DECIZIA (UE) 2020/348 A COMISIEI

din 24 octombrie 2019

privind schema de ajutoare SA.35980 – 2019/C Regatul Unit – Reforma pieței energiei electrice: Mecanismul de asigurare a capacității

[notificată cu numărul C(2019) 7610]

(Numai textul în limba engleză este autentic)

(Text cu relevanță pentru SEE)

COMISIA EUROPEANĂ,

având în vedere Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene, în special articolul 108 alineatul (2) primul paragraf,

având în vedere Acordul privind Spațiul Economic European, în special articolul 62 alineatul (1) litera (a),

după ce părțile interesate au fost invitate să își prezinte observațiile în temeiul acestor articole (1) și având în vedere observațiile acestora,

întrucât:

1. PROCEDURĂ

(1) În urma contactelor prealabile notificării, autoritățile din Regatul Unit (denumit în continuare „UK”) au notificat Comisia, la 23 iunie 2014, în conformitate cu articolul 108 alineatul (3) din tratat, cu privire la o măsură propusă de sprijinire a furnizorilor de capacitate pe piața energiei electrice din Regatul Unit (denumită în continuare „GB”) (2). În prezenta decizie, această măsură este denumită „măsura”.

(2) La 23 iulie 2014, Comisia a decis să nu formuleze obiecții față de schema de ajutoare prin care este instituită măsura, invocând faptul că schema intră sub incidența articolului 107 alineatul (3) litera (c) din tratat și, prin urmare, este compatibilă cu piața internă (3) („decizia din 2014”).

(3) Prima licitație pe piața de capacități la care se referă măsura („piața de capacități” sau „PC”) a avut loc în perioada 16-18 decembrie 2014. Licitația a fost organizată pentru furnizarea de capacitate patru ani mai târziu, și anume în 2018.

(4) La 15 noiembrie 2018, Tribunalul Uniunii Europene a anulat decizia din 2014, în hotărârea sa pronunțată în cauza T-793/14 – Tempus Energy și Tempus Energy Technology/Comisia (denumită în continuare „hotărârea Tribunalului”). Pe scurt, Tribunalul a considerat că, pe baza duratei și a circumstanțelor fazei de prenotificare, precum și a neefectuării unei investigații adecvate de către Comisiei în etapa de examinare preliminară cu privire la unele aspecte ale pieței de capacități, mai exact cu privire la rolul și modul de tratare a răspunsului părții de consum în cadrul mecanismului notificat de asigurare a capacității, Comisia ar fi trebuit să aibă îndoieli cu privire la compatibilitatea măsurii cu piața internă. Aceste îndoieli ar fi trebuit să o determine să inițieze procedura prevăzută la articolul 108 alineatul (2) din tratat, permițând astfel părților interesate să prezinte Comisiei observațiile lor și să pună informațiile relevante la dispoziția sa, astfel încât Comisia să poată să evalueze mai bine compatibilitatea pieței de capacități cu piața internă.

(5) La 20 decembrie 2018, au fost primite informații suplimentare din partea UK.

(6) La 25 ianuarie 2019, Comisia a formulat recurs împotriva hotărârii Tribunalului (cauza C-57/19). Deoarece recursul nu are efect suspensiv, pentru a se conforma hotărârii Tribunalului, Comisia a reevaluat PC.

(7) În urma reevaluării, Comisia a informat UK, prin scrisoarea din data de 21 februarie 2019, că a decis să inițieze procedura prevăzută la articolul 108 alineatul (2) din tratat cu privire la măsură.

(8) Decizia Comisiei de a iniția procedura (denumită în continuare „decizia de inițiere a procedurii”) a fost publicată în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (4). Comisia a invitat părțile interesate să își prezinte observațiile.

(9) Prin scrisoarea din 12 aprilie 2019, UK a prezentat Comisiei observațiile sale cu privire la decizia de inițiere a procedurii. Comisia a primit observații de la 35 de părți interesate. Comisia le-a transmis Regatului Unit, oferindu-i posibilitatea de a reacționa. Comisia a primit observațiile Regatului Unit ca răspuns, prin scrisorile din 7 iunie 2019, din 19 iulie 2019 și din 12 septembrie 2019.

(10) La 29 martie 2017, Regatul Unit a transmis notificarea intenției sale de a se retrage din Uniune în temeiul articolului 50 din Tratatul privind Uniunea Europeană (TUE). În conformitate cu articolul 50 alineatul (3) din TUE, tratatele încetează să se aplice statului care se retrage de la data intrării în vigoare a acordului de retragere sau, în absența unui astfel de acord, după doi ani de la notificare, cu excepția cazului în care Consiliul European, în acord cu statul membru în cauză, hotărăște în unanimitate să proroge acest termen. Termenul a fost prelungit de două ori, ultima dată prin Decizia (UE) 2019/584 a Consiliului European (5), care a prelungit termenul până la 31 octombrie 2019.

(11) La 11 ianuarie 2019, prin Decizia (UE) 2019/274 (6), Consiliul a autorizat semnarea acordului de retragere convenit la nivel de negociatori la 14 noiembrie 2018. La 17 octombrie 2019, Consiliul European a aprobat acordul de retragere revizuit, convenit la nivel de negociatori. La 21 octombrie, la propunerea Comisiei (7), Consiliul a modificat Decizia (UE) 2019/274 astfel încât să autorizeze semnarea acordului revizuit. Uniunea a confirmat din nou că este pregătită să procedeze rapid la semnarea și încheierea acordului de retragere, în cazul în care acesta este aprobat de Parlamentul Regatului Unit. Partea a patra a acordului de retragere prevede o perioadă de tranziție care începe de la data intrării în vigoare a acordului, pe parcursul căreia dreptul Uniunii va continua să se aplice Regatului Unit și pe teritoriul acestuia conform celor prevăzute în acord.

(12) În orice caz, prezenta decizie se aplică numai atât timp cât dreptul Uniunii se aplică Regatului Unit și pe teritoriul acestuia.

2. DESCRIEREA DETALIATĂ A MĂSURII

2.1. Prezentare generală a măsurii

(13) În 2014, Regatul Unit a estimat că piața energiei electrice din GB va atinge aproximativ în 2017/2018 niveluri critice ale adecvării capacității de producție. Prin urmare, UK a conceput măsura sub forma unei piețe de capacități în care operatorul de sistem ar organiza licitații gestionate la nivel central cu scopul de a achiziționa nivelul de capacitate necesar pentru a asigura adecvarea capacității de producție.

(14) Licitațiile organizate în temeiul măsurii au fost deschise inițial numai pentru producătorii existenți și noi, pentru operatorii răspunsului din partea cererii și pentru operatorii care stochează energia electrică. Participarea capacităților de interconectare a fost permisă începând cu a doua licitație din 2015.

(15) Ofertanților câștigători ai licitațiilor le sunt atribuite contracte de capacități în baza cărora aceștia vor primi o plată constantă pe durata contractului de capacități în schimbul angajamentului de a furniza energie electrică în perioadele de presiune asupra rețelei, dacă operatorul de sistem le solicită acest lucru. Se aplică sancțiuni financiare dacă furnizorul de capacitate nu furnizează volumul de energie necesar în conformitate cu angajamentul său privind capacitatea. Măsura este finanțată printr-o taxă impusă furnizorilor de energie electrică.

(16) Prima licitație a fost organizată în 2014 pentru furnizarea de capacitate în 2018. Aceasta a fost urmată de alte trei licitații prevăzute cu patru ani înainte („T-4”) (în 2015, 2016 și 2017), de o licitație prevăzută cu un an înainte („T-1”) (în 2017) și de două licitații tranzitorii („LT”) (în 2016 și 2017).

(17) UK a suspendat măsura la 15 noiembrie 2018 în urma hotărârii Tribunalului menționată la considerentul 4, care este supusă, în prezent, procedurii de recurs. UK a confirmat că nu vor mai fi acordate ajutoare prin licitații pe piața de capacități și că plățile pentru ajutoarele acordate prin licitațiile care au avut deja loc au fost stopate până la adoptarea de către Comisie a unei decizii de aprobare a măsurii.

(18) Cu toate acestea, în urma hotărârii Tribunalului, UK a instituit următoarele măsuri: (a) în iunie 2019, a fost organizată o licitație T-1 înlocuitoare de suplimentare pentru furnizarea de capacitate în anul de furnizare 2019/2020, în urma căreia au fost atribuite contracte condiționate de capacități, care erau condiționate de obținerea aprobării ajutorului de stat și de realizarea etapelor procedurale necesare în conformitate cu legislația de creare a pieței de capacități; (b) respectarea contractelor de capacități atribuite în cadrul licitațiilor anterioare era încă obligatorie, astfel că, sub rezerva unei decizii pozitive privind ajutorul de stat, au putut fi efectuate plățile reportate de capacități către furnizorii de capacitate care și-au îndeplinit obligațiile în perioada de standstill; (c) furnizorii de energie electrică urmau să transfere în continuare taxa către consumatori în perioada de standstill pentru a asigura faptul că pot plăti integral și prompt taxele restante aplicate furnizorilor cu privire la perioada de standstill, dacă este acordată aprobarea pentru ajutorul de stat; precum și (d) la 22 iulie 2019, au fost lansate procedurile de precalificare pentru o licitație T-1 (anul de furnizare 2020/2021), o licitație T-3 (anul de furnizare 2022/2023) și o licitație T-4 (anul de furnizare 2023/2024), fiecare dintre acestea urmând să aibă loc în primul trimestru al anului 2020.

2.2. Temei juridic și mecanisme de guvernare

(19) Temeiul juridic al măsurii este Legea privind energia electrică din 2013 din UK. Punerea în aplicare a măsurii este guvernată de legislația secundară formată din Reglementările privind capacitatea de energie electrică din 2014, Reglementările privind capacitatea de energie electrică (plățile furnizorilor) din 2014 și Normele privind piața de capacități.

(20) UK revizuiește periodic mecanismul PC ținând seama de feedbackul primit în urma fiecărui proces de licitație. De asemenea, UK a efectuat o serie de consultări publice pentru a îmbunătăți treptat detaliile de reglementare ale anumitor caracteristici specifice ale schemei. De asemenea, autoritatea de reglementare în domeniul energiei (Ofgem) colectează anual opiniile părților interesate cu privire la modificările potențiale ale caracteristicilor operaționale și administrative ale schemei și aduce modificări normelor. În plus, o revizuire formală și mai cuprinzătoare este programată să fie efectuată o dată la cinci ani, implicând atât guvernul, cât și Ofgem, pentru a evalua măsura în care piața de capacități își realizează în mod eficace obiectivele și rămâne cea mai eficace formă de intervenție pentru abordarea acestor obiective. Obiectivele includ luarea în considerare a disfuncționalităților subiacente ale pieței. În esență, revizuirea cuprinde următoarele două etape: (a) Ofgem efectuează revizuiri pe cinci ani ale domeniilor de organizare a pieței de capacități care sunt acoperite de Normele privind piața de capacități, analizând eficacitatea schemei și dacă mecanismele sale existente sunt adecvate scopului urmărit; și (b) guvernul evaluează piața de capacități și obiectivele acesteia dintr-o perspectivă la nivel mai înalt și analizează dacă piața de capacități mai este necesară în viitor sau dacă ar trebui să fie eliminată treptat și măsura în care obiectivele pieței de capacități ar putea fi realizate într-o manieră care să impună mai puțină reglementare. Acest lucru se bazează pe informațiile provenite din analizarea internă anuală de către guvern a posibilității de a organiza licitația pe piața de capacități, precum și pe constatările revizuirii efectuate de Ofgem în prima etapă. Guvernul efectuează consultări publice ca parte a acestui proces de revizuire.

(21) Guvernul Regatului Unit a inițiat primul proces de revizuire pe cinci ani prin publicarea, în august 2018, a unei cereri de contribuții, invitând astfel la prezentarea de opinii și dovezi la nivel înalt pe teme precum aceea dacă există o nevoie continuă de PC și identificarea oricăror domenii prioritare în care ar trebui să fie efectuate modificări. În septembrie 2018, Ofgem a publicat o scrisoare deschisă, prin care a solicitat opinii și dovezi privind măsura în care normele își îndeplinesc în continuare obiectivele. Raportul final al revizuirii pe cinci ani efectuate de guvernul Regatului Unit a fost publicat la 22 iulie 2019 (8), iar raportul final al Ofgem a fost publicat la 31 iulie 2019 (9). În plus, Comitetul pentru știință și tehnologie al Camerei Comunelor din Regatul Unit a publicat, la 22 august 2019, un raport în care a menționat, printre alte teme, piața de capacități din Regatul Unit (10).

