KOMMISSIONENS BESLUT (EU) 2022/639

av den 27 augusti 2021

om stödordningen SA.54915 – 2020/C (f.d. 2019/N) Belgien – Kapacitetsmekanism

(delgivet med nummer C(2021)6431)

(Endast den engelska texten är giltig)

(Text av betydelse för EES)

EUROPEISKA KOMMISSIONEN HAR ANTAGIT DETTA BESLUT

med beaktande av fördraget om Europeiska unionens funktionssätt, särskilt artikel 108.2 första stycket,

med beaktande av avtalet om Europeiska ekonomiska samarbetsområdet, särskilt artikel 62.1 a,

efter att i enlighet med nämnda artiklar ha gett berörda parter tillfälle att yttra sig (1) och med beaktande av dessa synpunkter, och

av följande skäl:

1. FÖRFARANDE

(1) Efter ett förfarande för förhandsanmälan och genom en skrivelse av den 19 december 2019 anmälde Konungariket Belgien en marknadstäckande kapacitetsmekanism (åtgärden eller kapacitetsmekanismen) till kommissionen, i enlighet med artikel 108.3 i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt (EUF-fördraget).

(2) Genom en skrivelse av den 21 september 2020 underrättade kommissionen Belgien om sitt beslut att inleda det förfarande som anges i artikel 108.2 i EUF-fördraget om Europeiska unionens funktionssätt avseende denna åtgärd.

(3) Kommissionens beslut att inleda förfarandet har offentliggjorts i Europeiska unionens officiella tidning (2). Kommissionen har uppmanat berörda parter att inkomma med sina synpunkter på åtgärden i fråga.

(4) Genom en skrivelse av den 22 oktober 2020 inkom Belgien med synpunkter på beslutet att inleda förfarandet. Kommissionen mottog ytterligare synpunkter från 15 berörda parter. Den har översänt dessa synpunkter till Belgien som givits tillfälle att bemöta dem. Dess kommentarer mottogs i en skrivelse av den 24 december 2020.

(5) Den 9 juli 2021 samtyckte Belgien undantagsvis till att avstå från sina rättigheter enligt artikel 342 i EUF-fördraget jämförd med artikel 3 i rådets förordning nr 1/1958 (3), och till att detta beslut skulle antas och meddelas på engelska.

2. DETALJERAD BESKRIVNING AV ÅTGÄRDEN

2.1 Sammanfattning av åtgärden

(6) Belgien uppskattar att landet kommer att ställas inför ett problem med tillräcklig elproduktionskapacitet från och med 2025, främst till följd av landets beslut att fasa ut all kärnkraftskapacitet under perioden 2022–2025 och avvecklingen av termisk produktionskapacitet i Belgien och dess grannländer.

(7) Syftet med åtgärden är därför att säkerställa att det finns tillräcklig kapacitet för elproduktion och att denna produktion uppfyller den förväntade efterfrågan på el.

(8) Enligt kapacitetsmekanismen skulle stödmottagarna väljas ut genom ett konkurrensutsatt anbudsförfarande och ersättas för sin tillgänglighet. Stödet skulle ges i form av en kapacitetsbetalning under kapacitetsavtalets löptid. I gengäld skulle de utvalda anbudsgivarna ge sin tillgänglighet för att tillgodose efterfrågan hos den systemansvarige för överföringssystemet under stresshändelser som kan inträffa.

(9) Belgien har fastställt sina nationella mål för minskning av koldioxidutsläpp i sin nationella energi- och klimatplan (4). På grundval av denna nationella energi- och klimatplan planeras andelen förnybara energikällor i Belgiens elförbrukning öka från 17 % år 2017 till minst 40,4 % år 2030. För att uppnå dessa mål kommer det att krävas integrering av betydande förnybara energikällor såsom vindkraft och solenergi, vars oregelbundenhet kan innebära en utmaning för produktionskapacitetens tillräcklighet och försörjningstryggheten.

(10) Även om utvecklingen av förnybara energikällor inte är det främsta målet omfattar utformningen av kapacitetsmekanismen de ambitiösa målen att ytterligare införa förnybara energikällor i den belgiska energimixen, och fungerar som ett komplement till vidareutvecklingen av nya intermittenta förnybara energikällor.

2.2 Rättslig grund och statliga åtgärder

(11) Den rättsliga grunden för åtgärden är ellagen av den 29 april 1999 om organisationen av den belgiska elmarknaden (ellagen), som har ändrats genom lagar (5) som offentliggjordes den 16 maj 2019 och den 19 mars 2021 i Moniteur belge.

