterado, apenas os custos de adaptação às futuras normas da União serão elegíveis no âmbito do MRC.

(143) De acordo com as autoridades belgas, a possibilidade de contratos plurianuais não pode ser prevista para a capacidade estrangeira, dado que, a longo prazo, nem sempre será possível garantir uma capacidade de entrada suficiente. Esta última depende não só do nível de interligação e da sua disponibilidade, mas também do risco de pressão simultânea na rede com os países vizinhos, tratando-se de um risco que pode variar significativamente ao longo do tempo, dependendo do contexto de adequação e de mercado noutros países.

(144) As autoridades belgas comprometeram-se, no entanto, a reverem a possibilidade de as capacidades estrangeiras terem acesso aos contratos plurianuais. A primeira revisão será efetuada até 15 de janeiro de 2023 e, ulteriormente, de dois em dois anos. Se a revisão demonstrar que os riscos relativos ao nível e à disponibilidade do interconector e o risco de pressão da rede simultânea estão adequadamente atenuados, de modo que os contratos com duração de mais de um ano para a capacidade indireta estrangeira não criem riscos desproporcionados para a adequação, poderão ser adjudicados contratos plurianuais a capacidades estrangeiras.

(145) Por último, a capacidade não confirmada só pode ser elegível para um contrato de capacidade de um ano, atendendo à dificuldade em justificar valores precisos dos custos, que permitiriam inseri-los numa das categorias de contratos plurianuais (ver secção 2.4.4).

2.7. Obrigações

2.7.1. Opções de fiabilidade

(146) No mecanismo de capacidade belga, a contraparte no contrato compra a capacidade aos fornecedores de capacidade sob a forma de opções de fiabilidade. Os fornecedores de capacidade selecionados no leilão vendem as opções de fiabilidade ao comprador central e recebem, em contrapartida, uma remuneração fixa da capacidade. Sempre que o preço de referência exceda um nível predefinido – o chamado preço de exercício –, o fornecedor de capacidade tem a obrigação de devolver ao comprador central a diferença entre o preço de referência e o preço de exercício, calculada sobre os volumes de capacidade contratados.

(147) Consequentemente, as receitas obtidas pelo fornecedor de capacidade no mercado apenas centrado na energia estão sujeitas ao limite do preço de exercício, mas, em contrapartida, é assegurada aos fornecedores de capacidade uma remuneração fixa e certa da capacidade. Por outras palavras, os fornecedores de capacidade cedem parte das suas rendas de escassez incertas para receber, em contrapartida, uma remuneração certa da capacidade, reduzindo consideravelmente o risco de receitas voláteis e, por conseguinte, os riscos relacionados com o investimento a realizar. A opção de fiabilidade tem um duplo objetivo: primeiro, a obrigação de devolução limita as possibilidades de lucros inesperados e, segundo, incentiva as UMC a manterem-se disponíveis em momentos importantes para a segurança do aprovisionamento.

2.7.2. Preço de referência

(148) A Bélgica escolheu o preço do mercado para o dia seguinte (MDS) como preço de referência. Segundo a Bélgica, as principais vantagens desta escolha são as seguintes: (a) O MDS representa o sinal de mercado mais pertinente relativamente aos problemas de adequação, dado que, na sua maioria, os fatores subjacentes às posições dos intervenientes no mercado estão incorporados no planeamento e nas previsões da produção; (b) O MDS tem uma importante função de sinalização e representa o mercado à vista mais forte e com maior liquidez, devido à sua granularidade e ao elevado nível de exatidão dos pressupostos, que se reflete nos volumes transacionados; (c) Após a correspondência para o dia seguinte no sistema belga, todos os agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios devem estar equilibrados (nomeação para o dia seguinte às 15h00) e, nesse preciso momento, o mercado é liquidado. Deste modo, o MDS constitui a última oportunidade no calendário de produtos de eletricidade para cruzar todas as procuras e ofertas remanescentes após o mercado a prazo e antes das necessidades de flexibilidade dos mercados intradiário e de compensação; (d) Devido à sua posição temporal nos mercados à vista, deve permitir que todas as tecnologias (p. ex., também as capacidades lentas) possam reagir.

(149) A Bélgica explicou que a metodologia do preço de referência poderá ser futuramente revista, no sentido de assegurar que envia o sinal de preço mais adequado, logo que a maturidade dos outros mercados à vista aumentem para um nível próximo do mercado para o dia seguinte. Concretamente, os preços do mercado intradiário poderão ser novamente considerados, assim que a liquidez for suficiente e o mercado for contínuo.

(150) A Bélgica optou por um preço de exercício único com algumas correções, a fim de assegurar a abertura do sistema no plano tecnológico e de limitar os lucros inesperados na calibração. De acordo com as autoridades belgas, estas correções são necessárias para reduzir o risco de haver um preço de exercício único para a participação de algumas tecnologias no MRC. Sem estas correções, as tecnologias com custos marginais a curto prazo superiores ao preço de exercício poderiam ser particularmente afetadas.