(22) Măsura este pusă în aplicare de guvernul Regatului Unit, de Ofgem, de Organismul de furnizare (National Grid – „NG”), de Organismul de decontare (o instituție nouă înființată în temeiul Legii privind energia electrică din 2013, supusă conducerii și supravegherii de către guvern) și de prestatorul de servicii de decontare (Elexon). O scurtă descriere a rolurilor și a responsabilităților acestora este prezentată mai jos.

(23) Guvernul Regatului Unit este responsabil pentru supravegherea strategică a pieței de capacități și pentru modificările aduse reglementărilor care guvernează schema, precum și pentru asigurarea asumării continue a răspunderii privind aspecte-cheie ale organizării pieței de capacități. Reglementările includ, de exemplu, criterii generale de eligibilitate pentru accesul la licitații pe piața de capacități, funcțiile operatorului de sistem pentru realizarea pieței de capacități și decontarea plăților.

(24) Guvernul Regatului Unit a conceput Normele privind piața de capacități, însă Ofgem este responsabil pentru punerea lor în aplicare (atât guvernul Regatului Unit, cât și Ofgem pot modifica normele). Normele privind piața de capacități includ norme tehnice și proceduri privind precalificarea și licitațiile de capacități, conținutul contractelor de capacități și obligațiile titularilor de contracte de capacități. Atunci când ia în considerare modificări ale normelor, Ofgem are obligația de a respecta o serie de obiective consacrate în reglementări și în norme, care asigură transparența și încrederea în guvernanța pieței de capacități. De asemenea, Ofgem este responsabil pentru soluționarea contestațiilor formulate de solicitanți cu privire la rezultatul precalificării.

(25) Operatorul de sistem este National Grid. Aceasta își asumă rolul de furnizare pentru piața de capacități, inclusiv: furnizarea de consultanță pentru miniștri cu privire la perspectiva siguranței alimentării cu energie și recomandarea volumului de capacitate care trebuie licitat în vederea respectării standardului de fiabilitate; precalificarea participanților la licitație, administrarea licitațiilor de capacități și încheierea contractelor (așa-numitele „contracte de capacități”) cu ofertanții câștigători; dezvoltarea și administrarea noilor proceduri de sprijin, precum emiterea avertismentelor pe piața de capacități.

(26) Guvernul Regatului Unit stabilește funcțiile de furnizare ale operatorului de sistem în legislația secundară, care constituie „cerințe relevante” care trebuie să fie puse în aplicare de Ofgem. Acest lucru oferă guvernului certitudine cu privire la ceea ce va fi furnizat și o bază clară pentru ca Ofgem să gestioneze performanța NG în rolul său de furnizare. Un grup de experți tehnici asigură controlul independent al consultanței rețelei naționale cu privire la volumul recomandat de capacitate care trebuie licitat.

(27) Guvernul Regatului Unit a înființat (11) Organismul de decontare pe piața de capacități („Electricity Settlement Company”) care să asigure responsabilitatea finală, guvernanța și controlul procesului de decontare și al plăților efectuate în temeiul contractelor de capacități (12). Organismul de decontare este o societate cu răspundere limitată, deținută de guvern ca unic acționar (13). Acesta este responsabil pentru stabilirea propriei sale guvernanțe interne, astfel încât să își poată îndeplini obligațiile, însă guvernul deține controlul general asupra sa (14).

(28) În februarie 2013, Guvernul Regatului Unit și-a anunțat decizia de a externaliza atribuții către Elexon Ltd. prin Jurnalul Oficial al Uniunii Europene. Elexon funcționează ca prestator de servicii de decontare, având responsabilități pentru efectuarea calculelor și a determinărilor plăților de capacități. Rolul Elexon ca prestator de servicii de decontare este similar cu rolul pe care îl are în prezent conform Codului de echilibrare și decontare, dar mai limitat decât acesta. Un contract încheiat între Organismul de decontare și Elexon prezintă detaliile serviciului care trebuie să fie prestat, costul acestui serviciu și modalitățile de monitorizare a performanței.

2.3. Beneficiari

2.3.1. Eligibilitate

(29) Furnizorii de capacitate participă pe piața de capacități pe baza „unităților pieței de capacități” (Capacity Market Units - CMU). La nivel de CMU sunt formulate cererile de precalificare, sunt atribuite contracte de capacități, sunt specificate obligațiile aplicabile în perioadele de presiune asupra rețelei și sunt calculate sancțiunile/plățile pentru furnizarea excedentară. Producătorii (atât cei existenți, cât și cei noi), capacitățile de interconectare, prestatorii de servicii de stocare și furnizorii pot să participe.

(30) Unitățile de producție [sunt definite prin referire la furnizarea de energie electrică, sunt capabile de control independent, producția lor netă este măsurată cu contor (contoare) pentru jumătăți de oră, capacitatea de conectare depășește 2 MW] pot participa în mod individual ca o singură CMU sau împreună cu alte unități de producție eligibile, în următoarele condiții: (a) toate unitățile fac parte din aceeași unitate de tranzacționare (și anume, centrală electrică); sau (b) toate unitățile sunt conectate la sistem în același punct, și anume în aceeași locație, însă conceptul de unitate de tranzacționare nu se aplică; sau (c) capacitatea agregată a tuturor unităților este cuprinsă între pragul minim (2 MW) și 50 MW (producția integrată efectiv, împărțită între mai multe locații).

(31) CMU ale răspunsului din partea cererii sunt definite prin referire la un angajament de reducere a cererii de energie electrică. Un furnizor de răspuns din partea cererii este definit ca fiind (i) un consumator direct de energie electrică; (ii) o entitate care deține consumatorul de energie electrică; sau (iii) o entitate care are control contractual asupra consumatorului de energie electrică în ceea ce privește răspunsul din partea cererii. Acest angajament trebuie să determine consumatorul de energie electrică să își reducă importul de energie electrică (măsurat cu contoare pentru jumătăți de oră) și/sau să exporte energia electrică produsă de unitățile de producție de la fața locului pe care le deține. Furnizorii răspunsului din partea cererii pot participa în mod individual ca o singură CMU sau împreună cu alții. În plus, fiecare componentă trebuie să fie conectată la un contor care înregistrează consumul de energie electrică la fiecare jumătate de oră iar capacitatea totală a furnizorului răspunsului din partea cererii trebuie să fie cuprinsă între 2 MW și 50 MW. În tabelul 1 de mai jos este indicată performanța înregistrată de răspunsul din partea cererii la licitațiile organizate înainte de iulie 2019. Tabelul 1 Performanța înregistrată de răspunsul din partea cererii la licitațiile de capacitate organizate înainte de iulie 2019 Licitațiile la care a participat (MW) Contractele câștigate (MW) T-4 2014 603 174 T-4 2015 673 456 T-4 2016 1 798 1 411 T-4 2017 2 246 1 206 T-4 2018 (15) (susp.) 2 618 N/A T-1 2017 1 283 443 T-1 2018 (susp.) 2 124 N/A T-1 2019 (condiționată) 1 333 203 LT 2015 619 475 LT 2016 373 312

(32) Piața de capacități exclude furnizorii de capacitate care primesc deja sprijin din alte măsuri. Următorii furnizori nu sunt eligibili să participe pe piața de capacități: (a) centralele electrice cu emisii reduse de dioxid de carbon, care primesc sprijin prin contracte pe diferență (CpD) sau prin tarif fix la scară mică; (b) producătorii de energie din surse regenerabile, care primesc sprijin prin obligația referitoare la energia regenerabilă (OER), cu excepția cazului în care aceștia optează pentru renunțarea la primirea plăților OER (ei pot să participe după expirarea contractelor lor OER); (c) centralele care primesc stimulentul pentru energie termică din surse regenerabile (SETR) – deoarece SETR a fost conceput pentru a completa OER și CpD pentru sursele regenerabile de energie; (d) centralele care primesc finanțare din Concursul de comercializare a captării și stocării dioxidului de carbon (CSC) din Regatul Unit – deoarece CpD pentru CSC au fost concepute pentru a le oferi sprijinul suplimentar necesar pentru a fi viabile din punct de vedere comercial; (e) tehnologiile care primesc finanțare din rezerva UE pentru instalațiile nou-intrate 300, care urmărește să sprijine tehnologiile emergente cu emisii reduse de dioxid de carbon, precum CSC și energia maremotrică, deoarece acestea sunt eligibile, de asemenea, pentru a primi sprijin în temeiul CpD; (f) centralele cărora NG le-a atribuit contracte pe 15 ani pentru a face parte din rezerva operațională pe termen scurt („STOR pe termen lung”) imediat înainte de propunerile inițiale de politică privind reforma pieței energiei electrice (RPEE) din 2010 și care optează pentru menținerea acestora.

(33) Întreprinderile care au participat la programele Enterprise Investment Scheme (EIS – Programul de investiții în întreprinderi) și la Venture Capital Trust (VCT – Fondul de capital-risc) nu sunt excluse de la participarea pe PC, dar sunt supuse unui test pentru a asigura faptul că acestea nu primesc „subvenție dublă” (pentru a evita cumularea ajutoarelor de stat).

(34) Deși participarea directă a capacităților străine nu este autorizată, capacitățile de interconectare au fost eligibile pentru participarea pe piața de capacități de la a doua licitație organizată în 2015, în calitate de CMU, în condiții de egalitate cu producătorii din Regatul Unit și cu furnizorii răspunsului din partea cererii, fiind supuse, în esență, aceluiași regim de recompense și sancțiuni și cu capacitate redusă pentru a reflecta contribuția lor la siguranței alimentării cu energie (16). În tabelul 2 este prezentată participarea CMU ale capacităților de interconectare (denumite în continuare „CMU IC”) la licitațiile organizate până în prezent. Tabelul 2 Participarea CMU ale capacităților de interconectare la licitațiile pe PC organizate până în prezent Tip de licitație T-4 T-1 Anul licitației 2015 2016 2017 2018 (susp.) 2018 (susp.) 2019 (condiționată) Anul de furnizare 2019/2020 2020/2021 2021/2022 2022/2023 2019/2020 2019/2020 Numărul de CMU IC precalificate 3 5 6 8 3 3 Numărul de CMU IC câștigătoare 2 4 6 NA NA 3 Dintre care nou-construite 0 0 3 NA NA 1 Dintre care existente 2 4 3 NA NA 2 Capacitatea CMU IC câștigătoare (GW) 1,86 2,34 4,56 NA NA 1,025

(35) În decizia din 2014, s-a acordat permisiunea de a nu include capacitatea interconectată pentru prima licitație (decembrie 2014) din cauza următoarelor constrângeri: (a) capacitatea de achiziționat: era necesară o nouă metodologie de a reduce contribuția capacităților de interconectare la licitație. Era necesară o cooperare mai strânsă cu alte state membre cu privire la evaluarea caracterului adecvat al capacității de producție, pentru a elimina parazitismul potențial în cazul în care țările aveau standarde de fiabilitate diferite; (b) precalificare: la momentul respectiv, Organismul de furnizare nu avea posibilitatea de a finaliza în mod independent etapa de precalificare pentru un furnizor de capacitate extern. Ar fi fost necesară cooperarea cu operatorii de transport și de sistem cu privire la măsurare și verificare, dispecerizarea pentru testare și platformele pentru schimb de date; (c) licitație: licitația ar fi fost deschisă mizării în cazul în care s-ar fi permis participarea capacităților străine. Ar fi fost necesară o nouă metodologie pentru a limita volumul de capacități străine până la capacitatea redusă de interconectare. În plus, era probabil ca pragul de preluare a prețurilor să fie diferit pe o altă piață, ceea ce înseamnă că prețul de închidere al licitației stabilit în MB ar fi putut să nu fie adecvat pentru capacitatea de pe altă piață și ar fi putut fi necesară o licitație zonală; (d) furnizare: obligația de furnizare impune producătorilor să producă atunci când se emite un avertisment de 4 ore pe piața de capacități. Pe o altă piață, acest lucru ar fi condus la o dispecerizare în afara ordinii de merit, cauzând distorsiune pe piață (17). Acest lucru nu ar fi adus Regatului Unit un beneficiu suplimentar în materie de siguranță a alimentării cu energie, într-o lume în care cuplarea piețelor este pusă pe deplin în aplicare, fluxurile de energie electrică răspunzând deja tarifării în condiții de deficit.