(12) Dessutom har kungliga dekret (6) och regler för den belgiska kapacitetsmekanismens funktion (7) utarbetats för att ytterligare utveckla formerna för kapacitetsmekanismen: 1) Kungl. dekret av den 28 april 2021 om fastställande av metoden för kapacitetsberäkning och auktionsparametrar inom ramen för kapacitetsmekanismen (8). 2) Kungl. dekret av den 21 maj 2021 om kriterier för stödberättigande avseende kumulativt stöd och minimitröskeln för deltagande (9). 3) Kungl. dekret av den 4 juni 2021 om investeringströsklar och stödberättigande kostnader (10). 4) Utkast till kungl. dekret om fastställande av de villkor på vilka innehavare av utländsk kapacitet kan delta i kapacitetsmekanismen (11). 5) Kungl. dekret av den 30 maj 2021 om kontrollmetoder (12).

(13) I augusti 2020 genomförde Elia, den belgiska systemansvarige för överföringssystemet, ett offentligt samråd om reglerna för den belgiska kapacitetsmekanismens funktion (13).

2.3 Tillräcklig produktionskapacitet i Belgien

2.3.1 Tillförlitlighetsnorm

(14) Huvudmålet för den föreslagna kapacitetsmekanismen är att säkerställa försörjningstryggheten, i enlighet med en tillförlitlighetsnorm.

(15) Som meddelades 2019 definierades kriterierna för tillförlitlighet i Belgien genom ett tvådelat kriterium för förväntad förlorad last: Det förväntade antalet timmar under vilka det inte kommer att vara möjligt för alla produktionsresurser som är tillgängliga för det belgiska elnätet att täcka lasten och behovet av driftsreserver, även med beaktande av efterfrågeflexibilitet, lagring och sammanlänkningar, får inte överstiga tre timmar under ett statistiskt normalt år. Som ett andra kriterium ska den förväntade förlorade lasten ligga under 20 timmar under ett statistiskt onormalt år (LOLE95) (14). Dessa värden har också fastställts i ellagen.

(16) Tillförlitlighetsnormen är ett uttryck för uppskattningen av det värde konsumenterna fäster vid att undvika avbrott i elförsörjningen (VoLL) och den förväntade kostnaden för ny kapacitet i Belgien (CONE).

(17) I artikel 23.6 i Europaparlamentets och rådets förordning (EU) 2019/943 av den 5 juni 2019 om den inre marknaden för el (15) (elförordningen) föreskrivs att det ska fastställas en unionsmetod för att beräkna värdet av förlorad last, kostnaden för ny resurs och tillförlitlighetsnormen.

(18) Den 2 oktober 2020 godkände Byrån för samarbete mellan energitillsynsmyndigheter (Acer) metoden för beräkning av värdet av förlorad last (VoLL-metoden), kostnaden för ny resurs (CONE-metoden) och tillförlitlighetsnormen (RS-metoden). De tre metoderna kallas gemensamt för VoLL/CONE/RS-metoden (16).

(19) Den 7 juni 2021 lämnade Belgien in beräkningen av det nya värdet av förlorad last, kostnaden för ny resurs och tillförlitlighetsnormen i enlighet med VoLL/CONE/RS-metoden.

(20) Den 28 maj 2021 översände den belgiska energitillsynsmyndigheten (CREG) sitt förslag till tillförlitlighetsnorm för Belgien till energiministern. Den tillförlitlighetsnorm som CREG föreslog var 2 timmar och 43 minuter.

(21) Generaldirektoratet för energi vid näringsministeriet (FPS Economy) rekommenderade i sitt yttrande av den 2 juni 2021 att tillförlitlighetsnormen skulle avrundas till tre timmar för att stämma överens med tidigare studier om nationella och europeiska resursers tillräcklighet, göra det möjligt att följa praxis att uttrycka tillförlitlighetsnormer i avrundade timmar som i grannländerna samt ta hänsyn till att det icke-marginella underskott som konstaterats för Belgien kommer att täckas med en energimix och inte med en enda referensteknik.

(22) Enligt utkastet till kungl. dekret om fastställande av tillförlitlighetsnormen och godkännande av värden för kostnaderna för värdet av förlorad last och för ny resurs fastställs den nya tillförlitlighetsnormen till tre timmar.

(23) I utkastet till kungl. dekret godkänns också den enda uppskattningen av kostnaden för värdet av förlorad last, på grundval av det värde som fastställts av generaldirektoratet för energi vid FPS Economy tillsammans med planeringsbyrån, och kostnaden för ny resurs på grundval av tekniken för efterfrågeflexibilitet (17).

(24) Värdet av förlorad last kommer att fastställas till 16 033 euro/MWh och kostnaden för ny resurs till 45 euro/kW/år.

(25) Värdet av förlorad last beräknades med hjälp av en trianguleringsmetod som tog hänsyn till produktionsfunktionen samt en enkät om betalningsviljan, som gjordes av CREG. Enligt de belgiska myndigheterna var den enkät som CREG gjorde inte tillförlitlig, bland annat eftersom det enda föreslagna scenariot (vid en temperatur under +5 °C) inte var representativt för de flesta bristscenarier. Därför lades begränsad vikt vid resultaten av enkäten för att uppskatta värdet av förlorad last.

