AJUTOR DE STAT – BELGIA

Ajutor de stat SA.54915 (2019/N) – Mecanismul de remunerare a capacității de producție

Invitație de a transmite observații în temeiul articolului 108 alineatul (2) din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene

(Text cu relevanță pentru SEE)

(2020/C 346/03)

Prin scrisoarea din 21 septembrie 2020, reprodusă în versiunea lingvistică autentică în paginile care urmează prezentului rezumat, Comisia a comunicat Belgiei decizia sa de a iniția, în legătură cu măsura menționată anterior, procedura stabilită la articolul 108 alineatul (2) din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene.

Părțile interesate pot transmite observații privind măsura pentru care Comisia inițiază procedura în termen de o lună de la data publicării prezentului rezumat și a scrisorii de mai jos, la adresa:

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

Aceste observații vor fi comunicate Belgiei. Tratamentul confidențial al identității părții interesate care transmite observațiile și/sau al unor părți ale observațiilor transmise poate fi solicitat în scris, precizând motivele solicitării.

REZUMAT

1. Procedura

Belgia a notificat în prealabil măsura la 3 iulie 2019. Au fost transmise mai multe chestionare autorităților belgiene și au fost organizate reuniuni pentru a discuta dosarul de notificare prealabilă. Belgia a notificat măsura la 19 decembrie 2019.

2. Descrierea măsurii pentru care Comisia inițiază procedura

Obiectivul mecanismului propus de remunerare a capacității de producție (capacity remuneration mechanism – CRM) este de a asigura securitatea aprovizionării, astfel cum este aceasta definită în standardul de fiabilitate din Legea energiei electrice din 29 aprilie 1999. Belgia a identificat un risc pentru securitatea aprovizionării, ca urmare a viitoarei închideri treptate a reactoarelor sale nucleare în 2025.

Conform mecanismului de asigurare a capacității de producție în Belgia, Operatorul sistemului de transport cumpără capacitate de la furnizorii de capacitate, sub formă de opțiuni de fiabilitate. Furnizorii de capacitate selectați prin licitație vând opțiunile de fiabilitate către Operatorul sistemului de transport și primesc în schimb o remunerație fixă a capacității. Ori de câte ori prețul de referință (și anume, prețul pentru ziua următoare al energiei electrice) depășește un nivel predefinit, așa-numitul preț de exercitare (strike price), furnizorul de capacitate trebuie să ramburseze către Operatorul sistemului de transport diferența dintre prețul de referință și prețul de exercitare.

Operatorul sistemului de transport organizează o licitație CRM în funcție de nivelul resurselor de capacitate de producție necesare pentru a garanta un nivel corespunzător de adecvare a resurselor, astfel încât să se atingă standardele de fiabilitate. Licitația de capacitate este organizată în fiecare an pentru livrarea capacității în termen de patru ani (licitația Y-4). În anul imediat anterior anului de furnizare a capacității vizate în licitația principală se organizează o altă licitație (licitația Y-1).

Costurile CRM (și anume, costurile suportate pentru finanțarea plăților de capacitate către furnizori) vor fi finanțate pe baza unei „obligații de serviciu public”, prin tarifele de rețea practicate de Operatorul sistemului de transport.

Temeiul juridic al măsurii este Legea energiei electrice din 29 aprilie 1999 privind organizarea pieței energiei electrice în Belgia, modificată de o lege publicată la 16 mai 2019 în Monitorul Oficial al Belgiei (Belgisch Staatsblad/Moniteur belge). Legislația secundară, sub formă de decrete regale și norme de piață, care urmează să fie adoptată va detalia modalitățile Mecanismului de remunerare a capacității de producție (CRM). Proiectele acestor texte sunt disponibile pe site-ul Ministerului Energiei (1).

3. Evaluarea măsurii

3.1. Existența ajutorului în sensul articolului 107 alineatul (1) din TFUE

Comisia consideră că CRM este finanțat din resurse de stat, întrucât este finanțat din veniturile aduse de o taxă parafiscală impusă de stat, care sunt gestionate și alocate în conformitate cu dispozițiile prevăzute în legislație. Comisia observă că ofertanții câștigători primesc, prin mecanismul notificat, un venit pe care nu l-ar primi dacă ar continua să opereze pe piața energiei electrice în condiții economice normale, vânzând exclusiv energie electrică și servicii auxiliare. În plus, măsura conferă un avantaj numai anumitor întreprinderi, care pot contribui la soluționarea problemei de adecvare identificate și care concurează cu alți producători de energie electrică. Prin urmare, măsura notificată va conferi un avantaj economic unor întreprinderi care se află într-o situație de fapt și de drept comparabilă cu cea a altor producători de energie electrică. În consecință, măsura este selectivă. Producția de energie electrică, precum și piețele angro și cu amănuntul ale energiei electrice sunt activități deschise concurenței în întreaga UE. Prin urmare, un avantaj acordat din resurse de stat unei întreprinderi din acest sector are potențialul de a afecta schimburile comerciale din interiorul Uniunii și de a denatura concurența. În consecință, Comisia concluzionează că măsura constituie ajutor de stat în sensul articolului 107 alineatul (1) din TFUE.