(36) Numai pentru 2014, în lipsa unei participări directe a capacității interconectate, contribuția preconizată a interconectării în perioadele de presiune asupra rețelei în MB a fost reflectată în volumul de capacitate licitat. De exemplu, dacă se preconizează că vor fi disponibile importuri de 1 GW în perioadele de presiune asupra rețelei în MB, volumul de capacitate licitat pe piața de capacități ar fi redus cu 1 GW. Contribuția interconectării din afara PC a fost evaluată inițial de NG la zero (float) atunci când a recomandat obiectivul T-4 pentru anul de furnizare 2018/2019, însă aceasta a fost revizuită ulterior la o contribuție netă de 2,1 GW pentru licitația T-1.

2.3.2. Procesul de precalificare

(37) Participarea pe piața de capacități nu este obligatorie. Totuși, este obligatoriu ca orice capacitate autorizată, eligibilă să participe la procesul de precalificare, chiar dacă nu este destinată licitării. Procesul de precalificare are scopul de a asigura faptul că participanții la licitație pot să furnizeze capacitatea pe care o oferă și că operatorul de sistem poate să adapteze volumul de capacitate care trebuie licitat pe baza volumului de capacitate care nu participă la licitație.

(38) Nicio capacitate eligibilă care nu participă la licitația de capacitate nu este expusă sancțiunilor pentru nefurnizare de pe piața de capacități și nici nu este eligibilă pentru nicio plată pentru furnizare excedentară. Această capacitate poate să participe din nou la licitațiile ulterioare, precum și pe piața secundară. La fel ca în cazul centralelor neeligibile, volumul licitat este redus pentru a justifica volumul de capacitate al centralelor care nu participă.

(39) Pentru a asigura faptul că este pregătită o capacitate fiabilă pentru anul de furnizare, operatorul de sistem efectuează verificări de precalificare înainte de licitație pentru a confirma eligibilitatea și starea de ofertare a oricărei capacități potențiale. Cerințele de precalificare variază pentru diferite tipuri de capacitate (de exemplu, pentru producție și răspunsul părții de consum).

(40) Ca parte a cererii lor de precalificare, solicitanții trebuie să îndeplinească atât cerințe de precalificare generice, cât și specifice, care variază în funcție de tipul unității, și anume dacă unitatea este o unitate de producție existentă sau prospectivă sau o unitate de răspuns din partea cererii. Cerințele generice includ detalii administrative de bază (date de contact, starea de autorizare, structura corporativă, amplasarea și diverse declarații ale administratorilor), în timp ce unitățile de producție existente trebuie să își demonstreze, de asemenea, performanța istorică. Unitățile prospective trebuie să prezinte dovezi privind autorizația de urbanism și acordul de conectare, un plan de construire detaliat și detalii privind cheltuielile lor de capital preconizate, în raport cu durata contractului de capacități urmărit. De asemenea, acestea trebuie să depună o formă de susținere a creditului (și anume, garanție sau „garanție de participare la licitație”) drept dovadă a seriozității lor privind participarea la licitație și să furnizeze o unitate operațională până la începutul anului de furnizare.

(41) Noile unități de producție și capacitățile neconfirmate de răspuns din partea cererii (spre deosebire de capacitățile confirmate de răspuns din partea cererii (18)) trebuie să depună o garanție de participare la licitație în valoare de 5 000 GBP (aproximativ 5 650 EUR) per megawatt pentru licitațiile prevăzute cu patru ani înainte și pentru licitațiile prevăzute cu un an înainte și de 500 GBP (aproximativ 565 EUR) per megawatt pentru licitațiile tranzitorii. În ceea ce privește unitățile de răspuns din partea cererii, măsura prevede că garanția de participare la licitație este pierdută proporțional cu volumul de capacitate care nu a fost furnizat efectiv de operatorii răspunsului din partea cererii, cu condiția ca aceștia să furnizeze cel puțin 90 % din volumul de capacitate pentru care s-au angajat. Deși operatorii răspunsului din partea cererii au posibilitatea de a agrega mai multe amplasamente pentru a atinge pragul minim de 2 MW, ar trebui remarcat că aceștia trebuie să plătească o garanție de participare la licitație cu privire la capacitatea totală de 2 MW, chiar dacă doar o mică parte a acestui volum este constituită din capacități neconfirmate de răspuns din partea cererii. Potrivit Regatului Unit, o CMU poate fi confirmată doar ca unitate unică, confirmată în aceeași zi din aceeași perioadă de decontare. Această cerință de a fi confirmată ca unitate ar trebui să reducă la minimum riscul de mizare. În caz contrar, solicitanții ar putea fi confirmați în momente diferite și ar putea să creeze o unitate care ar putea să nu fie capabilă să funcționeze ca un tot unitar într-o situație de stres, ceea ce ar genera riscul legat de siguranța alimentării cu energie.

(42) În urma consultării din martie 2016, guvernul Regatului Unit a majorat cuantumul garanției de participare la licitație prealabilă licitației pentru unitățile de producție nou-construite la 10 000 GBP/MW pentru a contribui la garantarea expunerii la obligația privind tariful de reziliere majorat, precum și pentru a contribui la descurajarea cererilor speculative, impunând un nivel mai înalt al angajamentului prealabil licitației. Totuși, nivelul garanției de participare la licitație prealabilă licitației pentru capacitățile neconfirmate de răspuns din partea cererii a rămas la 5 000 GBP/MW în urma feedbackului primit de la părțile interesate în timpul consultării potrivit căruia este, comparativ, mult mai costisitor pentru agregatorii răspunsului din partea cererii să obțină acoperirea creditelor de la creditori.

(43) Operatorul de sistem publică factori de reducere specifici tehnologiei înainte de fereastra de precalificare. Pentru majoritatea claselor de tehnologie, acești factori se bazează pe performanța istorică a tipului de clasă din perioada de șapte ani anterioară și reprezintă contribuția medie preconizată a centralelor în perioadele de presiune asupra rețelei în funcție de tehnologia specifică. Pentru unele clase în care dovezile istorice fie lipsesc, fie sunt mai puțin relevante ca indicator solid pentru performanța viitoare (de exemplu, capacitățile de interconectare sau tehnologiile inovatoare, precum acumulatorii) se folosește o metodologie diferită. Factorii relevanți se aplică tuturor centralelor cu o tehnologie specifică, indiferent de vechimea sau starea acestora. Furnizorii de capacitate câștigători la licitația de capacitate primesc plăți (la prețul de închidere al licitației) proporționale cu factorul lor de reducere înmulțit cu capacitatea lor de conectare (volumul pe care racordările lor fizice la rețea le permite să îl exporte în sistem). Unul dintre scopurile regimului de sancțiuni este acela de a adapta nivelul de plăți de la acest nivel de performanță estimat la nivelul de performanță real al centralelor individuale.

2.4. Procesul de licitație

2.4.1. Stabilirea volumului de capacitate care trebuie licitat

(44) Decizia de a organiza licitațiile de capacitate este adoptată anual și are la bază o evaluare independentă a capacității de energie electrică efectuată de către operatorul de sistem. În perspectiva următorilor 15 ani, NG evaluează evoluția probabilă a viitoarelor marje de capacitate, contribuția capacității interconectate și a capacității de răspuns din partea cererii și recomandă volumul de capacitate necesar pentru a atinge standardul de fiabilitate durabil. În acest mod, guvernul poate să evalueze anual dacă este necesară o licitație de capacitate.

(45) Decizia privind volumul de capacitate care trebuie contractat prin fiecare licitație de capacitate are la bază un standard de fiabilitate durabil. Standardul de fiabilitate este un nivel obiectiv de siguranță a alimentării cu energie electrică și constituie baza pentru stabilirea curbei de cerere înainte de fiecare licitație de capacitate.

(46) UK observă că niciun sistem electroenergetic nu poate fi niciodată 100 % fiabil și că există întotdeauna un anumit compromis între costul furnizării unei capacități suplimentare de rezervă și nivelul de fiabilitate obținut. Stabilirea unui standard de fiabilitate permite realizarea acestui compromis, deoarece identifică punctul în care beneficiile suplimentare în materie de siguranță sunt contrabalansate de costurile furnizării capacității. Acest standard are scopul de a le oferi investitorilor și participanților pe piață claritate asupra obiectivelor pe termen lung ale guvernului în materie de siguranță a alimentării cu energie și de a contribui la reducerea costurilor pentru consumatori. De asemenea, acesta are scopul de a asigura faptul că guvernul nu poate să contracteze un nivel mai mare decât nivelul de capacitate eficient din punct de vedere economic, ceea ce împiedică achiziția excesivă de capacitate în MB.

(47) Guvernul Regatului Unit a stabilit un standard de fiabilitate durabil pentru piața energiei electrice din MB egal cu o previziune a pierderilor de sarcină de 3 ore/an. Acest lucru înseamnă un nivel de siguranță a sistemului de 99,97 %. Previziunea pierderilor de sarcină este numărul de ore/perioade pe an în care, pe termen lung, se preconizează din punct de vedere statistic că oferta nu va satisface cererea și care reflectă un nivel de capacitate eficient din punct de vedere economic. Standardul de fiabilitate a fost stabilit în mod durabil, însă guvernul va avea posibilitatea de a-l revizui, dacă acest lucru se va dovedi necesar.

(48) În fiecare an, operatorul de sistem stabilește volumul de capacitate necesar pentru respectarea standardului de fiabilitate și oferă consultanță guvernului, până la 30 mai, în cadrul unui Raport privind capacitatea electrică (ECR). Recomandarea privind volumul de capacitate care trebuie contractat în cadrul licitațiilor de capacitate pentru a respecta standardul de fiabilitate se bazează pe evaluarea de către NG a unor scenarii diferite pentru nivelul cererii de energie electrică și volumul de capacitate furnizat de centrale electrice care nu sunt eligibile pentru plăți de capacități, de exemplu, producția cu emisii reduse de dioxid de carbon și, astfel, stabilește recomandarea NG privind necesitatea de a asigura capacitate și volumul acesteia pentru anul de furnizare în cauză prin intermediul PC. Raportul NG este examinat de către un grup de experți tehnici (PTE), care oferă guvernului consultanță privind soliditatea analizei și a recomandărilor.

(49) Operatorul de sistem utilizează o serie de scenarii privind cererea, precum și sensibilități pentru a explica incertitudinile legate de condițiile meteorologice, disponibilitatea centralelor, fluxurile de interconectare și nivelurile de producție integrată. Apoi, operatorul de sistem exclude capacitatea care nu poate să participe la licitație (de exemplu, centrala cu emisii reduse de dioxid de carbon care primește alt tip de sprijin) și capacitatea care are contracte de capacități în curs (de exemplu, în cazurile în care un furnizor de capacitate are un contract multianual care acoperă anul de furnizare relevant).

(50) Operatorul de sistem utilizează, apoi, o metodologie de „optimizare solidă”, care reduce la minimum rezultatul cel mai nefavorabil posibil în ceea ce privește costul capacității și cererea nesatisfăcută din cadrul scenariilor și al sensibilităților. Modelarea conduce la o serie de opțiuni pentru un singur volum care trebuie achiziționat și o recomandare.

(51) În notificarea din 2014, UK a prezentat predicția ilustrată în figura 1 pentru o gamă de capacități care trebuie achiziționate și care ar putea fi necesare în perioada 2018-2030. Figura 2 prezintă o predicție actualizată din decembrie 2018. Figura 1 Estimările din 2014 ale capacității care trebuie achiziționată în diferite scenarii (GW) Figura 2 Estimările din 2018 ale capacității care trebuie achiziționată în diferite scenarii (GW)

(52) Guvernul adoptă decizia finală privind volumul de capacitate care trebuie achiziționat în cadrul fiecărei licitații pe baza unei curbe de cerere, care este derivată în conformitate cu metodologia stabilită în considerentele de mai jos.

(53) Curba de cerere acordă guvernului o oarecare flexibilitate privind volumul de capacitate care trebuie contractat de la un an la altul în funcție de cost. Curba de cerere înclinată permite realizarea unui compromis între fiabilitate și cost, astfel încât să se achiziționeze mai puțină capacitate într-un an dat, dacă prețul este foarte ridicat. De asemenea, aceasta contribuie la atenuarea riscurilor de mizare, deoarece asigură un plafon al prețului de licitație, precum și flexibilitate pentru a achiziționa mai puțină capacitate dacă prețul este ridicat – ambele reducând oportunitățile participanților de a mări prețurile prin exercitarea puterii de piață.

