AUXÍLIOS ESTATAIS — BÉLGICA

auxílio estatal SA.54915 (2019/N) — Mecanismo de remuneração da capacidade

Convite à apresentação de observações nos termos do artigo 108.o, n.o 2, do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia

(Texto relevante para efeitos do EEE)

(2020/C 346/03)

Por ofício de 21 de setembro de 2020, publicado a seguir ao presente resumo na língua que faz fé, a Comissão notificou a Bélgica da decisão de dar início ao procedimento previsto no artigo 108.o, n.o 2, do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia relativamente à medida acima mencionada.

As partes interessadas podem apresentar as suas observações sobre a medida em relação à qual a Comissão dá início ao procedimento no prazo de um mês a contar da data de publicação do presente resumo e do ofício que o acompanha, enviando-as para o seguinte endereço:

Comissão Europeia Direção-Geral da Concorrência Registo dos Auxílios Estatais 1049 Bruxelles/Brussels BELGIQUE/BELGIË Fax +32 2 296 12 42 Stateaidgreffe@ec.europa.eu

Essas observações serão comunicadas à Bélgica. As partes interessadas que apresentarem observações podem solicitar por escrito o tratamento confidencial da sua identidade e/ou de partes de observações apresentadas, devendo justificar o pedido.

RESUMO

1. Procedimento

A Bélgica notificou previamente a medida em 3 de julho de 2019. Foram trocadas várias listas de perguntas e respostas com as autoridades belgas e foram organizadas reuniões para debater o processo de notificação prévia. A Bélgica notificou a medida em 19 de dezembro de 2019.

2. Descrição da medida relativamente à qual a Comissão dá início ao procedimento

O mecanismo de remuneração da capacidade proposto visa garantir a segurança do aprovisionamento, tal como definido através de uma norma de fiabilidade prevista na lei da eletricidade de 29 de abril de 1999. A Bélgica identificou um risco para a segurança do aprovisionamento devido à futura eliminação progressiva do seu parque nuclear em 2025.

No mecanismo de capacidade belga, o operador da rede de transporte (ORT) 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 ORT e recebem, em contrapartida, uma remuneração fixa da capacidade. Sempre que o preço de referência (ou seja, o preço da eletricidade para o dia seguinte) exceda um nível predefinido — o chamado preço de exercício —, o fornecedor de capacidade tem de devolver ao ORT a diferença entre o preço de referência e o preço de exercício.

O ORT organiza um leilão para o mecanismo de remuneração da capacidade em função do nível de recursos de capacidade necessários para garantir um nível satisfatório de adequação dos recursos para cumprir as normas de fiabilidade. O leilão de capacidade realiza-se todos os anos para o fornecimento num prazo de quatro anos («leilão Y-4»). No ano imediatamente anterior ao ano de fornecimento do leilão principal, realiza-se outro leilão («leilão Y-1»).

Os custos do mecanismo de remuneração da capacidade (ou seja, os incorridos para financiar pagamentos de capacidade aos prestadores) serão financiados com base numa «obrigação de serviço público» através das tarifas de rede dos ORT.

A base jurídica da medida é a lei da eletricidade de 29 de abril de 1999, relativa à organização do mercado belga da eletricidade, alterada por uma lei publicada em 16 de maio de 2019 no Jornal Oficial da Bélgica («Belgisch Staatsblad»/«Moniteur belge»). Será adotada legislação derivada sob a forma de aditamentos, decretos reais e regras de mercado, com vista a desenvolver as modalidades do mecanismo de remuneração da capacidade. Os projetos destes textos estão disponíveis no sítio Web do Ministério da Energia (1).

3. Apreciação da medida

3.1. Existência de um auxílio na aceção do artigo 107.o, n.o 1, do TFUE

A Comissão considera que o mecanismo de remuneração da capacidade é financiado a partir de recursos estatais, uma vez que é financiado a partir do produto de uma imposição parafiscal imposta pelo Estado e que é gerido e repartido de acordo com as disposições legislativas. A Comissão observa que os adjudicatários dos leilões recebem, através do mecanismo notificado, um rendimento que não receberiam se continuassem a operar no mercado da eletricidade em condições económicas normais, limitando-se a vender serviços de eletricidade e serviços auxiliares. Além disso, a medida apenas confere uma vantagem a determinadas empresas capazes de ajudar a resolver o problema de adequação identificado, que concorrem com outros produtores de eletricidade. A medida notificada irá, assim, conferir uma vantagem económica a empresas que se encontram numa situação factual e jurídica comparável à de outros produtores de eletricidade. A medida é, assim, seletiva. A produção de eletricidade, bem como os mercados grossistas e retalhistas da eletricidade, são atividades abertas à concorrência em toda a UE. Por conseguinte, uma vantagem proveniente de recursos estatais concedida a qualquer empresa desse setor pode afetar as trocas comerciais intra-União e falsear a concorrência. Consequentemente, a Comissão conclui que a medida constitui um auxílio estatal na aceção do artigo 107.o, n.o 1, do TFUE.