3.2. Legalitatea ajutorului

Prin notificarea mecanismului înainte de punerea sa în aplicare, autoritățile belgiene au respectat obligația prevăzută la articolul 108 alineatul (3) din TFUE.

3.3. Compatibilitatea măsurii

Comisia a evaluat compatibilitatea măsurii cu piața internă pe baza condițiilor stabilite în secțiunea 3.9 din Orientările privind ajutoarele de stat pentru protecția mediului și energie pentru perioada 2014-2020 (2)(OASPME), care se aplică de la 1 iulie 2014 și prevăd condiții specifice pentru ajutoarele având ca scop asigurarea adecvării producției. La 2 iulie 2020, Comisia a adoptat o comunicare prin a modificat OASPME și a prelungit aplicarea acestora până la 31 decembrie 2021 (3).

3.3.1. Obiectivul de interes comun și necesitatea ajutorului

Belgia a identificat necesitatea CRM în urma unui Studiu privind adecvarea și flexibilitatea publicat în 2019 de Elia, care este Operatorul sistemului de transport (4). Studiul identifică riscuri în ceea ce privește adecvarea resurselor Belgiei, făcând trimitere la standardul național de fiabilitate descris mai ales în scenariul EU-HiLo (High impact-low probability – impact ridicat-probabilitate scăzută), care presupune că mai multe unități nucleare franceze sunt indisponibile (în plus față de indisponibilitatea „normală”). Comisia consideră că utilizarea scenariului EU-HiLo pentru un mecanism de asigurare a capacității care se aplică întregii piețe nu pare a fi adecvată pentru a determina amploarea problemei adecvării resurselor, deoarece riscă să supraestimeze această problemă și să denatureze piața energiei electrice. Metodologia utilizată în studiul Elia a fost criticată de autoritatea națională de reglementare (CREG) (5).

Prin urmare, Comisia se îndoiește că problema adecvării resurselor a fost identificată cu suficientă precizie și că a fost corect analizată și cuantificată de către autoritățile belgiene, în special din perspectiva punctelor 221 și 222 din OASPME.

3.3.2. Adecvarea ajutorului

Comisia se îndoiește că măsura este adecvată în sensul punctului 226 din OASPME, având în vedere modul restrictiv de calculare a pragurilor de investiții care conduc la contractele multianuale (de 3, 8 sau 15 ani). Pragurile țin seama de capacitatea instalată (și anume, capacitatea maximă la care unitatea este proiectată să funcționeze), și nu de capacitatea denominată (și anume, rata de disponibilitate predefinită a unității și contribuția acesteia la atingerea obiectivului de asigurare a adecvării resurselor). În opinia Comisiei, această caracteristică poate împiedica exercitarea unei concurențe loiale între tehnologii care contribuie în egală măsură la asigurarea adecvării resurselor și poate descuraja, în special, participarea tehnologiilor intermitente cu factori ridicați de denominare (în special, a energiei din surse regenerabile solare și eoliene intermitente).

3.3.3. Efectul stimulativ

Măsura are obiectivul de a asigura securitatea aprovizionării prin menținerea disponibilității unei capacități de producție suficiente. Fără un mecanism proporțional de asigurare a capacității nu ar exista probabil o capacitate suficientă pentru a asigura securitatea aprovizionării, deoarece se estimează că o parte semnificativă din centrale nu obțin venituri suficiente pe piața exclusiv a energiei (energy-only market) pentru a-și acoperi costurile. În plus, obligația de rambursare creează un stimulent financiar pentru disponibilitate în perioadele de deficit. Belgia a introdus, de asemenea, o procedură de monitorizare a disponibilității înainte și în cursul perioadei de livrare, precum și teste și sancțiuni adecvate pentru a asigura respectarea obligației de disponibilitate. Prin urmare, Comisia ajunge la concluzia preliminară că măsura are, în principiu, un efect stimulativ.