(54) Guvernul publică această curbă de cerere înainte de fiecare licitație de capacitate. Curba de cerere dă relația dintre prețul capacității și volumul de capacitate din cadrul licitației solicitate de operatorul de sistem. Fiecare curbă de cerere este construită în jurul nivelului-țintă de capacitate necesar pentru a respecta standardul de fiabilitate indicat de operatorul de sistem și în jurul unei estimări a costului rezonabil al capacității noi (costul net al unei noi intrări sau „CONE net”). Intersectarea dintre această capacitate-țintă și CONE net fixează un punct pe curba de cerere. Figura 3 de mai jos prezintă un exemplu de curbă de cerere de capacitate. Figura 3 Curba ilustrativă a cererii de capacitate Sursă: Autoritățile britanice.

(55) CONE net este determinat pe baza prețului de închidere preconizat al capacității în cadrul licitației și este revizuit, dacă este necesar, pentru fiecare licitație, de exemplu, pe baza unor noi estimări ale costului de inginerie pentru unitățile nou-construite și pe informațiile obținute din licitațiile anterioare. Costul unei noi intrări se bazează pe estimări ale costului de investiție al capacității nou-construite furnizate printr-un raport (19) comandat de autoritățile britanice, presupunând un prag minim acceptabil de rentabilitate de 7,5 % și o perioadă de recuperare a investiției de 25 de ani.

(56) Alături de nivelul-țintă de capacitate și de CONE net, alți parametri-cheie ai curbei de cerere sunt: plafonul prețului de licitație (prețul maxim la care guvernul este dispus să achiziționeze capacitate), pragul de preluare a prețurilor [prețul maxim la care centralele existente pot să ofere capacitate în cadrul licitației (20)] și nivelul minim de furnizare necesar pentru a organiza licitația (o cerință minimă de concurență). Guvernul confirmă parametrii finali ai licitației pentru fiecare licitație de capacitate chiar înainte de deschiderea ferestrei de precalificare relevante.

(57) Plafonul prețului de licitație stabilește punctul superior al curbei de cerere – și anume, prețul la care nu va mai fi licitată altă capacitate. Plafonul prețului are scopul de a proteja consumatorii britanici de probleme neprevăzute privind licitația, cum ar fi lipsa concurenței sau abuzul de putere de piață din partea participanților. Totuși, potrivit autorităților britanice, stabilirea unui plafon al prețului de licitație prea scăzut ar putea să îndepărteze ofertanții și să reducă concurența, așadar este important ca plafonul prețului să fie stabilit la un nivel care să încurajeze concurența în cadrul licitației de capacitate și să permită pieței să stabilească un preț eficient pentru capacitatea nouă, pe baza aprecierii de către participanți a riscurilor și a potențialelor rentabilități pe piața energiei electrice și pe piața de capacități. Obținerea nivelului adecvat al plafonului prețului depinde de o evaluare a gradului de incertitudine din jurul estimării centrale a CONE net.

(58) În 2014, guvernul Regatului Unit a stabilit plafonul prețului la nivelul de 75 GBP/kW. UK a explicat că acest plafon al prețului se situează peste prețul de închidere din cadrul licitației prevăzut în model într-o serie de scenarii credibile, însă nu este atât de ridicat încât să permită centralelor să exercite o putere de piață semnificativă, dacă participarea unităților nou-construite este limitată. De asemenea, acesta acționează pentru a asigura faptul că unitățile nou-construite nu pot să încerce să își recupereze toate costurile fixe în cadrul ofertei lor din licitație – pentru ca proiectul să fie viabil, acestea trebuie să ia în considerare, cel puțin într-o anumită măsură, veniturile de pe piața energiei și plățile de pe piața de capacități dincolo de durata inițială a contractului.

(59) De asemenea, guvernul are o altă posibilitate, înainte de licitație, de a se convinge că există concurență suficientă în cadrul licitației. Părțile precalificate pentru a participa la licitație trebuie să se angajeze cu două săptămâni înainte de licitație dacă vor oferi capacitate în cadrul licitației. Apoi, guvernul poate să revizuiască lista de unități de capacitate care vor participa la licitație – luând în considerare, de exemplu, volumul de furnizare oferit, mixul de tehnologii și proprietatea unităților oferite – și poate să anuleze licitația dacă nu este convins că procesul va fi suficient de competitiv pentru a obține valoare pentru consumatori.

2.4.2. Frecvența și formatul licitațiilor

(60) Licitația de capacitate este organizată în fiecare an pentru furnizarea peste patru ani: de exemplu, licitația din 2014 a fost organizată pentru furnizare în 2018/2019, anul de furnizare fiind cuprins între 1 octombrie 2018 și 30 septembrie 2019. De la punerea în aplicare a măsurii din 2014, au avut loc patru licitații prevăzute cu patru ani înainte: în 2014, 2015, 2016 și 2017. Licitația prevăzută cu patru ani înainte planificată pentru 2018 cu furnizare în 2022 a fost oprită de UK în urma anulării Deciziei Comisiei din 2014 prin hotărârea Tribunalului. Pentru a asigura furnizarea în 2022, autoritățile britanice au afirmat, în decembrie 2018, că, în cadrul măsurii notificate, vor organiza în mod excepțional, în 2019, o licitație prevăzută cu trei ani înainte [a se vedea considerentul 18 litera (d) de mai sus].

(61) O altă licitație prevăzută cu un an înainte este organizată în anul imediat anterior anului de furnizare al licitației principale. Procesul pentru stabilirea curbei de cerere pentru această licitație este același ca cel pentru licitația principală (prevăzută cu patru ani înainte) – decizia finală fiind adoptată de guvern pe baza unei analize puse la dispoziție de operatorul de sistem. Licitația prevăzută cu un an înainte asigură achiziționarea volumului adecvat de capacitate atunci când sunt disponibile previziuni mai exacte privind cererea și este importantă pentru a permite capacității răspunsului din partea cererii (pentru care este dificil să participe la o licitație cu patru ani înainte de furnizare) să participe în mod activ la mecanism. De la punerea în aplicare a măsurii din 2014, a avut loc o licitație prevăzută cu un an înainte, la începutul anului 2018, pentru anul de furnizare 2018/2019 (21). Astfel cum s-a menționat la considerentul 18 litera (a) de mai sus, în iunie 2019, a fost organizată o licitație T-1 înlocuitoare de suplimentare și condiționată, pentru anul de furnizare 2019/2020.

(62) Un anumit volum de capacitate este împiedicat să participe la licitația prevăzută cu patru ani înainte și este „rezervat” pentru licitația prevăzută cu un an înainte. În 2014 și 2015, volumul de capacitate rezervată s-a bazat pe o evaluare a volumului capacității de răspuns din partea cererii eficientă din punctul de vedere al costurilor care ar putea participa la o licitație și a fost făcut public atunci când a fost publicată curba de cerere pentru licitația prevăzută cu patru ani înainte (2,5 GW). O revizuire a metodologiei utilizate pentru a determina capacitatea rezervată în T-1 a fost efectuată de guvernul Regatului Unit în martie 2016. În urma acestei revizuiri, s-a stabilit și utilizat, începând din 2016, o nouă metodologie de „rezervare” bazată pe aplicarea unui interval de încredere de 95 % în jurul recomandării de capacitate anuală T-4 a National Grid prezentată în ECR. La modelarea procesului Least Worst Regrets (LWR – regretul cel mai mic) în ECR, National Grid stabilește un interval de încredere de 95 % în jurul recomandării de capacitate. Tabelul 3 de mai jos prezintă volumul rezervat pentru licitațiile T-1. Tabelul 3 Capacitate rezervată T-1 și capacitate de achiziționat la T-1 (GW) (GW) Anul de furnizare Obiectivul pentru achiziționări la licitația T-4 Capacitatea rezervată pentru T-1 Obiectivul pentru achiziționări la licitația T-1 Volumul achiziționat la licitația T-1 2018/2019 48,6 2,5 4,9 5,79 2019/2020 (licitație condiționată) 44,7 2,5 2,7 3,68 2020/2021 51,7 0,6 N/A N/A 2021/2022 49,2 0,4 N/A N/A

(63) În cazul în care cererea scade între licitația prevăzută cu patru ani înainte și cea prevăzută cu un an înainte, volumul de capacitate licitat în cadrul licitației prevăzute cu un an înainte este redus. Totuși, deoarece licitațiile prevăzute cu un an înainte asigură o mai bună cale de acces pe piață pentru capacitatea de răspuns din partea cererii, în 2014, guvernul Regatului Unit s-a angajat să achiziționeze în cadrul licitațiilor prevăzute cu un an înainte cel puțin 50 % din capacitatea rezervată cu patru ani mai devreme. În cadrul licitației T-1 pentru anul de furnizare 2018/2019, s-a achiziționat mai mult decât dublul capacității rezervate cu patru ani mai devreme (4,9 GW în comparație cu 2,5 GW cât s-a preconizat inițial), în timp ce în cadrul licitației condiționate T-1 pentru anul de furnizare 2019/2020, ținta de achiziționat a fost, de asemenea, mai mare decât capacitatea rezervată inițial (2,7 GW în comparație cu 2,5 GW).

(64) Guvernul Regatului Unit preconizează că vor fi organizate licitații de capacitate T-4 și T-1 în fiecare an, dar acest lucru se va realiza numai după ce este finalizată precalificarea pentru o licitație, atunci când guvernul poate să adopte o decizie finală cu privire la organizarea unei licitații de capacitate.

(65) Guvernul Regatului Unit are autoritatea de a anula sau amâna licitația în orice moment până la începerea primei etape a licitației. În cazul în care guvernul nu optează să anuleze licitația, aceasta va continua în mod automat. După ce licitația a început, guvernul are doar autoritatea de a respinge rezultatul licitației dacă există motive rezonabile să suspecteze că NG, în calitate de organism de furnizare, trebuie să organizeze licitația în conformitate cu reglementările și cu normele. În cazul în care guvernul nu optează să anuleze licitația, aceasta este validată în mod automat. După începerea licitației, guvernul nu are nicio autoritate pentru a influența rezultatul acesteia.

(66) Fiecare licitație de pe piața de capacități este o licitație descendentă (descending-clock), la preț discriminatoriu (pay-as-clear), în care toți participanții câștigători primesc plata pentru ultima ofertă acceptată. Licitația este organizată pe baza normelor predefinite. Adjudecătorul anunță un preț ridicat la începutul licitației și participanții eligibili depun oferte pentru a indica volumul de capacitate pe care sunt dispuși să îl furnizeze la acest preț. Acest proces se repetă de mai multe ori conform unui calendar prestabilit, până când se identifică prețul cel mai scăzut la care cererea este egală cu oferta. Toți participanții câștigători sunt plătiți la același preț de închidere (modelul pay-as-clear). În plus, există o serie de măsuri care vizează reducerea la minimum a riscurilor de mizare și asigurarea unui rezultat eficient.

(67) Atunci când decid volumul de capacitate pe care să îl furnizeze la fiecare preț dat al capacității, se preconizează că participanții vor ține seama de posibilitatea de a obține venituri pe piața energiei. Veniturile preconizate pe piața energiei variază de la un furnizor la altul, în funcție de factorii lor de încărcare preconizați, de prețurile angro și de costurile cu combustibilul și costurile emisiilor de CO2.