3.2. Legalidade do auxílio

Ao notificarem o regime antes da sua execução, as autoridades belgas cumpriram a sua obrigação decorrente do artigo 108.o, n.o 3, do TFUE.

3.3. Compatibilidade da medida

A Comissão apreciou a compatibilidade da medida com o mercado interno com base nas condições previstas na secção 3.9 das Orientações relativas a auxílios estatais à proteção ambiental e à energia 2014-2020 (2) (EEAG), que estabelecem condições específicas para os auxílios à adequação da produção e são aplicáveis desde 1 de julho de 2014. Em 2 de julho de 2020, a Comissão adotou uma comunicação que prorroga as EEAG até 31 de dezembro de 2021 e que as altera (3).

3.3.1. Objetivo de interesse comum e necessidade do auxílio

A Bélgica identificou a necessidade de um mecanismo de remuneração da capacidade num estudo de adequação e flexibilidade publicado em 2019 pelo ORT Elia (4). O estudo identifica riscos para a adequação dos recursos na Bélgica, remetendo para a norma nacional de fiabilidade descrita especialmente no cenário «EU-HiLo» (elevado impacto e baixa probabilidade a nível da UE), que pressupõe a indisponibilidade de várias unidades nucleares em França (para além da indisponibilidade «normal»). A Comissão considera que o recurso ao cenário «EU-HiLo» num mecanismo de capacidade que abrange o conjunto do mercado não parece adequado para determinar a dimensão do problema de adequação dos recursos, uma vez que corre o risco de sobreavaliar o problema e de falsear o mercado da eletricidade. A metodologia adotada no estudo da Elia foi criticada pela entidade reguladora nacional (CREG) (5).

Por conseguinte, a Comissão tem dúvidas quanto à questão de saber se o problema de adequação dos recursos foi identificado com suficiente precisão e se foi devidamente analisado e quantificado pelas autoridades belgas, em especial no que se refere aos pontos 221 e 222 das EEAG.

3.3.2. Adequação do auxílio

A Comissão tem dúvidas de que a medida seja adequada nos termos do ponto 226 das EEAG, tendo em conta a sua forma restritiva de calcular os limiares de investimento conducentes a contratos plurianuais (de três, oito ou quinze anos). Os limiares têm em conta a capacidade instalada (ou seja, a capacidade máxima que a unidade está concebida para explorar) e não a capacidade reduzida (ou seja, a sua taxa de disponibilidade predefinida e a sua contribuição para o objetivo de adequação dos recursos). A Comissão considera que esta característica pode impedir uma concorrência leal entre as tecnologias que contribuem de forma equitativa para a adequação dos recursos e desencorajar, em especial, a participação de tecnologias intermitentes com elevados fatores de redução (nomeadamente fontes de energia renováveis solares e eólicas intermitentes).

3.3.3. Efeito de incentivo

O objetivo da medida consiste em garantir a segurança do aprovisionamento, mantendo capacidades disponíveis suficientes. Sem um mecanismo de capacidade proporcionado, é provável que não exista capacidade suficiente para garantir a segurança do aprovisionamento, uma vez que as projeções indicam que uma percentagem significativa de centrais não consegue obter rendimentos suficientes para cobrir os seus custos de um mercado apenas centrado na energia. Além disso, a obrigação de reembolso cria um incentivo financeiro para estar disponível em situações de escassez. Por outro lado, a Bélgica criou um procedimento de controlo da disponibilidade antes e durante o período de entrega, bem como testes e sanções adequadas para assegurar o cumprimento da obrigação de disponibilidade. Por conseguinte, a Comissão conclui, a título preliminar, que a medida tem, em princípio, um efeito de incentivo.

3.3.4. Proporcionalidade

A Comissão procura obter esclarecimentos sobre se a medida é proporcionada em conformidade com a secção 3.9.5 das EEAG. A Comissão tem dúvidas sobre se: i) o procedimento de concurso é baseado em critérios não discriminatórios tendo em conta os limiares de investimento referidos na secção 3.3.2 supra; ii) a metodologia que define a curva da procura utilizada para calcular o volume de capacidade a adquirir em cada leilão é proporcionada, uma vez que pode basear-se numa sensibilidade EU-HiLo irrealista ou noutras sensibilidades baseadas numa indisponibilidade adicional das centrais nucleares francesas.