(26) Enligt ellagen ska de beräkningar som är relevanta för kapacitetsmekanismen utföras på grundval av den tillförlitlighetsnorm som gällde den 15 september året före auktionen.

(27) Med tanke på den snäva tidsplanen beräknade Belgien den volym som skulle upphandlas i Y-4- och Y-1-auktionerna, som planerats till oktober 2021 respektive 2024, på grundval av den gamla tillförlitlighetsnormen, med förbehåll för åtagandet att vid behov justera volymerna om den nya tillförlitlighetsnormen och bedömningen av tillräcklighet skulle visa på ett betydligt lägre kapacitetsbehov.

(28) Belgien åtog sig också att uppdatera värdet av förlorad last på grundval av en ny enkät om betalningsvilja, i enlighet med VoLL/CONE/RS-metoden, och vid behov fastställa en ny tillförlitlighetsnorm före september 2022, med målet att använda den nya tillförlitlighetsnormen för att fastställa den volym som ska upphandlas senast för 2023 års auktion.

2.3.2 Tillräcklighetsbedömning

(29) Enligt de belgiska myndigheterna kommer Belgien att ställas inför ett tillräcklighetsproblem från och med 2025, främst till följd av den utfasning av kärnkraften som planeras mellan 2022 och 2025 och som förstärks av avvecklingen av termisk produktionskapacitet i grannländerna. Tillräcklighetsproblemet har fastställts genom en nationell studie om resurstillräcklighet, som utgår från flera scenarier.

(30) I den nationella tillräcklighetsstudien för perioden 2020–2030, som offentliggjordes av Elia, den belgiska systemansvarige för överföringssystemet, i juni 2019 (2019 års studie om tillräcklighet och flexibilitet) (18), identifierades ett systematiskt behov av ny kapacitet på minst 3,9 GW i scenariot för stora konsekvenser men låg sannolikhet (HiLo, High Impact Low Probability) (EU-HiLo) under vintern 2025–2026. Detta scenario beaktar importerad el och förutsätter att flera franska kärnreaktorer kanske inte finns tillgängliga (utöver den ”normala” otillgängligheten). Samma scenario användes inom ramen för utvärderingen av den strategiska reservvolymen (19). Grundscenariot för EU (20) visar på en brist på 2,4 GW om den befintliga termiska kapaciteten i systemet bibehålls (se figur 4–18 i 2019 års studie om tillräcklighet och flexibilitet).

(31) Resultaten av 2019 års studie om tillräcklighet och flexibilitet visar, för EU-HiLo-scenariot, att den förväntade förlorade lasten utan ingripande skulle vara så hög som 10,5 timmar år 2025, vilket avsevärt skulle överskrida den nationella tillförlitlighetsnormen när det gäller försörjningstrygghet. LOLE95-indikatorn skulle till och med öka till 84 timmar. Följande tabell visar resultaten avseende förväntad förlorad last, i enlighet med den nationella tillräcklighetsstudien för scenariot EU-HiLo och grundscenariot för EU: Tabell 1 Resultat avseende förväntad förlorad last för Belgien i studien om tillräcklighet och flexibilitet 2025 2028 2030 EU-base EU-HiLo EU-base EU-HiLo EU-base EU-HiLo Återstående förväntad förlorad last på marknaden (timmar) 9,4 10,5 6 6,9 6 6,2 Återstående LOLE95 på marknaden (timmar) 89 84 63 76 43 51 Källa: 2019 års studie om tillräcklighet och flexibilitet

(32) Den 11 juli 2019 offentliggjorde CREG en analys av 2019 års studie om tillräcklighet och flexibilitet (21). I denna analys ifrågasatte CREG bland annat användningen av EU-HiLo-scenariot som huvudscenario. Enligt CREG bör metoden för att bedöma lönsamheten för befintlig och ny kapacitet förbättras och alla tillgängliga balansreserver i Belgien och utomlands bör beaktas.

(33) I november 2019 offentliggjorde det europeiska nätverket av systemansvariga för överföringssystemen för el (Entso-E) halvtidsprognosen för 2019 (22) som visar följande resultat för Belgien 2025: Tabell 2 Förväntad förlorad last för Belgien enligt halvtidsprognosen för 2019 Grundscenario – 2025 Låg koldioxidkänslighet (23) – 2025 Genomsnittlig förväntad förlorad last 1,09 timmar 1,61 timmar LOLE95 3,15 timmar – Källa: Entso-E, Mid-term Adequacy Forecast 2019

(34) Belgien anser dock att Entso-E:s halvtidsprognos för 2019 inte presenterar resultaten avseende förväntad förlorad last för Belgien tillräckligt exakt, eftersom Entso-E utgår från att ytterligare 2,5 GW finns tillgängligt (24), vilket faktiskt inte är garanterat.