(68) În 2014, capacitatea „redusă” de răspuns din partea cererii, capacitatea de răspuns din partea cererii bazată pe producție și producția integrată (sau conectată la distribuție) (până la 50 MW) au fost considerate de către Regatul Unit sectoare emergente care necesită sprijin suplimentar pentru a le ajuta să se pregătească pentru concurența din principalele licitații de pe PC. Prin urmare, pentru a sprijini aceste sectoare, au fost organizate două licitații tranzitorii (LT) pentru 2016 și 2017. Deși prima licitație tranzitorie a fost deschisă într-adevăr celor trei categorii de capacitate descrise mai sus, nivelul de succes al producției integrate (sau conectate la distribuție) și al capacității de răspuns din partea cererii bazate pe producție la prima licitație LT, precum și la licitațiile T-4 din 2014 și 2015, a permis Regatului Unit să considere că acești participanți sunt suficient de maturi pentru a concura cu succes la principalele licitații de pe PC cu alte tipuri de capacitate fără alt tip de sprijin dedicat. Prin urmare, Regatul Unit a exclus aceste resurse din a doua licitație LT (finală), astfel încât numai capacitatea „redusă” de răspuns din partea cererii a putut să participe. În plus, pentru a doua LT, Regatul Unit a indicat că a decis să testeze dacă un prag mai mic de participare (și anume, 500 kW în loc de 2 MW) ar putea fi o modificare benefică a regimului durabil de pe piața de capacități pentru toți participanții. În tabelul 4 sunt prezentate rezultatele LT. Tabelul 4 Contracte de asigurare a capacității (redusă, MW) prin licitațiile cu dispoziții tranzitorii Prima licitație LT A doua licitație LT Producție conectată la distribuție 328 n/a Capacitate totală de răspuns din partea cererii, din care: 475 312 — Capacitate de răspuns din partea cererii bazată pe producție 322 n/a — Capacitate „redusă” de răspuns din partea cererii: — Inclusiv capacitatea < 2MW 153 — n/a 312 — 8,5 (reprezentând 8 CMU) Total 803 312

(69) În tabelul 5 este prezentat, pentru fiecare licitație organizată începând din 2014, volumul recomandat de NG care trebuie achiziționat, volumul-țintă aprobat de secretarul de stat și volumul achiziționat în cele din urmă la licitațiile T-4 și T-1. Tabelul 5 Cerințe de capacitate (GW) (GW) Volumul recomandat de National Grid în ECR care trebuie achiziționat Recomandarea adaptată a National Grid privind volumul care trebuie achiziționat la licitație în urma precalificării Volumul care trebuie achiziționat Volumul-țintă aprobat de secretarul de stat Volumul achiziționat la licitație T-4 2014 53,3 48,6 48,6 49,3 (22) T-4 2015 47,9 44,7 45,4 46,4 T-4 2016 49,7 51,1 51,7 52,4 T-4 2017 50,5 49,2 49,2 50,4 T-1 2017 6,3 4,9 4,9 5,79 T-1 2019 (licitație condiționată) 4,6 4,3 (noiembrie 2018) 2,3 (mai 2019) 2,7 3,6

2.4.3. Entități care preiau prețurile

(70) Pentru a atenua puterea de piață în cadrul licitației, furnizorii de capacitate potențiali care s-au precalificat cu succes sunt clasificați fie ca „entități care preiau prețurile” (care nu pot să oferteze peste un prag relativ scăzut), fie ca „entități care stabilesc prețurile” (care pot să oferteze peste acest prag). Furnizorii de capacitate existenți sunt, în mod implicit, entități care preiau prețurile. Furnizorii nou-intrați și resursele de răspuns din partea cererii sunt clasificați ca entități care stabilesc prețurile și sunt liberi să oferteze până la plafonul general al prețului de licitație. Potrivit Regatului Unit, această distincție consolidează stimulentele pentru ca participanții să oferteze la valoarea reală a capacității lor și atenuează riscul ca centralele existente, cu costuri mai scăzute, să încerce să stabilească un preț mare în anii în care nu este necesară o nouă intrare. Regatul Unit susține că pragul de preluare a prețurilor ar trebui să fie stabilit la un nivel care să cuprindă majoritatea centralelor existente, fiind, în același timp, la un preț suficient de scăzut pentru a atenua riscul de mizare. Pragul de preluare a prețurilor a fost stabilit la 25 GBP/kW (CONE net de 50 %). Acesta este suficient de ridicat pentru a cuprinde majoritatea centralelor existente. În 2014, modelarea de către Regatul Unit a sugerat că acest prag ar cuprinde aproximativ 80 % dintre centralele existente. Tabelul 6 arată că, în realitate, pragul de preluare a prețurilor a cuprins aproximativ 60 % dintre centralele existente. De asemenea, pragul de 25 GBP/kW este în mod semnificativ sub costul preconizat al unei noi intrări. Prin urmare, un prag de preluare a prețurilor de 25 GBP/kW atenuează, de asemenea, riscul de mizare. Tabelul 6 Centralele existente cuprinse în pragul de preluare a prețurilor începând cu anul 2014 Licitație Centrala existentă cuprinsă în pragul de preluare a prețurilor Capacitate (MW) % Preț de închidere (GBP/kw) T-4 2014 25 007 67 19,40 T-4 2015 39 286 80 18,00 T-4 2016 29 548 56 22,50 T-4 2017 31 099 57 8,40 T-1 2017 2 306 29 (23) 6,00 T-1 2019 (condiționată) 1 758 (24) 49 0,77

(71) Centralele existente, cu costuri deosebit de ridicate, pot primi permisiunea de a participa ca entități care stabilesc prețurile (și pot să oferteze peste pragul de preluare a prețurilor), însă trebuie să prezinte o justificare pentru faptul că necesită un nivel mai ridicat al plății (de exemplu, un certificat al consiliului de administrație și un plan de afaceri prezentat consiliului de administrație al furnizorului). Această justificare trebuie să fie prezentată către Ofgem și poate fi utilizată în cadrul oricărei investigații privind abuzul de putere de piață.

(72) Orice furnizori existenți care ofertează la un preț peste pragul de „stabilire a prețurilor” și care nu primesc un contract de capacități în cadrul licitației, dar funcționează în continuare în anul de furnizare, cel mai probabil vor fi anchetați de Ofgem, care poate utiliza informațiile furnizate alături de oferta din licitație de stabilire a prețului.

(73) Furnizorii nou-intrați pot să stabilească un preț fără a-și justifica oferta, deși, dacă se observă că aceștia încearcă să exercite putere de piață, acest lucru poate face obiectul unei investigații a Ofgem în cadrul rolului său normal de aplicare a legii. În orice caz, nivelul ofertei este plafonat prin plafonul prețului stabilit în curba de cerere pusă la dispoziție înainte de licitație.

2.4.4. Durata contractului de capacități

(74) În cazul în care sunt câștigători în cadrul licitației, furnizorilor de capacitate li se atribuie un contract de capacități la prețul de închidere. Durata contractelor de capacități disponibile variază pentru a asigura condiții de concurență echitabile între furnizorii de capacitate.

(75) Majoritatea furnizorilor de capacitate existenți au acces la contracte cu o durată de un an; furnizorii de capacitate de producție care își asumă cheltuieli de capital peste un prag inițial de 125 GBP/kW (centrale aflate în renovare) sunt eligibili pentru contracte de capacități cu o durată maximă de trei ani; furnizorii de capacitate de producție care își asumă cheltuieli de capital peste un prag inițial de 250 GBP/kW (centrale noi) sunt eligibili pentru contracte de capacități cu o durată maximă de 15 ani. Aceste praguri pot fi revizuite în fiecare an și au fost supuse, de-a lungul timpului, unor ușoare creșteri, în decembrie 2018 fiind de 135 GBP/kW și, respectiv, de 270 GBP/kW. Contractele cu o durată mai mare de un an sunt disponibile numai pentru participanții la licitația prevăzută cu patru ani înainte.

(76) Pentru a asigura certitudine în materie de reglementare și pentru a stimula încrederea investitorilor în mecanisme, termenele-cheie ale unui contract de capacități sunt supuse unei „clauze de anterioritate” (25) (sub rezerva oricărei reglementări viitoare contrare, deși, până în prezent, nu au fost efectuate astfel de modificări). Aceste termene-cheie sunt: (a) durata contractului; (b) prețul capacității și dreptul la plată; (c) obligația care acoperă incidente de capacitate și cifra de reducere; (d) etapele de finalizare și tarifele de reziliere aplicabile; (e) răspunderea maximă pentru sancțiuni.

(77) Regatul Unit susține că raționamentul pentru contractele pe termen mai lung pentru furnizorii nou-intrați este acela de a contribui la promovarea unei intrări noi competitive pe piață. Posibilitatea ca furnizorii nou-intrați să primească un contract pe termen lung le permite acestora să obțină o finanțare la un cost mai scăzut pentru investiția lor. Regatul Unit consideră că acest lucru poate contribui la atenuarea barierelor la intrare pentru firmele independente, care nu pot finanța investiția în noi capacități prin intermediul veniturilor provenite de la alte centrale din portofoliul lor. Prin urmare, prin încurajarea concurenței pe piață, contractele pe termen mai lung pot contribui la reducerea costurilor pentru consumatori, atât pe piața energiei, cât și pe piața de capacități. De asemenea, potrivit autorităților britanice, contractele pe termen mai lung ar trebui să reducă riscul ca participanții care au costuri de investiții sau de renovare ridicate să încerce să recupereze în totalitate aceste costuri într-un contract cu durata de un an.

2.5. Piața secundară (tranzacționare)

(78) Între licitație și furnizare și în anul(anii) de furnizare, participații pot să își adapteze poziția prin tranzacționare, de exemplu, asumându-și o obligație mai mare sau mai mică sau găsind capacități alternative pentru a face față deficitelor temporare. Tranzacționarea pe piața secundară este un instrument important pentru ca părțile să își gestioneze riscul de expunere la sancțiuni pe piața de capacități. Există forme diferite de tranzacționare pe piața secundară, care sunt permise pe piața de capacități: tranzacționarea financiară, realocarea volumelor și tranzacționarea obligațiilor.

2.6. Furnizare

(79) Piața de capacități urmează un model de „energie furnizată”: furnizorii de capacitate au obligația de a furniza energie ori de câte ori este necesar pentru a garanta siguranța alimentării cu energie, și anume, în situații reale de presiune asupra rețelei. În caz contrar, li se aplică sancțiuni. Modelul include, de asemenea, o testare fizică suplimentară a capacității. Imposibilitatea de a demonstra capacitatea la nivelul necesar în numărul necesar de ocazii conduce la pierderea plăților de capacități până la demonstrarea cu succes a acesteia.

2.6.1. Obligația prevăzută în contractul de capacități

(80) Conform obligației prevăzute în contractul de capacități, situațiile de presiune asupra rețelei sunt definite ca intervale de decontare de o jumătate de oră în care are loc fie un reglaj al tensiunii, fie o descărcare controlată a sarcinii în orice punct din sistem, timp de 15 minute sau mai mult. Furnizorii au obligația de a-și stabili propria reacție în astfel de moment și să evite încălcarea oricărui cod sau a oricăror condiții de licență existente. Până în prezent, au existat doar două notificări privind piața de capacități, emise de operatorul de sistem la 31 octombrie 2016 și la 7 noiembrie 2016. Perioada de iarnă (2018/2019) urma să fie primul an de funcționare deplină a măsurii.

(81) Pentru a asigura faptul că participanții pot să gestioneze în mod adecvat riscul de expunere la sancțiuni, de exemplu, riscul ca o serie de centrale să se declanșeze în mod simultan, operatorul de sistem a publicat o notificare de presiune asupra rețelei prin intermediul unui „avertisment pe piața de capacități”, pe baza metodologiei stabilite în Normele privind piața de capacități (8.4.6) (26). Cu excepția cazului în care a fost emis acest avertisment, o situație de deficit nu va declanșa sancțiuni pe piața de capacități sau plăți pentru „furnizare excedentară”.

(82) Contractele de capacități obligă participanții să furnizeze o cantitate specificată de energie electrică. Obligația unui furnizor în momentele de presiune asupra rețelei este calculată din obligațiile asumate de acesta prin licitațiile prevăzute cu patru ani înainte și cu un an înainte, plus orice obligații secundare tranzacționate, asumate de acesta pentru perioadele de decontare specifice în care se produce o situație de presiune asupra rețelei.

(83) În perioadele de presiune asupra rețelei precedate de un avertisment pe piața de capacități cu o notificare de cel puțin patru ore, obligațiile furnizorilor sunt de tip „load following” (urmărire a sarcinii). Acest lucru înseamnă că furnizorii trebuie să producă energie electrică sau să reducă cererea până la nivelul total al obligației lor dacă, pentru a satisface cererea, este necesară toată capacitatea pentru care au fost încheiate contracte de capacități pe piață. Într-o situație de presiune asupra rețelei în care doar 70 % din această capacitate totală este necesară pentru a satisface cererea, fiecare furnizor trebuie să producă energie electrică sau să reducă cererea numai până la 70 % din obligația lor integrală care acoperă incidente de capacitate.

(84) Potrivit autorităților britanice, obligațiile de tip „load following” sunt adecvate pentru a asigura faptul că producătorii dispun de stimulente pentru a funcționa în mod eficient pe piață și sunt proporționale cu prejudiciul cauzat consumatorilor de pierderile de sarcină. Dacă fiecare participant ar risca să fie sancționat pentru obligația sa totală de capacitate ori de câte ori există o situație de presiune asupra rețelei, piața de capacități ar crea semnale pentru ca centralele să funcționeze chiar și atunci când acest lucru este ineficient din punct de vedere economic pentru ele – crescând atât emisiile, cât și facturile consumatorilor.