3.3.4. Proporționalitate

Comisia dorește să obțină clarificări în privința proporționalității măsurii în sensul secțiunii 3.9.5 din OASPME. Comisia: (i) din cauza pragurilor de investiții menționate în secțiunea 3.3.2 de mai sus, se îndoiește că procedura de ofertare concurențială se bazează pe criterii nediscriminatorii; (ii) se îndoiește că metodologia care definește curba cererii utilizată pentru a calcula capacitatea ce trebuie procurată la fiecare licitație este proporțională, deoarece această metodologie se poate baza pe sensibilitatea nerealistă EU-HiLo sau pe alte sensibilități care presupun indisponibilitatea suplimentară a centralelor nucleare franceze.

3.3.5. Evitarea efectelor negative asupra concurenței și asupra schimburilor comerciale

Belgia va aplica un plafon al prețului intermediar pentru capacitățile din categoria contractelor de un an, cu scopul de a evita profiturile excepționale. În consecință, acestor capacități nu li se va permite nici să liciteze la un preț mai mare decât acest plafon și nici să fie remunerate la un preț de închidere a licitației mai mare decât plafonul respectiv. Nu se prevede nicio evaluare individuală a capacităților pentru a le acorda o derogare dacă acestea se confruntă cu costuri mai mari.

În CRM, capacitatea străină indirectă va fi supusă plafonului prețului intermediar. Opinia preliminară a Comisiei este că lipsa contractelor multianuale coroborată cu aplicarea prețului intermediar va împiedica aceste capacități să liciteze la costurile lor reale, dacă acestea sunt mai mari decât plafonul prețului intermediar. Prin urmare, participarea acestora la CRM ar putea fi descurajată. Comisia consideră că acest lucru conduce la discriminarea capacității străine și reprezintă o încălcare a punctului 232 din OASPME.

În plus, punctul 233 litera (c) din OASPME prevede că mecanismele de asigurare a capacității ar trebui „să nu submineze deciziile de investiții anterioare măsurii”. Cu toate acestea, prețul intermediar ar putea avea ca efect împiedicarea capacităților existente, care nu pot nici să solicite contracte multianuale, de a licita la adevăratele lor costuri, ceea ce ar conduce la excluderea lor din CRM și chiar la ieșirea de pe piața energiei electrice. Prin urmare, Comisia solicită informații suplimentare pentru a evalua efectul plafonului prețului intermediar și compatibilitatea acestuia cu punctul respectiv din OASPME.

Belgia a explicat că va aloca veniturile din congestii, care rezultă din alocarea tichetelor transfrontaliere (și anume, a drepturilor de acces pentru ca furnizorii de capacitate străină să participe la CRM), după cum prevede articolul 19 alineatul (2) din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului (6). Comisia consideră că are nevoie de informații suplimentare pentru a evalua compatibilitatea CRM cu punctul 233 litera (a) din OASPME, și anume pentru a se asigura că veniturile din congestii vor fi utilizate astfel încât CRM să furnizeze stimulente adecvate pentru investițiile în asigurarea capacității de interconectare.

3.3.6. Conformitatea măsurii de ajutor cu dispozițiile intrinsec legate ale dreptului Uniunii

Dacă o măsură de ajutor de stat implică aspecte care sunt indisolubil legate de obiectul ajutorului și care încalcă alte dispoziții ale dreptului Uniunii, o astfel de încălcare ar putea afecta evaluarea compatibilității ajutorului de stat respectiv. În această privință, concluzia preliminară a Comisiei este că mecanismul de finanțare a CRM nu introduce restricții care ar încălca articolul 30 sau articolul 110 din TFUE, întrucât Belgia va permite participarea capacităților străine la CRM. Cu toate acestea, Comisia se îndoiește că CRM este conform cu articolul 22 alineatul (1) litera (c) și cu articolul 24 alineatul (1) din Regulamentul (UE) 2019/943, întrucât atât Studiul național privind adecvarea și flexibilitatea, cât și scenariul de referință utilizat pentru a determina volumul capacității care trebuie licitată se bazează pe ipoteze referitoare la aprovizionarea cu energie electrică din străinătate (indisponibilitatea suplimentară a centralelor nucleare franceze).

În conformitate cu articolul 16 din Regulamentul (UE) 2015/1589 al Consiliului (7), orice ajutor ilegal poate fi recuperat de la beneficiar.

TEXTUL SCRISORII

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

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

(3) A se vedea Comunicarea C(2020) 4355 final (JO C 224, 8.7.2020, p. 2).

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

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

(6) Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică (JO L 158, 14.6.2019, p. 54).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(19) OJ C 121, 6.4.2018.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(35) See also recital (38) below.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(59)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(68) Calculated as follows:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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