(35) I sin slutrapport från april 2020 (25) lade Pentalateralt energiforum (26) (Plef) fram följande resultat för Belgien år 2025: Tabell 3 Förväntad förlorad last för Belgien enligt Plefs bedömning av tillräcklighet 2020 Grundscenario – 2025 (27) Låg gaskänslighet – 2025 (28) Låg kärnkraftskänslighet/Känslighet för schweizisk nettoöverföringskapacitet 2025 (29) Genomsnittlig förväntad förlorad last 3,3 timmar 8,1 timmar 4,6 timmar Källa: Pentalateralt energiforum, Generation Adequacy Assessment – april 2020 – Final report

(36) I november 2020 offentliggjorde Entso-E sin halvtidsprognos för 2020. För grundscenariot 2025 visar resultaten från halvtidsprognosen för 2020 en genomsnittlig förväntad förlorad last på 0,4 timmar, vilket därmed uppfyller det rättsliga tillräcklighetskriteriet för Belgien om en förväntad förlorad last på 3 timmar.

(37) I de kommentarer från länderna som bifogades halvtidsprognosen för 2020 angav Belgien emellertid att det finns en betydande mängd antagen ”nybyggd” kapacitet i halvtidsprognosen för 2020, som är fördelad över ett stort antal länder. Det bör noteras att det i allmänhet inte är säkert att denna kapacitet skulle uppstå under 2025, och därför bör dessa antaganden och de resultat som följer av dem och presenteras i halvtidsprognosen för 2020 tolkas försiktigt. Belgien är dessutom sedan flera år tillbaka en del av den region där flödesbaserad marknadskoppling redan har genomförts. En flödesbaserad simuleringsmodell har utvecklats och genomförts av Elia, t.ex. i Elias studie från 2019. Denna användes också i Plefs bedömning av tillräcklighet 2020, men ännu inte i den aktuella halvtidsprognosen för 2020.

(38) I sin anmälan uppgav de belgiska myndigheterna att metoden och uppgifterna är anpassade på europeisk nivå så att 2019 års studie om tillräcklighet och flexibilitet är i linje med halvtidsprognosen för 2019.

(39) Enligt artikel 23.3 i elförordningen bör Entso-E utveckla en metod som ska användas för den europeiska bedömningen av resurstillräcklighet och alla nationella bedömningar av resurstillräcklighet (se artikel 24 i elförordningen). Denna metod bör godkännas av Acer.

(40) Den 2 oktober 2020 godkände Acer metoden för europeisk bedömning av resurstillräcklighet (30).

(41) Den 30 juni 2021 offentliggjorde Elia en ny studie om tillräcklighet och flexibilitet för perioden 2022–2032 (2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet).

(42) I linje med metoden för europeisk bedömning av resurstillräcklighet har Elia integrerat de delar av metoden som beskrivs nedan i ramen för 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet: a) Klimatår: Elia valde att genomföra det första alternativet i metoden för europeisk bedömning av resurstillräcklighet, dvs. att förlita sig på en bästa prognos för framtida klimatprognoser. b) Bedömning av ekonomisk hållbarhet: Elia utvecklade en metod för att beräkna den ekonomiska hållbarheten för de olika tillgångarna i elsystemet, i linje med metoden för europeisk bedömning av resurstillräcklighet. c) Flödesbaserad: Elias modelleringsram integrerar all känd och planerad marknadsutformning i den flödesbaserade metoden för kapacitetsberäkning, såsom utvidgningen av regionen till kärnområdet, ”avancerad hybridkoppling” eller de regler om minsta återstående tillgängliga marginal (minRAM, minimum remaining available margin) som infördes genom elförordningen. d) Flexibilitet: Studien omfattar både en beräkning av hela systemets flexibilitetsbehov och resurser och en bedömning av dimensioneringen av frekvenshållningsreserver och frekvensåterställningsreserver för varje målår för att återspegla reservbehov som kommer att täcka obalanser i linje med de rättsliga krav som modelleras i simuleringarna av tillräcklighet. Dessutom förfinas flexibilitetsegenskaperna hos havsbaserad vindkraft, och Power-to-X-teknik inkluderas som ny teknik. Slutligen läggs särskild vikt vid effekterna av integreringen av den andra vågen av produktionskapacitet till havs och gränsöverskridande balansplattformar. e) Sektoriell integration: När det gäller sektorskoppling beaktas gränssnitten mellan elsystemet och olika sektorer såsom transport-, värme- och gassektorn genom att man tar med antaganden om produktionskapaciteten för elfordon, värmepumpar respektive värmegasenheter. För att förstå konsekvenserna av att använda el för att generera vätgas i de modelleringar som används i denna studie lades elektrolyser till som en (flexibel) elförbrukning i Belgien och utomlands. Dessutom ägnades särskild uppmärksamhet åt digitalisering av ytterligare elförbrukning från transport och värme. f) Tioårsperiod: Studien bygger på en tioårsperiod (2022–2032). För att minska antalet simuleringar och beräkningar simulerades inte alla känsliga aspekter och scenarier för alla år. Några viktiga år analyserades mer ingående. En stor del av känslighetsanalyserna utfördes i Belgien och utomlands för att förstå konsekvenserna av att ändra vissa antaganden. Som jämförelse förväntas den europeiska bedömningen av resurstillräcklighet 2021 endast simulera åren 2025 och 2030. g) Varianter med och utan kapacitetsmekanismer: I enlighet med elförordningen och metoden för europeisk bedömning av resurstillräcklighet tog Elia med scenarier både med och utan marknadstäckande kapacitetsmekanismer i Europa.