2.6.2. Sancțiuni

(85) Regimul de sancțiuni are scopul de a le oferi furnizorilor de capacitate stimulente pentru a furniza energie atunci când este necesar. Unitățile a căror performanță este sub nivelul preconizat de performanță sunt sancționate, în timp ce unitățile care depășesc nivelul preconizat primesc plăți pentru furnizare excedentară, astfel că, la sfârșitul anului, plățile de capacități ale fiecărei unități reflectă în mare măsură performanța acesteia. Regimul de sancțiuni este format din trei elemente principale: (a) un plafon de răspundere lunară de 200 % din veniturile lunare din capacități ale unui furnizor, care, având în vedere ponderea plăților lunare conform cererii din sistem, poate să expună furnizorii la sancțiuni de până la 20 % din veniturile lor anuale în decursul oricărei luni; (b) un plafon anual general de 100 % din veniturile anuale; (c) o rată de sancționare stabilită la 1/24 din plățile de capacități anuale ale unui furnizor.

2.6.3. Sistemul de testare

(86) Regimul de sancțiuni este completat de un sistem riguros de demonstrări ale performanței pentru a asigura faptul că furnizorii de capacitate pot să furnizeze energie atunci când este necesar și primesc plăți de capacități numai dacă sunt fiabili. Acest lucru este deosebit de important pentru anii de furnizare fără situații de presiune asupra rețelei, în care testarea performanței furnizorilor asigură faptul că furnizorii sunt capabili din punct de vedere fizic să furnizeze conform obligațiilor lor care acoperă incidente de capacitate.

2.7. Buget, finanțarea măsurii și fluxuri de plăți

(87) În tabelul 7 de mai jos este prezentat un rezumat al rezultatului diverselor licitații de pe piața de capacități, care au avut loc începând cu anul 2014, inclusiv al licitațiilor tranzitorii (LT). Tabelul 7 Rezumatul rezultatului licitațiilor de pe piața de capacități Licitație Capacitatea achiziționată la licitație GW Prețul de închidere GBP/kW Bugetul total pentru capacitatea angajată la licitație (27) milioane GBP T-4 2014 49,3 19,40 1 734 T-4 2015 46,4 18,00 1 082 T-4 2016 52,4 22,50 2 012 T-4 2017 50,4 8,40 500 T-1 2017 5,8 6,00 35 T-1 2019 (condiționată) 3,6 0,77 3 TA 2016 0,8 27,50 22 TA 2017 0,3 45,00 14

(88) Conform articolului 6 alineatul (1) din Reglementările privind capacitatea de energie electrică din 2014 (plățile către furnizori etc.), toți furnizorii autorizați trebuie să plătească o taxă aplicată furnizorilor pe piața de capacități pentru a finanța costurile pieței de capacități (și anume, cele suportate pentru a finanța plățile de capacități către furnizori) conform următorului proces: (a) se stabilește profilul plăților conform cererii din sistem – prin urmare, furnizorii de capacitate primesc un procent mai mare din plățile lor în lunile cu cerere ridicată (și anume, în perioada de iarnă) și un procent mai mic în perioadele cu cerere scăzută; (b) cu trei luni înainte de începerea anului de furnizare, furnizorii își estimează cererea între orele 16.00-19.00 în fiecare zi a săptămânii, de la începutul lunii noiembrie până la sfârșitul lunii februarie și notifică aceste estimări organismului de decontare; (c) taxele aplicate furnizorilor se stabilesc pe baza cotei lor de piață preconizate și furnizorilor autorizați le sunt impuse taxe lunare pentru a corela profilul de plată cu furnizorii de capacitate. Taxele aplicate furnizorilor sunt calculate pe baza cererii înregistrate între orele 16.00-19.00 în fiecare zi a săptămânii în timpul iernii pentru a stimula furnizorii să reducă cererea de energie electrică a clienților lor în perioadele în care aceasta este, în general, cea mai mare. Acest lucru ar trebui să reducă volumul de capacitate necesar și, prin urmare, va reduce costul de pe piața de capacități; (d) taxele aplicate furnizorilor sunt actualizate pentru a reflecta datele reale privind cota de piață după ce acestea devin disponibile, cum ar fi în cazul procesului de reconciliere a Codului de echilibrare și decontare (CED). Acest proces de reconciliere continuă pentru o perioadă de 14 luni după primirea datelor revizuite privind cererea.

(89) Toate fluxurile de plăți asociate cu piața de capacități, pentru toți participanții, sunt calculate și administrate de organismul de decontare, asistat de un prestator de servicii de decontare (Elexon). Rolul și responsabilitățile organismului de decontare și ale Elexon sunt prezentate în secțiunea 2.2.

(90) Plățile de capacități sunt determinate de volumele prevăzute în contractul de capacități al fiecărui furnizor, în urma rezultatului licitației relevante pentru fiecare an de furnizare: plățile de capacități sunt egale cu volumul de capacitate pe care furnizorii de capacitate câștigători l-au licitat în cadrul licitației de capacitate, înmulțit cu prețul de închidere.

(91) Fondurile primite de organismul de decontare sunt depuse într-un cont bancar nepurtător de dobândă al Government Banking Service (Serviciul bancar al guvernului). Organismul de decontare este responsabil, de asemenea, pentru colectarea, deținerea și (dacă este necesar) returnarea oricărei garanții care a fost depusă de producătorii noi sau de furnizorii răspunsului din partea cererii în cadrul procesului de precalificare înainte de fiecare licitație de capacitate.

(92) Principalele fluxuri financiare către și dinspre organismul de decontare sunt următoarele: (a) furnizorii au obligația de a plăti lunar organismului de decontare așa-numitele „taxe ale organismului de decontare” începând cu exercițiul financiar 2015/2016. „Taxa organismului de decontare” acoperă cheltuielile administrative pentru menținerea funcției de decontare pe piața de capacități suportate de organismul de decontare (și agentul său). Colectarea acestor plăți are loc conform exercițiului financiar aprilie-martie din Regatul Unit, așadar conform unui calendar separat de alte fluxuri de plăți de pe piața de capacități, corelat cu anul de capacitate octombrie-septembrie; (b) furnizorii au obligația de a prezenta o acoperire a creditelor înainte de începutul fiecărei luni din anul de furnizare. Această acoperire trebuie să fie egală cu 110 % din taxa lor lunară aplicată furnizorilor și are scopul de a asigura faptul că fluxurile de plăți către furnizorul de capacitate pot fi efectuate în continuare în cazul în care un furnizor nu își îndeplinește obligațiile; (c) furnizorii au obligația de a plăti o „taxă lunară aplicată furnizorilor” către organismul de decontare în termen de cel mult 24 de zile lucrătoare de la sfârșitul fiecărei luni din anul de furnizare. Taxa lunară aplicată furnizorilor este o obligație a furnizorilor (printr-o condiție prevăzută în autorizația lor de furnizare) de a finanța piața de capacități; (d) în cazul oricărei îndepliniri insuficiente a obligațiilor lor care acoperă incidente de capacitate într-o situație de presiune asupra rețelei care are loc în anul de furnizare, furnizorii de capacitate au obligația de a plăti organismului de decontare o „taxă de penalizare”. Aceasta trebuie să fie plătită în termen de cel mult 24 de zile lucrătoare de la sfârșitul lunii; (e) organismul de decontare efectuează către furnizori o „plată de capacități”. Aceasta este o sumă stabilită în conformitate cu obligația lor care acoperă incidente de capacitate (suma stabilită în cadrul licitației de capacitate) în termen de 29 de zile de la sfârșitul fiecărei luni din anul de furnizare. Toate plățile efectuate furnizorilor sunt finanțate din veniturile provenite din taxele impuse furnizorilor autorizați. În cazul în care un furnizor de capacitate nu și-a plătit taxa de penalizare, plata pentru furnizorul în cauză este reținută până la recuperarea taxei de penalizare necesare. Pentru plățile efective către furnizori se ia în considerare orice tranzacționare de obligații care a avut loc între data licitației și perioada de furnizare; (f) în cazul în care furnizorii de capacitate furnizează în plus față de obligațiile lor care acoperă incidente de capacitate într-o situație de presiune asupra rețelei care are loc în anul de furnizare, organismul de decontare efectuează o „plată pentru furnizare excedentară”. Plățile pentru furnizare excedentară datorate fiecărui furnizor de capacitate sunt calculate la sfârșitul anului de capacitate și sunt efectuate utilizând fondurile care au fost colectate ca sancțiuni în cursul anului. Acest lucru nu determină creșterea nivelului general al plății de capacități dintr-un an dat – deoarece plățile pentru furnizare excedentară compensează sancțiunile colectate pentru nefurnizare; (g) dacă este cazul, organismul de decontare returnează furnizorilor o „valoare reziduală a sancțiunii pentru furnizori”. Aceasta reprezintă veniturile rămase după ce au fost efectuate plățile pentru furnizare excedentară care s-au acumulat în cursul anului, la tariful necesar.

2.8. Adecvarea capacității de producție din Regatul Unit

2.8.1. Piața energiei electrice din Regatul Unit

(93) La 1 aprilie 2005, Regatul Unit a introdus în Regatul Unit o serie unică de dispoziții privind tranzacționarea angro și transportul energiei electrice cunoscute ca BETTA (British Electricity Trading and Transmission Arrangements – Mecanismele Regatului Unit de tranzacționare și transmisie a energiei electrice). BETTA se bazează pe tranzacționarea bilaterală dintre producători, furnizori, consumatori și comercianți și pe autodispecerizarea participanților în locul dispecerizării la nivel central.

(94) Conform BETTA, contractele pentru energie electrică sunt încheiate pe piețe la termen, cu câțiva ani până la 24 de ore înainte de o perioadă dată de furnizare de jumătate de oră. Bursele de energie electrică pe termen scurt și brokerii de energie le oferă participanților posibilitatea de a-și adapta pozițiile contractuale cu 1 până la 24 de ore înainte de furnizare. Toate operațiunile sunt bilaterale și se decontează la prețul înregistrat pe bursa de energie electrică sau convenit în mod bilateral sau prin intermediul unui broker.

(95) Conform BETTA, prețul angro al energiei electrice recompensează producătorii pentru energia electrică și capacitatea acestora, iar investitorii trebuie să decidă să investească pe baza previziunii lor privind recuperarea costurilor acestei investiții prin vânzarea energiei electrice pe piața angro a energiei electrice.

(96) În apropierea datei de furnizare, există un mecanism de echilibrare prin care operatorul de sistem acceptă oferte și licitează pentru energie electrică aproape în timp real. Acest lucru permite operatorului de sistem să echilibreze oferta și cererea. La „închiderea porților”, cu o oră înainte de fiecare perioadă de furnizare de jumătate de oră, producătorii trebuie să informeze operatorul de sistem cu privire la energia pe care s-au angajat să o furnizeze și la producția preconizată a fiecărei centrale. Furnizorii (detailiștii) trebuie să declare volumul pe care s-au angajat să îl cumpere, care ar trebui să fie volumul pe care aceștia preconizează că îl vor consuma clienții lor. În cele din urmă, printr-un proces de decontare a dezechilibrelor se efectuează plăți către și dinspre participanții pe piață ale căror poziții contractate nu corespund producției lor reale contorizate sau consumului lor real contorizat de energie electrică. De asemenea, acest proces decontează alte costuri de echilibrare a sistemului. În cazul în care pozițiile lor contractate nu corespund consumului lor real sau producției lor reale, participanții pot plăti un preț aferent dezechilibrului („cash-out”) care are un caracter relativ penal. Prin urmare, decontarea dezechilibrelor sau prețul cash-out stimulează participanții să contribuie la echilibrarea sistemului în timp real.

(97) La sfârșitul lunii decembrie 2017, Regatul Unit avea o capacitate totală de producție de energie electrică de 81,3 GW. În plus, Regatul Unit are patru capacități de interconectare care permit schimburile comerciale cu Europa: Anglia-Franța (capacitate de 2 GW), Anglia-Țările de Jos (1 GW), Irlanda de Nord-Irlanda (0,6 GW) și Țara Galilor-Irlanda (0,5 GW) (28). Capacitatea de interconectare NEMO dintre Anglia și Belgia (1 GW) a intrat în funcțiune la 31 ianuarie 2019.