(151) Conforme disposto no artigo 7.o-J, n.o 2, da Lei da Eletricidade, o parâmetro do preço de exercício será calibrado todos os anos por decreto ministerial adotado, o mais tardar, em 31 de março do ano em causa (simultaneamente para os leilões A-4 e A-1) e assente na metodologia definida no Decreto Real sobre os parâmetros relativos aos leilões.

(152) Assim, terá por base uma análise das curvas agregadas que reunirão a parte flexível do volume da reação do mercado observada no MDS, ponderadas ao longo de um período de três anos para os períodos relevantes durante esses três anos (dias úteis no inverno). A metodologia indica que o preço de exercício calibrado deve ser escolhido dentro do intervalo correspondente [75 % a 85 %] do volume com preços flexíveis da reação do mercado que reage ao mesmo, e tendo em conta uma série de princípios orientadores: a) Primeiro critério: os custos marginais a curto prazo (SRMC) das tecnologias com uma programação diária devem ser cobertos pelo preço de exercício selecionado; b) Segundo critério: a calibração do preço de exercício tem em conta a forma da curva de calibração; c) Terceiro critério: a calibração do preço de exercício tem em conta a evolução do mercado da energia; d) Quarto critério: estabilidade do preço de exercício ao longo do tempo; e e) Quinto critério: uma possibilidade razoável de o preço de exercício ser alcançado pelo preço de referência.

(153) Para a avaliação do primeiro critério, são tomados em consideração os resultados e as hipóteses utilizados no Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019, especialmente nas secções 2.9.3 e 2.9.4. O cálculo destes custos marginais a curto prazo assenta em diversos pressupostos: uma estimativa dos preços dos combustíveis, uma estimativa da evolução potencial do preço do CO2, uma estimativa do desempenho («eficiência») das várias tecnologias consideradas no Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019 (neste caso, TGCC, TGCA e gerador Diesel).

(154) A Bélgica propôs um intervalo indicativo de preços de exercício calibrados, baseado nos três últimos períodos de inverno (inverno de 2016/2017 até inverno de 2018/2019), a diminuir para [320-500] EUR/MWh.

(155) Tal implica que o preço de exercício poderá evoluir ao longo do tempo (apesar de se manter fixo para a duração do contrato de capacidade de uma UMC), em sintonia com a evolução no mercado da energia, e que os contratos de capacidade resultantes de um leilão não incluem necessariamente o mesmo preço de exercício que os contratos de capacidade relacionados com outro leilão. Em qualquer caso, os fornecedores de capacidade serão informados do preço de exercício aplicável antes de cada leilão, o que lhes permitirá ponderar essa informação nas suas licitações.

(156) Além disso, a Bélgica optou por dar às UMC sem obrigação de programação individual (os prestadores de resposta da procura e os agregadores inserem-se normalmente nesta categoria) a possibilidade de substituir o preço de exercício único pelo seu preço de mercado declarado (ou seja, os seus custos marginais a curto prazo) na obrigação de devolução, sempre que este seja superior ao preço de exercício único. Por outras palavras, as UMC sem obrigação de programação individual (e, portanto, os prestadores de resposta da procura) só estão sujeitas à obrigação de devolução se o preço de referência exceder o seu preço de mercado declarado, que representa o preço acima do qual estes fornecedores de capacidade declararam ter fornecido energia ao mercado da energia. Quer isto dizer que, no caso de a calibração do preço de exercício único resultar num preço inferior aos respetivos custos de ativação, estas UMC não são obrigadas a devolver as receitas não obtidas no mercado da energia (se o preço de referência exceder o preço de exercício mas continuar inferior ao preço de mercado declarado das UMC). Esta medida foi introduzida após o processo de consulta pública para acalmar os receios dos prestadores de resposta da procura e de outras partes de que, caso contrário, enfrentariam mais dificuldades para participar, dado que poderiam ser sujeitos a devoluções sem o respetivo despacho e depois de terem inicialmente obtido receitas. De acordo com a Bélgica, a medida também assegura uma abertura no plano tecnológico e, ao mesmo tempo, limita os lucros inesperados. Mais concretamente, de acordo com as autoridades, este elemento da conceção deve possibilitar expressamente a participação da resposta da procura no MRC e de qualquer outra tecnologia com custos marginais a curto prazo mais altos.

(157) Além disso, as UMC sem obrigação de programação individual podem decidir declarar, como preço de mercado declarado, vários preços para o dia seguinte. Trata-se de um aspeto especialmente importante para os agregadores, que podem ter uma carteira constituída por UMC com diferentes preços marginais e refletir a sua curva de custos real. O intuito é evitar que seja aplicada a obrigação de devolução à energia que não tenha sido vendida no mercado e nos casos em que não tenham sido obtidas receitas.

2.7.3. Devoluções

2.7.3.1. Descrição

(158) Sempre que o preço da eletricidade no mercado grossista para o dia seguinte exceda o preço de exercício, o fornecedor de capacidade tem de pagar à Elia a diferença entre o preço de referência e o preço de exercício, calculada sobre os volumes de capacidade contratados. Consequentemente, as receitas obtidas pelo fornecedor de capacidade no mercado apenas centrado na energia estão sujeitas ao limite do preço de exercício, mas, em contrapartida, é assegurada aos fornecedores de capacidade uma remuneração fixa e certa da capacidade.