(43) De belgiska myndigheterna hävdade att de viktigaste metodkraven enligt metoden för europeisk bedömning av resurstillräcklighet har genomförts i denna studie.

(44) På grundval av elförordningen måste nationella bedömningar av resurstillräcklighet innehålla de centrala referensscenarierna. Dessa scenarier ska bland annat omfatta en bedömning av produktionstillgångarnas ekonomiska hållbarhet. I metoden för europeisk bedömning av resurstillräcklighet specificeras vidare att två centrala referensscenarier ska definieras, det ena med kapacitetsmekanismer i hela Europa och det andra utan sådana kapacitetsmekanismer.

(45) I 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet undersöktes därför två centrala scenarier: a) ”EU-BASE”: Detta scenario beaktar redan godkända marknadstäckande kapacitetsmekanismer i Frankrike, Storbritannien, Polen, Italien och Irland, och utgår från att dessa kommer att tillämpas fram till slutet av denna studies tidsram. b) ”EU-noCRM”: Detta scenario utesluter intäkter från marknadstäckande kapacitetsmekanismer, dvs. antar att det inte finns några marknadstäckande kapacitetsmekanismer i Europa.

(46) 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet beaktar på lämpligt sätt bidragen från alla resurser, bl.a. befintliga och framtida möjligheter till energiproduktion, energilagring, sektoriell integration och efterfrågeflexibilitet, samt import och export, inklusive dessas bidrag till flexibel systemdrift.

(47) De belgiska myndigheterna hävdade att den modellering av de högsta jämviktspriserna som gjordes i 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet tar hänsyn till alla tillgängliga rättsliga bestämmelser, såsom den nuvarande högsta prisgränsen, 60 %-regeln (31) i kommissionens förordning (EU) 2015/1222 av den 24 juli 2015 om fastställande av riktlinjer för kapacitetstilldelning och hantering av överbelastning (32) och Acers beslut nr 04/2017 av den 14 november 2017.

(48) I 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet modelleras den automatiska höjningen av det högsta jämviktspriset från och med 2025. Enligt de belgiska myndigheterna är det högst troligt att ingen förväntad förlorad last kommer att uppstå före 2025, varför ingen ökning av högsta jämviktspris modelleras före 2025. Även om pristaken skulle höjas visar dock modelleringen enligt de belgiska myndigheterna att resultaten av bedömningen av den ekonomiska hållbarheten för 2025 inte skulle förändras (se figur 3–72 i 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet). Belgien åtog sig att se till att den nya tillräcklighetsstudien, som ska offentliggöras senast i juni 2023, fullt ut beaktar metoden för dynamiska prisökningar från början av simuleringstiden och framåt.

(49) Enligt 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet kommer Belgien från och med 2025, när utfasningen av kärnkraften är klar, att ställas inför ett strukturellt behov av ny kapacitet. Detta behov uppgår till 2 GW år 2025 i det centrala scenariot EU-BASE och ökar gradvis till 3,9 GW år 2032. Det ökade behovet är kopplat till den förväntade ökningen av elförbrukningen och den minskade importen under perioder med brist i Belgien.

(50) Enligt 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet kommer endast en mycket liten del av den nya kapaciteten att vara lönsam via energy only-marknaden år 2025.

(51) Följaktligen anser de belgiska myndigheterna att ett resurstillräcklighetsproblem kommer att finnas i Belgien från och med 2025 om inga åtgärder vidtas.

(52) 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet utgör det senaste och bästa perspektivet på behovet av kapacitetsmekanismen.

2.3.3 Marknadsmisslyckanden

(53) Belgien har identifierat ett antal marknadsmisslyckanden som hindrar en välfungerande, säker, ekonomiskt överkomlig och hållbar elmarknad.

(54) Ett första marknadsmisslyckande beror på olika faktorer som hindrar effektiva prissignaler och det faktum att energipriserna hindras från att stiga till värdet av förlorad last och andra brister i marknadens utformning.

(55) Kombinationen av dessa marknadsmisslyckanden och tillhörande lagstiftningsåtgärder kan tendera att ”dämpa” prissignalerna på elmarknaderna så att priserna inte stiger till en ”effektiv” nivå under bristperioder. Detta leder till en kronisk brist på intäkter för anläggningsoperatörer och leverantörer av efterfrågeflexibilitet, så att förmågan att täcka de fasta och rörliga kostnaderna påverkas, vanligen kallat ”saknade pengar” (missing money), vilket hindrar marknadskrafterna från att uppnå den nödvändiga tillräcklighetsnivån.

