DRŽAVNE POMOČI – BELGIJA

Državna pomoč SA.54915 (2019/N) – mehanizem nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti

Poziv k predložitvi pripomb na podlagi člena 108(2) Pogodbe o delovanju Evropske unije

(Besedilo velja za EGP)

(2020/C 346/03)

Z dopisom v verodostojnem jeziku z dne 21. septembra 2020 na straneh, ki sledijo temu povzetku, je Komisija uradno obvestila Belgijo o svoji odločitvi, da začne postopek na podlagi člena 108(2) Pogodbe o delovanju Evropske unije v zvezi z zgoraj navedenim ukrepom.

Zainteresirane strani lahko v enem mesecu od dneva objave tega povzetka in dopisa, ki mu sledi, predložijo svoje pripombe o ukrepu, v zvezi s katerim Komisija začenja postopek, na naslov:

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

Te pripombe se pošljejo Belgiji. Zainteresirana stran, ki predloži pripombe, lahko pisno zaprosi za zaupno obravnavo svoje identitete in/ali delov predloženih pripomb ter navede razloge za to.

POVZETEK

1. Postopek

Belgija je ukrep predhodno priglasila 3. julija 2019. Z belgijskimi organi je bilo izmenjanih več vprašalnikov, organizirana pa so bila tudi srečanja za razpravo o dokumentaciji pred priglasitvijo. Belgija je uradno priglasila ukrep 19. decembra 2019.

2. Opis ukrepa, v zvezi s katerim Komisija začenja postopek

Cilj predlaganega mehanizma nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti je zagotoviti zanesljivost oskrbe, kot je opredeljena v standardu zanesljivosti v zakonu o električni energiji z dne 29. aprila 1999. Belgija je ugotovila tveganje za zanesljivost oskrbe zaradi postopnega zapiranja svojih jedrskih objektov do leta 2025.

V belgijskem mehanizmu zmogljivosti operater prenosnega sistema kupi zmogljivost od ponudnikov zmogljivosti v obliki možnosti zanesljivosti. Na dražbi izbrani ponudniki zmogljivosti prodajajo možnosti zanesljivosti operaterju prenosnega sistema in v zameno prejmejo fiksno nadomestilo za zmogljivost. Kadar referenčna cena (tj. cena električne energije za dan vnaprej) presega vnaprej določeno raven, t. i. izvršilno ceno, mora ponudnik zmogljivosti sistemskemu operaterju prenosnega omrežja vrniti razliko med referenčno ceno in izvršilno ceno.

Operater prenosnega sistema organizira dražbo mehanizma nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti glede na raven virov zmogljivosti, ki so potrebni za zagotovitev ustrezne ravni zadostnosti virov za doseganje standardov zanesljivosti. Vsako leto se organizira dražba zmogljivosti za dobavo čez štiri leta, tj. „dražba Y–4“. Dodatna dražba za leto vnaprej se organizira v letu neposredno pred letom dobave iz glavne dražbe („dražba Y–1“).

Stroški mehanizma nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti (tj. stroški financiranja plačil zmogljivosti ponudnikom) se bodo financirali na podlagi „obveznosti javne službe“ prek omrežnin operaterja prenosnega sistema.

Pravna podlaga ukrepa je zakon o električni energiji z dne 29. aprila 1999, ki ureja organizacijo belgijskega trga z električno energijo, kot je bil spremenjen z zakonom, objavljenim 16. maja 2019 v belgijskem uradnem listu („Belgisch Staatsblad“/„Moniteur belge“). Sprejeta bo sekundarna zakonodaja v obliki dodatnih kraljevih odlokov in tržnih pravil, ki bo nadalje izpopolnila podrobnosti mehanizma nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti. Osnutki teh besedil so na voljo na spletni strani Ministrstva za energijo (1).

3. Ocena ukrepa

3.1 Obstoj pomoči v smislu člena 107(1) PDEU

Komisija meni, da se mehanizem nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti financira iz državnih sredstev, saj se financira iz prihodkov od parafiskalne dajatve, ki jo naloži država ter se upravlja in porazdeli v skladu z določbami zakonodaje. Komisija je seznanjena s tem, da uspešni ponudniki prejmejo prihodek prek priglašenega mehanizma, ki ga ne bi prejeli, če bi na trgu električne energije še naprej poslovali pod običajnimi gospodarskimi pogoji in prodajali le električno energijo in sistemske storitve. Poleg tega ukrep zagotavlja prednost samo nekaterim podjetjem, ki lahko pomagajo pri reševanju ugotovljene težave glede zadostnosti proizvodnje ter so konkurenčna drugim proizvajalcem električne energije. Priglašeni ukrep bo tako zagotovil gospodarsko prednost podjetjem, ki so v primerljivem dejanskem in pravnem položaju kot drugi proizvajalci električne energije. Zato je ukrep selektiven. Proizvodnja električne energije ter veleprodajni in maloprodajni trg električne energije so dejavnosti, ki so odprte za konkurenco v vsej EU. Zato lahko prednost v obliki državnih sredstev, zagotovljenih kateremu koli podjetju v navedenem sektorju, vpliva na trgovino znotraj Unije in izkrivlja konkurenco. Komisija zato ugotavlja, da ukrep pomeni državno pomoč v smislu člena 107(1) PDEU.