(159) O fornecedor de capacidade estará sujeito à obrigação de devolução, independentemente de ter ou não vendido eletricidade a preços elevados durante o período de liquidação em causa.

(160) Importa acrescentar que a opção de fiabilidade é concebida de modo que as indisponibilidades previstas e imprevistas de ativos comunicadas com a devida antecedência sejam isentas da referida obrigação de devolução, no limite da indisponibilidade. Com efeito, a obrigação de devolução tem como objetivo evitar lucros inesperados, mediante o reembolso das receitas não previstas obtidas no mercado da energia. Porém, em caso de indisponibilidades (sejam elas previstas ou imprevistas), não é fornecida energia. Consequentemente, em caso de indisponibilidades (devidamente comunicadas), é impossível o fornecedor de capacidade refletir as receitas de energia mais altas resultantes dos maiores picos de preços, razão pela qual a obrigação de devolução não deve aplicar-se nestas circunstâncias.

(161) As unidades de resposta da procura e restantes capacidades sem obrigação de programação diária estão sujeitas à obrigação de devolução se o preço de referência exceder o seu preço de mercado declarado (ver considerando 156).

(162) As autoridades belgas comprometeram-se a realizar uma análise técnica e económica, que examinará as licitações e os resultados dos leilões, centrando-se particularmente nos efeitos da obrigação de devolução. A análise será efetuada de dois em dois anos, com início após o primeiro leilão na primavera de 2022. Os resultados da análise serão objeto de consulta pública.

2.7.3.2. Mecanismos de limitação de perdas

(163) A Bélgica estabelecerá igualmente um mecanismo de limitação de perdas aplicável quer à obrigação de devolução (ligada às opções de fiabilidade), quer às sanções por indisponibilidade, as quais se aplicam de forma cumulativa (ver secção 2.8.4).

(164) O mecanismo de limitação de perdas implica que o fornecedor de capacidade no âmbito do MRC nunca terá de reembolsar um montante que ultrapasse o valor da sua remuneração anual da capacidade. Por outras palavras, caso o valor do contrato seja reduzido a zero, não há qualquer obrigação de pagamento (seja para as opções de fiabilidade, seja para os pagamentos de disponibilidade). Este princípio implica uma limitação útil dos riscos para o fornecedor de capacidade, permitindo licitações a zero caso a «falta de dinheiro» no mercado da energia seja reduzida a zero. Pelo contrário, sem um mecanismo de limitação de perdas desta natureza, o fornecedor de capacidade arriscar-se-ia a ficar sujeito à obrigação de devolução e/ou a uma sanção, mesmo nos casos em que não teria «falta de dinheiro» e um valor do contrato de capacidade de 0 EUR. A fim de cobrir esse risco, um fornecedor de capacidade jamais licitaria 0 EUR/MW/ano (mesmo nos casos em que não teria «falta de dinheiro») sem a introdução deste mecanismo de limitação de perdas.

2.8. Monitorização da disponibilidade, testes e sanções

2.8.1. Controlo pré-entrega

(165) Durante o período de pré-entrega (ou seja, o período após uma UMC ser selecionada no leilão, mas antes do início do período de entrega), os fornecedores de capacidade selecionados estão sujeitos a um conjunto de requisitos, para assegurar que a respetiva capacidade contratada estará disponível no início do período de entrega e contribuir para a segurança do aprovisionamento. Estes requisitos visam, nomeadamente, atenuar o risco de jogo e colmatar a incerteza inerente aos novos investimentos (p. ex., um atraso nas obras de construção).

(166) É necessária uma garantia financeira condicional para assegurar o cumprimento exigido e atempado de todas as obrigações no que respeita aos controlos pré-entrega decorrentes do contrato de capacidade e/ou das Regras de Funcionamento das Regras de Mercado do MRC (ver considerando 108). Em caso de incumprimento das obrigações do fornecedor de capacidade durante um período de pré-entrega, a garantia financeira pode ser acionada.

(167) Para as UMC existentes, serão organizados testes de disponibilidade pré-entrega, sendo aplicáveis sanções em caso de não conformidade. Além disso, para as UMC adicionais e virtuais, estão previstas obrigações suplementares e requisitos de acompanhamento entre o A-4 e o período de entrega. O acompanhamento pré-entrega destas novas capacidades terá por base o planeamento detalhado do projeto facultado pelo fornecedor de capacidade. Se o fornecedor de capacidade não atingir os marcos definidos no planeamento do projeto, dando origem a um atraso residual, serão aplicáveis sanções, incluindo sanções financeiras (cobertas pela garantia financeira), ou, nalguns casos, a redução da capacidade inicialmente contratada (e, portanto, da remuneração anual da capacidade) e/ou a redução da duração do contrato de capacidade (e, portanto, do número de anos durante os quais será auferida uma remune