2.8.2. Probleme de adecvare a capacității de producție

(98) Standardul de fiabilitate este exprimat sub formă de previziuni privind pierderile de sarcină(LOLE – Loss of Load Expectation). Aceasta implică stabilirea unui standard care prevede numărul mediu de ore pe an în care se preconizează că cererea nu va fi satisfăcută de ofertă într-un an tipic. LOLE reprezintă numărul de ore pe an în care, pe termen lung, se preconizează din punct de vedere statistic că oferta nu va satisface cererea. Aceasta este o abordare probabilistică, ceea ce înseamnă că volumul real va varia în funcție de circumstanțele dintr-un anumit an, de exemplu, în funcție de cât de frig va fi în timpul iernii; dacă un număr neobișnuit de mare de centrale electrice nu vor funcționa din cauza avariilor la un moment dat; puterea produsă de parcurile eoliene în perioadele de cerere maximă; precum și orice alți factori care afectează echilibrul dintre oferta și cererea de energie electrică. La interpretarea acestui indicator este însă important de remarcat că un anumit nivel de pierderi de sarcină nu este echivalent cu același nivel de pană generalizată de energie electrică; în majoritatea cazurilor, pierderile de sarcină sunt gestionate fără un impact semnificativ asupra consumatorilor. Nivelul critic stabilit de Regatul Unit este o LOLE mai mare de trei ore.

(99) În notificare, guvernul a observat că, indiferent de abordarea aleasă a modelării, perspectivele de viitor ale siguranței alimentării cu energie electrică sunt extrem de dificil de prevăzut cu încredere deplină din cauza sensibilității ipotezelor-cheie, inclusiv a cererii de energie electrică, a deciziilor de scoatere din uz, a unităților nou-construite, a contribuției interconectării, precum și din cauza factorilor de disponibilitate ai diferitelor tehnologii.

(100) La data notificării măsurii, în 2014, Regatul Unit a afirmat că, în evaluarea capacității de energie electrică din 2013 efectuată de Ofgem, s-a arătat că LOLE va crește la 9 ore în 2015/2016 (observând, totuși, că exista un impact mic în cazul disponibilității mari a producției convenționale) și că, ulterior, LOLE se va redresa înainte de a crește din nou în 2018/2019. La momentul respectiv, Regatul Unit a considerat că seria de scenarii a demonstrat incertitudinea, limita superioară a seriei crescând la peste 3 ore în 2018/2019, ceea ce reprezintă, potrivit Regatului Unit, o necesitate clară de intervenție. Scenariul de referință al Ofgem a presupus exporturi nete de 0,75 GW în sezonul de iarnă. Figura 4 Previziuni privind pierderile de sarcină și standardul de fiabilitate, furnizate de Regatul Unit în notificarea sa din 2014 Sursă: Ofgem, analiza DECC.

(101) Regatul Unit a afirmat, de asemenea, că Department of Energy and Climate Change (DECC – Ministerul Energiei și Schimbărilor Climatice) din Regatul Unit a efectuat și simulări de investiții în producție până în 2030. Scenariul de bază al DECC fără o piață de capacități a prezentat o tendință similară cu analiza Ofgem până în 2016/2017. După 2016/2017, scenariul de bază al DECC a prezentat o tendință descendentă a marjelor de capacitate, care continuă până la începutul anilor 2020. Modelarea DECC a presupus un volum suplimentar de 2,9 GW de interconectare care apare până în 2030 și a presupus că capacitățile de interconectare, la nivel net (și anume, luând în considerare toată capacitatea de interconectare), nici nu importă, nici nu exportă în perioade de cerere maximă. Figura 5 Estimările pe termen lung ale marjelor de capacitate redusă, furnizate de Regatul Unit în notificarea sa din 2014 Sursă: Ofgem 2013, analiza DECC 2013.

(102) Regatul Unit estimează că analiza efectuată de guvernul Regatului Unit, precum și o analiză separată pusă la dispoziție de National Grid, demonstrează că PC este necesară, în prezent, pentru a asigura respectarea standardului de fiabilitate de LOLE de 3 ore. Atunci când PC este exclusă din modelare, este probabil ca standardul de fiabilitate să fie încălcat în fiecare an inclus în modelare.

(103) NG produce un scenariu de bază privind RPEE pe cinci ani ca parte a scenariilor energetice pentru viitor [Future Energy Scenarios (29)] pentru a evalua capacitatea de a asigura licitațiile pe piața de capacități. În decembrie 2018, NG a stabilit o serie revizuită de ipoteze pentru a evalua impactul potențial asupra scenariului de bază în cazul în care nu există o piață de capacități în Regatul Unit. Evaluarea efectuată de NG este aceea că, fără piața de capacități, LOLE ar varia între 3 și 7 ore în perioada 2019/2020-2023/2024.

(104) Department of Business, Energy, and Industrial Strategy (BEIS – Ministerul Afacerilor, Energiei și Strategiei Industriale) din Regatul Unit a efectuat o analiză în mod independent față de National Grid, utilizând recomandările din cel mai recent ECR al National Grid (ECR2018) în coroborare cu cunoștințele comerciale ale BEIS și cu evaluarea economiei centralelor electrice efectuată de BEIS. Această analiză concluzionează că intervalul LOLE preconizat încalcă standardul de fiabilitate LOLE de 3 ore în toți anii până în 2030 (LOLE cuprinsă între 3 și 345 de ore în perioada 2019/2020-2029/2030).

2.8.3. Motivele care stau la baza problemelor de adecvare a capacității de producție

(105) Regatul Unit afirmă că două disfuncționalități principale ale pieței explică problema adecvării capacității de producție descrisă în secțiunea anterioară.

(106) Prima disfuncționalitate a pieței este aceea că fiabilitatea este un bun public. Consumatorii nu pot să își aleagă nivelul dorit de fiabilitate, deoarece operatorul de sistem nu îi poate deconecta în mod selectiv și consumatorii nu răspund la modificările în timp real ale prețului angro. Prin urmare, se poate preconiza că furnizorii de capacitate nu vor asigura nivelul de fiabilitate optim din punct de vedere social în lipsa unei intervenții. Acest lucru poate să conducă, de asemenea, la costuri ridicate pentru societate, ca urmare a unei aprovizionări nefiabile cu energie electrică. Acestea ar fi costuri externe, dacă nu sunt imputate producătorilor.

(107) A doua disfuncționalitate a pieței este problema banilor lipsă („missing money”). Acest concept a fost identificat și descris în literatura științifică și afectează piețele energetice exclusive (30). În teorie, incapacitatea consumatorilor de a-și selecta nivelul dorit de fiabilitate ar putea fi soluționată pe o piață exclusiv a energiei permițând creșterea prețurilor la un nivel care să reflecte valoarea medie a pierderilor de sarcină, și anume prețul la care consumatorii nu ar mai fi dispuși să plătească pentru energie și care ar permite producătorilor să primească rentă de deficit. Totuși, în practică, o piață exclusiv a energiei poate să nu reușească să transmită semnalele corecte de piață pentru a asigura o siguranță optimă a alimentării cu energie și pentru a permite investitorilor să obțină finanțarea proiectelor pentru construirea unor noi capacități. Acest lucru înseamnă că veniturile de pe piața energiei pot să nu reușească să atragă investiții suficiente în capacitate din cauza problemei „banilor lipsă”. Acest lucru se poate întâmpla din două motive: (a) incapacitatea prețurilor de a reflecta deficitul: prețurile angro actuale ale energiei nu cresc suficient pentru a reflecta valoarea capacității suplimentare în perioade de deficit. Acest lucru se datorează faptului că taxele pentru producătorii care se află în dezechilibru în mecanismul de echilibrare (cash-out) nu reflectă costul integral al măsurilor de echilibrare adoptate de operatorul de sistem (cum ar fi scăderea tensiunii); (b) lipsa certitudinii că prețurile vor crește, chiar dacă acestea pot crește: în situațiile în care prețurile angro de pe piața energiei ar trebui să atingă niveluri ridicate, investitorii sunt preocupați că guvernul/autoritatea de reglementare a pieței va acționa conform unui abuz perceput de putere de piață, de exemplu, prin introducerea unui plafon al prețului. De asemenea, aceștia sunt preocupați că prețurile pur și simplu nu vor crește – de exemplu, în cazul în care capacitatea eoliană are o performanță mai bună decât cea preconizată, reducând posibilitățile de funcționare a unei capacități dispecerizabile mai costisitoare.

(108) Regatul Unit afirmă că problema „banilor lipsă” nu este o problemă teoretică. Din punct de vedere istoric, prețurile cash-out din Regatul Unit nu au depășit 938 GBP/MWh. Regatul Unit afirmă că dovezile provenite din situațiile recente de deficit de pe piața din Regatul Unit indică, de asemenea, că prețurile nu au crescut la nivelurile care ar fi fost preconizate. Guvernul Regatului Unit și Ofgem au comandat un studiu independent pentru estimarea valorii pierderilor de sarcină (VoLL), care a concluzionat că valoarea medie pentru consumatori a prevenirii deconectărilor în perioadele de sarcină maximă a sistemului este de aproximativ 17 000 GBP/MWh (31).

(109) Regatul Unit afirmă că disfuncționalitățile pieței sunt agravate, pe termen scurt și mediu, de planurile de închidere foarte rapidă a capacității existente: conform scenariului central al NG, în cazul în care nu mai sunt disponibile veniturile de pe PC, până la 8 GW ai centralelor pe cărbune și gaze naturale disponibile în 2018/2019 s-ar putea închide în 2019/2020.

2.8.4. Măsuri suplimentare pentru a asigura adecvarea capacității de producție

(110) Pe lângă măsura notificată, Regatul Unit a adoptat și adoptă în continuare o gamă de măsuri pe piața energiei electrice din Regatul Unit care ar putea contribui la abordarea disfuncționalităților pieței enumerate în secțiunea anterioară. Cele trei inițiative principale din notificarea Regatului Unit sunt prezentate mai jos.

(111) Prima măsură citată de Regatul Unit vizează reducerea cerințelor generale de energie electrică și creșterea capacității de răspuns din partea cererii. Regatul Unit a afirmat că adoptă măsuri pentru reducerea cerințelor generale de energie electrică, de exemplu prin Pactul ecologic (Green Deal) și Energy Company Obligation. De asemenea, Regatul Unit urmărește posibilități de a încuraja atât reducerea de durată a cererii (pe care guvernul o numește Electricity Demand Reduction – reducerea cererii de energie electrică – sau EDR), cât și reducerea pe termen scurt a cererii, precum limitarea/modificarea cererii în perioadele de vârf (pe care guvernul o numește răspuns din partea cererii). În special, Regatul Unit se angajează să asigure faptul că fiecărei gospodării și mici întreprinderi din țară i se oferă un contor inteligent până la sfârșitul anului 2020 (32). Contoarele inteligente fac posibile tarifele în funcție de ora de consum (ToU time-of-use), care înseamnă prețuri mai mici ale energiei în afara orelor de vârf. Primul tarif ToU static din Regatul Unit a fost introdus de Green Energy la începutul anului 2017, oferind clienților săi cu contoare inteligente un tarif mult mai mic pentru energie electrică pe durata nopții în timpul săptămânii. Totuși, acest lucru nu reflectă costurile angro reale, care ar permite consumatorilor să răspundă în timp real (33). Mai mult, în urma activității anterioare și a unei cereri de contribuții, în iulie 2017, guvernul Regatului Unit și Ofgem au publicat în comun un plan de sisteme inteligente și de flexibilitate (Smart Systems & Flexibility Plan) (34). Acest plan prezintă principiile care stau la baza abordării Regatului Unit pentru a permite tranziția la un sistem inteligent și flexibil, urmate de 29 de măsuri pentru guvern, Ofgem și/sau industrie.

(112) A doua măsură este reforma mecanismelor cash-out. Prețurile dezechilibrului sau prețurile cash-out oferă participanților pe piață stimulente pentru a asigura faptul că volumele de energie electrică pe care aceștia le vând sau le consumă corespund volumelor pe care s-au angajat să le vândă sau să le consume. Regatul Unit afirmă că o reformă a modului în care funcționează piața contribuie la asigurarea siguranței alimentării cu energie.