3.3.5. Prevenção de efeitos negativos sobre a concorrência e as trocas comerciais

A Bélgica aplicará um limite de preço intermédio às capacidades no âmbito dos contratos de um ano, a fim de evitar lucros inesperados. Por conseguinte, estas capacidades não serão autorizadas a apresentar propostas a um preço superior a este limite, nem a receber um preço de compensação superior a este limite. Não está prevista uma apreciação individual das capacidades para lhes conceder uma derrogação se se depararem com custos mais elevados.

Nos mecanismos de remuneração da capacidade, a capacidade indireta estrangeira será sujeita ao limite de preço intermédio. A Comissão considera, a título preliminar, que a conjugação da ausência de contratos plurianuais com a aplicação do preço intermédio impedirão estas capacidades de apresentar propostas no leilão que representem os seus custos reais, caso estes sejam superiores ao limite de preço intermédio. Por conseguinte, podem ser pura e simplesmente desencorajadas de participar no mecanismo de remuneração da capacidade. A Comissão considera que esta situação cria uma discriminação contra as capacidades estrangeiras, em violação do ponto 232 das EEAG.

Além disso, o ponto 233, alínea c), das EEAG prevê que os mecanismos de capacidade não devem «minar as decisões de investimento anteriores à medida». No entanto, o preço intermédio poderia ter o efeito de impedir as capacidades existentes de apresentar propostas que representem os seus custos reais, sem poder candidatar-se a contratos plurianuais, conduzindo à sua exclusão do mecanismo de remuneração da capacidade e até mesmo à sua saída do mercado da eletricidade. Por conseguinte, a Comissão procura obter informações adicionais para apreciar o efeito do limite de preço intermédio e a sua compatibilidade com este ponto das EEAG.

A Bélgica explicou que iria afetar as receitas de congestionamento resultantes da atribuição de bilhetes transfronteiriços (ou seja, dos direitos de acesso que permitem aos fornecedores de capacidade estrangeiros participar no mecanismo de remuneração da capacidade), tal como previsto no artigo 19.o, n.o 2, do Regulamento (UE) 2019/943 do Parlamento Europeu e do Conselho (6). A Comissão considera que são necessárias mais informações para apreciar a compatibilidade do mecanismo de remuneração da capacidade com o ponto 233, alínea a), das EEAG, ou seja, para assegurar que as receitas de congestionamento serão utilizadas de modo a que o mecanismo de remuneração da capacidade incentive de forma adequada o investimento em capacidades de interligação.

3.3.6. Conformidade da medida de auxílio com disposições intrinsecamente associadas do direito da União

Se uma medida de auxílio estatal implicar aspetos indissoluvelmente ligados ao objetivo do auxílio e que violem outras disposições do direito da União, tal violação pode afetar a apreciação da compatibilidade desse auxílio estatal. A este respeito, a Comissão conclui, a título preliminar, que o mecanismo de financiamento do mecanismo de remuneração da capacidade não cria quaisquer restrições que violem o artigo 30.o ou o artigo 110.o do TFUE, uma vez que a Bélgica permitirá a participação de capacidades estrangeiras no mecanismo de remuneração da capacidade. No entanto, a Comissão tem dúvidas quanto ao facto de o mecanismo de remuneração da capacidade estar em conformidade com o artigo 22.o, n.o 1, alínea c), e com o artigo 24.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2019/943, uma vez que tanto o estudo nacional de adequação e flexibilidade como o cenário de referência utilizado para determinar o volume de capacidade a leiloar se baseiam em pressupostos sobre o fornecimento estrangeiro de eletricidade (indisponibilidade adicional das centrais nucleares francesas).

Em conformidade com o artigo 16.o do Regulamento (UE) 2015/1589 do Conselho (7), qualquer auxílio ilegal pode ser objeto de recuperação junto do beneficiário.

TEXTO DA CARTA

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

(2) JO C 200 de 28.6.2014, p. 1.

(3) Ver Comunicação C(2020) 4355 final (JO C 224 de 8.7.2020, p. 2).

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

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

(6) JO L 158 de 14.6.2019, p. 54.

(7) JO L 248 de 24.9.2015, p. 9.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(19) OJ C 121, 6.4.2018.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(35) See also recital (38) below.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(59)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(68) Calculated as follows:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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