(56) I teorin skulle konsumenternas oförmåga att välja den tillförlitlighetsnivå som de önskar kunna skötas på en energy only-marknad genom att låta priserna stiga till en nivå som speglar det pris då konsumenterna inte längre skulle vara villiga att betala för energi och låta producenter erhålla ersättning vid elbrist. Till följd av låg efterfrågeflexibilitet är det dock svårt att fånga upp det faktiska värdet av förlorad last, och prishöjningarna står inför problem med politisk acceptans.

(57) Enligt de belgiska myndigheterna beror ett andra marknadsmisslyckande på investerarnas riskaversion i en situation med ökad volatilitet och stor rättslig osäkerhet. Den ökande spridningen av intermittenta förnybara energikällor gör priserna mer instabila och ökar osäkerheten om möjligheten för konventionell teknik att täcka deras fasta kostnader på elmarknaden. Enligt Belgien kan små variationer i villkoren för nivån på införandet av förnybara energikällor, t.ex. målen för solenergi, landbaserad vindkraft och havsbaserad vindkraft, ha en betydande inverkan på intäkterna från konventionell produktionsteknik. Problemet med ”saknade pengar” blir allt allvarligare i takt med att den intermittenta kapaciteten ökar. Enligt de belgiska myndigheterna ökar detta den ekonomiska risken i samband med investeringar i flexibel konventionell produktionsteknik. Belgien anser dessutom att energipriserna vanligtvis inte ger utrymme för mer än en treårig period för terminssäkring, vilket är kort för att bygga upp ett investeringscase för investerare. Vidare anser de belgiska myndigheterna att även om terminsmarknaderna skulle kunna hantera små förändringar i utbud och efterfrågan skulle de inte vara tillräcklig starka vid en betydande strukturell chock, såsom den planerade utfasningen av kärnkraften i Belgien.

(58) För det tredje liknar elsystemens tillförlitlighet på vissa sätt en kollektiv nyttighet. Detta beror på att investeringar för en högre nivå av försörjningstrygghet gynnar alla, eftersom det såsom förklarats ovan inte är möjligt för de flesta enskilda slutkonsumenter att selektivt kopplas bort av den systemansvarige på grund av deras betalningsvilja. Producenterna kommer därför sannolikt att ha suboptimala incitament att investera i produktionskapacitet, vilket i slutändan skulle leda till bristande tillförlitlighet hos systemet.

(59) Enligt de belgiska myndigheterna ser dessa problem ut på ett särskilt sätt i Belgien, eftersom det är en relativt liten och starkt sammanlänkad marknad som därför också påverkas av liknande försörjningsrisker från angränsande elmarknader. Enligt de belgiska myndigheterna påverkas därför Belgiens tillräcklighet till stor del av situationen på de angränsande elmarknaderna.

(60) År 2018 godkände kommissionen en strategisk reserv för Belgien till och med den 31 mars 2022 (33). Syftet med den strategiska reserven är att tillgodose efterfrågetoppar under vintern när marknaden inte lyckas göra det, genom att bibehålla viss befintlig kapacitet för produktion och efterfrågeflexibilitet utanför marknaden som en reserv som endast kan aktiveras när balansresurserna är uttömda.

2.3.4 Marknadsreformer

(61) Den 25 november 2019 mottog kommissionen en genomförandeplan (34) från det belgiska energiministeriet som utarbetats i enlighet med artikel 20.3 i elförordningen, enligt vilken medlemsstater med tillräcklighetsproblem ska fastställa åtgärder för att undanröja snedvridningar till följd av lagstiftning eller marknadsmisslyckanden i en genomförandeplan. Efter ett offentligt samråd antog kommissionen den 30 april 2020 ett yttrande om Belgiens genomförandeplan, i enlighet med artikel 20.5 i elförordningen (35). Belgien antog och överlämnade en slutlig version av sin genomförandeplan till kommissionen (36).