(113) În 2012, Ofgem a lansat Electricity Balancing Significant Code Review (EBSCR - Revizuirea semnificativă a codului de echilibrare în materie de energie electrică) (35) pentru a aborda câteva preocupări persistente privind factorii care au determinat scăderea prețurilor cash-out. Ofgem a adoptat și a publicat decizia sa politică finală în mai 2014 (36). Reformele puse în aplicare pentru cash-out sunt următoarele: (a) prețurile cash-out au fost făcute „marginale” prin calcularea acestora utilizând cea mai costisitoare măsură pe care operatorul de sistem (OS) o adoptă pentru a echilibra sistemul. Acest lucru a fost introdus în etape, prima etapă fiind aceea că prețurile urmau să fie calculate utilizând o medie a celor mai importante măsuri de 50 MWh ale OS (în loc de 500 MWh) din noiembrie 2015. Din noiembrie 2018, prețurile au fost calculate utilizând limita superioară de 1 MWh; (b) un cost al deconectărilor și al scăderii tensiunii a fost inclus în calculul prețului cash-out pe baza valorii pierderilor de sarcină (VoLL) pentru consumatori. Acest cost a fost introdus în etape, începând de la 3 000 GBP/MWh din noiembrie 2015 și de la 6 000 GBP/MWh din noiembrie 2018; (c) modul în care sunt estimate costurile rezervei a fost îmbunătățit prin reflectarea valorii pe care rezerva o oferă consumatorilor în perioadele de presiune asupra rețelei. Pentru a realizat acest lucru, a fost introdusă o funcție de tarifare în condiții de deficit al rezervei, care stabilește prețurile pentru rezervă atunci când aceasta este utilizată pe baza rarității predominante din sistem (37); (d) a fost introdusă o trecere la un preț cash-out unic pentru fiecare perioadă de decontare, pentru a simplifica mecanismele și a reduce costurile dezechilibrului, în special pentru părțile mai mici.

(114) Ofgem a publicat o revizuire a primei faze a EBSCR (38). De la punerea în aplicare a primei faze, prețul mediu al dezechilibrului (prețul cash-out) a scăzut. În prezent, majoritatea prețurilor dezechilibrului se situează în intervalul 20-30 GBP/MWh și nu în intervalul 30-40 GBP/MWh astfel cum s-a observat anterior. Cu toate acestea, prețul dezechilibrului a devenit mai volatil. În cei doi ani anteriori reformei, prețul maxim a fost de 429,10 GBP/MWh, în timp ce, după reformă, acesta a fost de 1 528,72 GBP/MWh.

(115) Guvernul Regatului Unit consideră că piața de capacități și reforma cash-out au roluri diferite, dar complementare, prin faptul că urmăresc să asigure siguranța alimentării cu energie electrică. Este preferabil să se urmărească piața de capacități, precum și să fie sprijinită reforma mecanismelor cash-out, decât să se recurgă pur și simplu la reforma cash-out din următoarele motive: (a) deși reforma cash-out ar trebui să consolideze stimulentele pentru investiții pe piața energiei pe termen lung, se preconizează că aceasta va avea un impact mai limitat asupra nivelurilor generale ale investițiilor pe termen scurt și mediu (39). Acest lucru se datorează faptului că producătorii vând aproape toată energia lor pe piețele la termen. Totuși, în timp, reforma cash-out va conduce la creșterea prețurilor pe piețele la termen, deoarece producătorii exploatează oportunitățile de arbitraj dintre piețele la termen și prețul din mecanismul de echilibrare; (b) reforma cash-out nu poate să abordeze gradul crescut de risc al investițiilor în capacitate calorică pe măsură ce sectorul energetic se decarbonizează: capacitatea calorică va funcționa tot mai mult ca opțiune de rezervă și va trebui să își recupereze costurile fixe prin obținerea unor prețuri ridicate în puținele ocazii în care există deficit și prețurile cresc puternic; (c) în practică, investițiile pot să depindă de o piață lichidă pentru tranzacționarea „opțiunilor de fiabilitate” în jurul unui preț în timp real – prin care furnizorii plătesc producătorilor un preț fix în schimbul unei opțiuni de a cumpăra energie la un preț de exercitare. Acest lucru este puțin probabil să se producă în cadrul reformei mecanismelor cash-out efectuate de Ofgem, deoarece piața, chiar și după actualele reforme cash-out, rămâne o cvasipiață, prețul cash-out fiind stabilit prin proceduri administrative complexe, dar s-ar putea dezvolta în cazul în care este introdusă o piață de echilibrare, care să poată să acționeze ca piață solidă de referință pentru tranzacționarea de opțiuni (40); (d) nu este clar dacă investitorii vor avea încredere că se vor menține orice mecanisme noi. Acest lucru se datorează faptului că, atunci când se permite ca prețurile să atingă niveluri ridicate, devine tot mai dificil ca autoritatea de reglementare să evalueze dacă prețurile foarte ridicate reprezintă o funcționare eficientă a pieței sau speculă. Acest lucru înseamnă că producătorii pot să nu fie de acord să ofere energie la un preț ridicat (de teama unei investigații privind abuzul de piață) sau aceștia pot preconiza o intervenție publică în viitor, care să atenueze creșterile puternice mai frecvente ale prețurilor; (e) în cazul în care reformele cash-out sunt puse în practică și funcționează bine pentru a aborda disfuncționalitățile pieței, prețurile cash-out mari au potențialul de a reduce costurile de achiziție de capacitate prin piața de capacități, astfel că prețul plătit pentru capacitate ar trebui să scadă la zero în cadrul licitației; (f) deși, după ce este finalizată, reforma cash-out ar putea conduce la prețuri mai mari în perioadele de deficit, nivelul ridicat inerent de incertitudine cu privire la situațiile de deficit face ca dependența de renta de deficit ridicată să fie o strategie riscantă pentru investitorii în proiecte mari de unități nou-construite. PC asigură o plată stabilă, periodică pentru o perioadă de până la 15 ani pentru proiectele de unități nou-construite, ceea ce reduce riscurile pentru investitori și încurajează investițiile în capacități noi și existente.

(116) A treia măsură citată de Regatul Unit completează piața internă a energiei și sprijină niveluri mai ridicate de interconectare. Regatul Unit a pus în aplicare cel de al treilea pachet privind energia în legislația națională și a afirmat că acesta contribuie la dezvoltarea codurilor de rețea. În special, codurile de rețea din UE legate de piață, care armonizează intervalele de timp în care capacitatea este alocată sau tranzacționată, vor introduce o serie standard de norme ale pieței în toată Europa și vor promova punerea în aplicare a unei piețe paneuropene concurențiale a energiei. Regatul Unit afirmă că aceste modificări au potențialul de a îmbunătăți situația pentru investițiile în capacități de interconectare printr-o utilizare mai eficientă a activelor. De asemenea, Regatul Unit observă că, în Regatul Unit, nivelul de interconectare a crescut de la o capacitate totală instalată de 4 % în 2014 la 6 % în 2019, în special deoarece, la 31 ianuarie 2019, a intrat în funcțiune capacitatea de interconectare NEMO și are potențialul de a crește la 9 % până în 2021 (41).

(117) Regatul Unit a afirmat, de asemenea, că a participat în mod activ la procesul UE pentru identificarea proiectelor transfrontaliere prioritare o dată la doi ani, astfel cum se prevede în „Regulamentul TEN-E”. Aceste proiecte prioritare au primit statutul de „proiecte de interes comun” (PIC), care le permite să beneficieze de proceduri de planificare și de autorizare potențial mai rapide, de potențiale stimulente în materie de reglementare și de un posibil acces la sprijin financiar din Mecanismul pentru interconectarea Europei.

(118) Proiectul Integrated Transmission Planning and Regulation (ITPR - Planificarea și reglementarea integrate ale transportului) al Ofgem s-a încheiat în 2015 (42). Acesta a instituit procesul de evaluare a opțiunilor de rețea (NOA - Network Options Assessment) și publicarea rapoartelor NOA anuale. Analiza efectuată de operatorul de sistem oferă informații îmbunătățite dezvoltatorilor de capacități de interconectare, inclusiv privind amplasamentele unde poate fi instalată cel mai ușor noua capacitate de interconectare. Noul rol include, de asemenea, luarea în considerare a propunerilor specifice de capacitate de interconectare și pune la dispoziția Ofgem evaluări ale impactului acestora.

2.9. Durată

(119) Legea privind energia electrică din 2013 nu conține o dată de încheiere pentru piața de capacități. Totuși, autorizarea pentru ajutorul de stat este valabilă pentru o perioadă de 10 ani (43) începând de la data primei puneri în aplicare a măsurii din 2014 (44).

2.10. Motive pentru inițierea procedurii

(120) Deși piața de capacități a fost notificată de autoritățile britanice înainte de a fi pusă în aplicare, decizia din 2014 de autorizare a schemei a fost anulată de Tribunal. Având în vedere hotărârea Tribunalului de anulare a deciziei din 2014, punerea în aplicare a ajutorului în cauză până la pronunțarea hotărârii Tribunalului trebuie să fie considerată ilegală (45).

(121) În conformitate cu Comunicarea Comisiei privind stabilirea regulilor aplicabile pentru evaluarea ajutorului de stat ilegal (46), Comisia a evaluat compatibilitatea măsurii cu piața internă, din decembrie 2014 până în noiembrie 2018 și în viitor, pe baza condițiilor stabilite în secțiunea 3.9 din Orientările privind ajutoarele de stat pentru protecția mediului și energie („EEAG”) (47), care stabilesc condiții specifice pentru ajutoarele pentru adecvarea capacității de producție și care sunt aplicabile de la 1 iulie 2014.

(122) Procedura pentru adoptarea unei noi decizii poate fi reluată chiar din punctul în care a apărut nelegalitatea (48).

(123) Având în vedere concluziile din hotărârea Tribunalului potrivit cărora Comisia ar fi trebuit să aibă îndoieli cu privire la compatibilitatea anumitor aspecte ale măsurii cu piața internă, Comisia a decis să inițieze procedura oficială de investigare.

(124) Pe baza informațiilor disponibile și a elementelor descrise în decizia de inițiere a procedurii, Comisia a solicitat clarificări și observații privind, în special, următoarele aspecte: (a) adecvarea măsurii: 1. dacă măsura era suficient de deschisă tuturor furnizorilor de capacitate relevanți, în special furnizorilor răspunsului din partea cererii, din cauza diferențelor dintre duratele aplicabile ale contractelor, a garanției limitate pentru volumul din licitația T-1 și a nivelului minim de participare; 2. dacă participarea capacității interconectate ar trebui să fie limitată în continuare prin utilizarea unui model bazat pe interconectare; (b) proporționalitatea măsurii: 1. dacă măsura a fost proporțională din cauza unor diferențe potențial discriminatorii în ceea ce privește tratamentul aplicat operatorilor răspunsului din partea cererii în comparație cu producătorii sub forma duratei contractelor; 2. dacă metoda recuperării costurilor nu a reușit să stimuleze suficient consumatorii să își reducă consumul în perioadele de vârf ale cererii și, prin urmare, nu a redus la minimum cuantumul total al ajutorului; (c) evitarea efectelor negative asupra concurenței și asupra schimburilor comerciale: 1. dacă măsura a permis evitarea acestor efecte, deoarece contractele pe termen lung au fost rezervate pentru unitățile de producție, limitând deschiderea măsurii și deoarece participarea directă a capacităților străine nu a fost permisă la acel moment în mecanismul de asigurare a capacității din Regatul Unit.

3. OBSERVAȚIILE PĂRȚILOR INTERESATE

(125) În prezenta secțiune sunt sintetizate observațiile primite de Comisie în perioada de consultare de la 35 de părți interesate, în special de la părțile interesate active în sectorul energetic (cum ar fi întreprinderi active în producția convențională, în capacități de interconectare, în producția de energie din surse regenerabile și operatori răspunsului din partea cererii, precum și organisme profesionale și organizații neguvernamentale), de la Ofgem și National Grid.

3.1. Obiectivul de interes comun și necesitatea măsurii

(126) Deși, în decizia de inițiere a procedurii, Comisia nu a abordat în mod explicit problema obiectivului comun sau a necesității măsurii, unele părți interesate au formulat observații în mod specific cu privire la aceste probleme. Majoritatea părților interesate au sprijinit obiectivul și necesitatea măsurii. Unele dintre acestea pur și simplu au fost de acord cu concluzia preliminară a Comisiei din decizia de inițiere a procedurii, în timp ce altele: (a) au citat analize efectuate de ENTSO-E, de guvernul Regatului Unit, de National Grid și de terțe părți, care demonstrează că, fără piața de capacități, standardul de fiabilitate al Regatului Unit ar fi încălcat; (b) au afirmat că, având în vedere chiar și evoluțiile recente de pe piața energiei (de exemplu, introducerea contoarelor inteligente), piața de capacități rămâne necesară; sau (c) au explicat că piața de capacități transmite un semnal important, care sprijină investițiile în capacități noi și menținerea capacităților existente.

(127) În ceea ce privește rolul și potențialul capacității de răspuns din partea cererii, unele părți interesate au menționat volumul tot mai mare de capacitate de răspuns din partea cererii care participă la licitații ca o dovadă a faptului că piața de capacități a fost concepută în mod adecvat și ca dovadă a lipsei barierelor pentru capacitatea de răspuns din partea cererii. Câteva părți interesate au subliniat, de a