3.2 Zakonitost pomoči

Belgijski organi so s priglasitvijo sheme pred njenim izvajanjem izpolnili svojo obveznost iz člena 108(3) PDEU.

3.3 Združljivost ukrepa

Komisija je ocenila združljivost ukrepa z notranjim trgom na podlagi pogojev, določenih v oddelku 3.9 smernic o državni pomoči za varstvo okolja in energijo za obdobje 2014–2020 (2), v katerih so navedeni posebni pogoji pomoči za zadostnost proizvodnje in veljajo od 1. julija 2014. Komisija je 2. julija 2020 sprejela sporočilo o podaljšanju smernic o državni pomoči za varstvo okolja in energijo do 31. decembra 2021 ter o njihovi spremembi (3).

3.3.1 Cilj skupnega interesa in nujnost pomoči

Belgija je potrebo po mehanizmu nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti opredelila v študiji ustreznosti in prilagodljivosti, ki jo je leta 2019 objavil operater prenosnega sistema Elia (4). Študija opredeljuje tveganja za belgijsko zadostnost virov glede na nacionalni standard zanesljivosti, opisan zlasti v scenariju EU-HiLo (visok učinek – nizka verjetnost), ki predvideva, da več jedrskih enot v Franciji ni na voljo (poleg „običajne“ nerazpoložljivosti). Komisija meni, da se uporaba scenarija EU-HiLo v mehanizmu zmogljivosti na ravni celotnega trga ne zdi primerna za določitev stopnje težave z zadostnostjo virov, saj obstaja tveganje precenitve tega problema in izkrivljanja trga električne energije. Metodologijo, uporabljeno v študiji družbe Elia, je kritiziral nacionalni regulativni organ (CREG) (5).

Komisija zato dvomi, da je bila težava z zadostno zadostnostjo virov opredeljena dovolj natančno ter da so jo belgijski organi ustrezno analizirali in količinsko opredelili, zlasti v zvezi s točkama 221 in 222 smernic o državni pomoči za varstvo okolja in energijo.

3.3.2 Ustreznost pomoči

Komisija dvomi, da je ukrep v skladu s točko 226 smernic o državni pomoči za varstvo okolja in energijo ustrezen glede na njegov omejevalni način izračunavanja naložbenih pragov, ki vodijo do večletnih pogodb (3, 8 ali 15 let). Pragovi upoštevajo inštalirano moč (tj. največjo zmogljivost, ki naj bi jo imela enota) namesto zmanjšane zmogljivosti (tj. vnaprej določene stopnje razpoložljivosti in prispevka k cilju zadostnosti virov). Komisija meni, da lahko ta lastnost prepreči pošteno konkurenco med tehnologijami, ki v enaki meri prispevajo k zadostnosti virov, in v celoti odvrača od tehnologij nestalnih virov z visokimi faktorji dejanske zmogljivosti (zlasti nestalne sončne in vetrne energije).

3.3.3 Spodbujevalni učinek

Cilj ukrepa je zagotoviti zanesljivost oskrbe z ohranjanjem razpoložljive zadostne zmogljivosti. Brez sorazmernega mehanizma zmogljivosti bi bila zmogljivost oskrbe verjetno nezadostna, ker naj bi velik del elektrarn iz samo energetskega trga predvidoma ustvarjal nezadostne prihodke za kritje svojih stroškov. Poleg tega obveznost vračila ustvarja finančno spodbudo za razpoložljivost v obdobjih pomanjkanja. Poleg tega je Belgija uvedla postopek spremljanja razpoložljivosti pred in med obdobjem dobave ter ustrezna testiranja in kazni, da bi zagotovila izpolnjevanje obveznosti glede razpoložljivosti. Komisija zato predhodno ugotavlja, da ima ukrep načeloma spodbujevalni učinek.