(62) När det gäller balansmarknaderna har Belgien infört en så kallad alfakomponent i sin mekanism för obalansprissättning. Den utgör en extra komponent för obalanspris som läggs på de balansansvariga parterna för att öka prissignalen i realtid när systemobalansen i det belgiska kontrollområdet ökar. I sitt yttrande uppmanade kommissionen Belgien att överväga om bristprissättningsfunktionen bör tillämpas inte bara på balansansvariga parter utan även på leverantörer av balanstjänster. Detta kan bidra till försörjningstryggheten genom att säkerställa att balansansvariga parter och leverantörer av balanstjänster är tvungna att acceptera samma pris för den energi som produceras/förbrukas, eftersom prisdifferentiering kan leda till ineffektivt arbitrage från marknadsaktörerna. Kommissionen anser också att bristprissättningsfunktionen bör aktiveras vid reservbrist i systemet och att den bör kalibreras för att öka priserna på balansenergi till värdet av förlorad last när systemet har slut på reserver. Kommissionen uppmanade Belgien att överväga att ändra sitt system för bristprissättning i enlighet med detta senast den 1 januari 2022. Dessutom håller Belgien på att genomföra nettning av obalanser och förbereder sig för att ansluta sig till EU:s balansplattformar för automatiska och manuella frekvensåterställningsreserver, som förväntas vara färdiga i slutet av 2021 respektive 2022. Dessutom har Belgien åtagit sig att göra följande när det gäller upphandling av balans- och stödtjänster: a) Senast i juli 2020 skulle anbud lämnas på frekvenshållningsreserver dagligen, och de skulle uteslutande upphandlas regionalt. b) Senast i juli 2020 skulle anbud lämnas på automatiska frekvensåterställningsreserver dagligen, och all teknik, alla aktörer och alla spänningsnivåer kommer att kunna delta på marknaden. Aktiverad balansenergi ska ersättas genom marginalprissättning så snart det finns tillräcklig likviditet. c) Sedan februari 2020 dimensioneras manuella frekvensåterställningsreserver dagligen, och aktiverad balansenergi ersätts genom marginalprissättning.

(63) I den årliga rapport som Belgien lade fram i juli 2021 bekräftas att dessa åtgärder har vidtagits under tiden.

(64) I Belgien är efterfrågeflexibilitet berättigat att delta på grossistmarknaderna för el (inklusive dagen före- och intradagsmarknaden) och balansmarknaden, och behandlas på samma sätt som andra marknadsaktörer och leverantörer av balanstjänster. Efterfrågeflexibilitet kan representeras antingen av enskilda personer eller via aggregatorer. För att ytterligare underlätta efterfrågeflexibilitet åtog sig Belgien i sin genomförandeplan (som lämnades in 2019) att införa smarta mätare. Införandet kommer att vara olika för varje region: a) Flandern (37): 1) Senast 2023 ska 33 % av kunderna ha en smart mätare. 2) Senast 2028 ska 66 % av kunderna i Flandern ha en smart mätare. 3) Senast 2034 ska 100 % av kunderna i Flandern ha en smart mätare. b) Vallonien: 1) Senast den 1 januari 2023 kommer smarta mätare att införas systematiskt i) för hushållskonsumenter vid utebliven betalning, ii) när mätaren måste bytas, iii) för nya anslutningar till nätet, iv) när konsumenten begär det. 2) Senast den 31 december 2029 ska smarta mätare ha installerats för 80 % av i) konsumenterna med en förbrukning på minst 6 000 kWh, ii) prosumenterna, när den utvecklingsbara nettoeffekten är minst 5 kWe, iii) de laddningsstationer som är öppna för allmänheten. c) Bryssel: Smarta mätare ska installeras i) när mätare måste bytas eller ii) för nya anslutningar till nätet.

(65) Belgien hade en sammanlänkningsnivå på 21 % år 2020. Med de projekt som redan planerats (se den federala utvecklingsplanen 2020–2030 (38)) kommer Belgiens sammanlänkningsnivå att uppgå till omkring 30 % år 2030 (39). Följande belgiska nätförstärkningar har nyligen tagits i drift eller kommer att tas i drift under de kommande åren: a) ALEGrO: Projektet ALEGrO av gemensamt intresse för en sammanlänkning på 1 GW mellan Belgien och Tyskland beställdes 2020 (40). b) NEMO: Projektet NEMO av gemensamt intresse för en sammanlänkning på 1 GW mellan Belgien och Förenade kungariket har varit funktionsdugligt sedan 2019. c) BRABO: Projektet BRABO av gemensamt intresse avser en uppgradering av det belgiska elnätet i syfte att bland annat öka importkapaciteten från Nederländerna.

2.4 Stödmottagare

2.4.1 Berättigande

(66) Kapacitetsmekanismen kommer att vara öppen för alla kapaciteter som kan bidra till resurstillräcklighet, både befintlig och ny kapacitet, lagring och efterfrågeflexibilitet. Aggregering av kapacitet, även från olika tekniker, kommer att tillåtas.

(67) Deltagande av utländsk kapacitet kommer också att tillåtas. Reglerna beskrivs närmare i avsnitt 1.10.

(68) Mottagarna av kapacitetsmekanismen kommer att vara de kapacitetsleverantörer som väljs ut i det konkurrensutsatta anbudsförfarandet.

2.4.2 Minimitröskel för deltagande

(69) Minimitröskeln för deltagande har fastställts till 1 MW, särskilt av följande skäl: a) Anpassning till balansmarknaden. b) Värdet är resultatet av en kontinuerlig dialog med marknadsaktörerna, inklusive flera formella offentliga samråd. c) Att gå under gränsen på 1 MW innebär att många små kapaciteter måste inleda det obligatoriska förhandsurvalet för kapacitetsmekanismen och drabbas av de därmed sammanhängande kostnaderna, även om de kanske inte har för avsikt att delta i auktionen för kapacitetsmekanismen. d) Om gränsen på 1 MW överskrids, ökar också den administrativa bördan avsevärt.