3.3.4 Sorazmernost

Komisija želi pojasnilo, ali je ukrep sorazmeren v skladu z oddelkom 3.9.5 smernic o državni pomoči za varstvo okolja in energijo. Komisija dvomi, da: (i) konkurenčni postopek zbiranja ponudb temelji na nediskriminatornih merilih, in sicer zaradi naložbenih pragov iz oddelka 3.3.2 zgoraj; (ii) je metodologija za opredelitev krivulje povpraševanja, ki se uporablja za izračun količine zmogljivosti za nakup na posamezni dražbi, sorazmerna, saj lahko temelji na nerealni občutljivosti EU-HiLo ali drugih občutljivostih ob predpostavki dodatne nerazpoložljivosti francoskih jedrskih elektrarn.

3.3.5 Preprečevanje negativnih učinkov na konkurenco in trgovino

Belgija bo uporabila vmesno zgornjo mejo cen za zmogljivost v enoletni pogodbeni kategoriji, da bi se izognila nepričakovanim dobičkom. Zato te zmogljivosti ne bodo smele biti ponujene po ceni, višji od te zgornje meje, niti doseči enotne poravnalne cene, ki bi bila višja od nje. Za odobritev odstopanj ni predvidena individualna ocena zmogljivosti v primeru višjih stroškov.

V mehanizmu nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti bo za posredno tujo zmogljivost veljala vmesna zgornja meja cen. Komisija predhodno meni, da bo povezava med odsotnostjo večletnih pogodb in uporabo vmesne cene tem zmogljivostim preprečila, da bi na dražbi licitirale svoje dejanske stroške, če bi bili ti višji od zgornje meje vmesne cene. Zato jih je mogoče v celoti odvrniti od sodelovanja v mehanizmu nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti. Komisija meni, da to povzroča diskriminacijo tujih zmogljivosti, kar je v nasprotju s točko 232 smernic o državni pomoči za varstvo okolja in energijo.

Poleg tega točka 233(c) smernic o državni pomoči za varstvo okolja in energijo določa, da mehanizem zmogljivosti ne sme „ovirati naložbenih odločitev, sprejetih pred uvedbo ukrepa“. Vendar bi lahko vmesna cena preprečila, da bi obstoječe zmogljivosti licitirale svoje dejanske stroške, ne da bi se lahko potegovale za večletne pogodbe, kar bi privedlo do njihove izključitve iz mehanizma nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti in celo njihovega izstopa s trga električne energije. Komisija zato zahteva dodatne informacije za oceno učinka vmesne zamejitve cen in njegove združljivosti s to točko smernic o državni pomoči za varstvo okolja in energijo.

Belgija je pojasnila, da bo razporedila prihodke od prezasedenosti, ki izhajajo iz dodeljevanja čezmejnih vstopnic (tj. pravice dostopa tujim ponudnikom zmogljivosti za sodelovanje v mehanizmu nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti), kot je določeno v členu 19(2) Uredbe (EU) 2019/943 Evropskega parlamenta in Sveta (6). Komisija meni, da so za oceno združljivosti mehanizma nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti s točko 233(a) smernic o državni pomoči za varstvo okolja in energijo potrebne dodatne informacije, tj. zagotovitev, da se bodo prihodki od prezasedenosti uporabili, da mehanizem zagotovi pravo spodbudo za naložbe v povezovalno zmogljivost.

3.3.6 Skladnost ukrepa pomoči z neločljivo povezanimi določbami prava Unije

Če ukrep državne pomoči vključuje vidike, ki so neločljivo povezani s predmetom pomoči in ki kršijo druge določbe prava Unije, bi taka kršitev lahko vplivala na presojo združljivosti te državne pomoči. V zvezi s tem Komisija predhodno ugotavlja, da mehanizem financiranja mehanizma nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti ne uvaja omejitev, ki bi kršile člen 30 ali člen 110 PDEU, saj bo Belgija dovolila sodelovanje tujih zmogljivosti v njem. Vendar Komisija dvomi, da je mehanizem nadomestil za zagotavljanje zadostnih zmogljivosti v skladu s členom 22(1)(c) in členom 24(1) Uredbe (EU) 2019/943, saj nacionalna študija o ustreznosti in prilagodljivosti ter referenčni scenarij, ki se uporablja za določitev količine zmogljivosti, ki se bo prodajala na dražbi, temeljita na predpostavkah o tuji dobavi električne energije (dodatna nerazpoložljivost francoskih jedrskih elektrarn).

V skladu s členom 16 Uredbe Sveta (EU) 2015/1589 (7) se lahko vse nezakonite pomoči izterjajo od prejemnika.

BESEDILO DOPISA

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

(2) UL C 200, 28.6.2014, str. 1.

(3) Glej sporočilo C(2020) 4355 final (UL C 224, 8.7.2020, str. 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) UL L 158, 14.6.2019, str. 54.

(7) UL L 248, 24.9.2015, str. 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.