(70) Enligt i kungl. dekret om kriterier för stödberättigande avseende kumulativt stöd och minimitröskeln för deltagande ska minimitröskeln för deltagande utvärderas minst vart femte år under kapacitetsmekanismens livstid.

(71) Regler om aggregering gör det möjligt för mindre kapacitetsleverantörer som inte uppnår minimitröskeln att delta.

2.4.3 Aggregering

(72) Flera kapacitetsleverantörer kan välja att aggregera till en enda kapacitetsmarknadsenhet på minst 1 MW utan en begränsning av största tillåtna storlek. Den enda begränsningen är att leveranspunkter för vilka energimarknadernas dagliga program tillämpas (vanligtvis punkter för leverans samma dag med en storlek över 25 MW) inte kan ingå i en aggregerad portfölj. Aggregering är tillåten för all teknik. Dessutom är det tillåtet att omfördela komponenter inom en aggregerad kapacitetsmarknadsenhet för att öka flexibiliteten gentemot aggregatorer och uppmuntra dem att delta i auktionsförfarandet.

(73) Reglerna om aggregering kommer regelbundet att ses över och ändras om de belgiska myndigheterna anser det nödvändigt, för att säkerställa att de inte utgör ett hinder för deltagande i auktionen.

2.4.4 Kapacitet som inte är bekräftad

(74) En särskild kategori av ”kapacitet som inte är bekräftad” föreskrivs i mekanismen. Det definieras som en kapacitet som i början av förhandsurvalet inför Y-4 inte kan kopplas till en leveranspunkt och därför inte kan uppfylla leveranspunktens krav för förhandsurvalet. Kategorin är öppen för all teknik och syftar till att främja deltagande av kapacitet som kan ha svårare att redan nu tillhandahålla den standardmognadsgrad som krävs under Y-4. Kapacitet som inte är bekräftad är mindre mogna projekt, t.ex. när leveranspunkten ännu inte är känd, när det inte finns någon genomförandeplan för projektet och när projektet mognar ytterligare först under perioden före leverans. De belgiska myndigheterna har förklarat att begreppet ”kapacitet som inte är bekräftad” infördes på begäran av marknaden och att det särskilt kan vara till nytta för aggregatorer/leverantörer av efterfrågeflexibilitet, som anser sig kunna hitta en sådan kapacitet under perioden före leverans, men som till exempel fortfarande måste sluta avtal med efterfrågeanläggningar eller överväger flera möjligheter. Kapacitet som inte är bekräftad bör endast erbjudas i Y-4-auktioner. Denna kategori kan endast tilldelas standardkapacitetskategorin för ettåriga avtal (se skälen 138 och 145).

(75) För att begränsa den risk som uppstår för systemsäkerheten när man förlitar sig på mindre mogna projekt är den totala kapacitet som kan godtas i denna kategori begränsad till 200 MW för den första auktionen. Enligt ellagen ska ett beslut om denna högsta totala kapacitet fattas per auktion. Tröskeln skulle kunna utvecklas ytterligare med tiden på grundval av ett positivt utbyte av erfarenheter.

2.4.5 Reduktion

2.4.5.1 Allmänna regler

(76) Kapacitetsmekanismen är öppen för alla kapacitetsinnehavare beroende på deras tillgänglighetsgrad och deras bidrag till målet om resurstillräcklighet. Kapacitetsmarknadsenheter förväntas naturligtvis inte vara tillgängliga 100 % av tiden med 100 % av sin referenseffekt på grund av exempelvis väderförhållanden, underhållscykler och haverier.

(77) Därför beräknas en reduktionsfaktor för varje teknik för att bedöma dess tillförlitlighet och dess bidrag till försörjningstryggheten under perioder som är särskilt relevanta ur ett tillräcklighetsperspektiv (så kallade simulerade bristtimmar). Kapacitetsinnehavare kan därför endast delta i auktionen och är endast berättigade till kapacitetsavtal upp till sin minsta tillgängliga kapacitet (41).

(78) Metoden för att beräkna dessa reduktionsparametrar skiljer sig åt mellan olika tekniker och specificeras närmare i det kungliga dekretet, där metoden för kapacitetsberäkning och auktionsparametrarna fastställs. Den beror på vilken typ av kapacitet det rör sig om: a) Reduktionsfaktorer för termisk teknik med en daglig tidsplan fastställs på grundval av statistiska analyser från historiska data genom att underskrida taket för oplanerade avbrott, eftersom denna parameter antas vara oberoende av klimatförhållanden. b) Reduktionsfaktorer för termisk teknik utan en daglig tidsplan fastställs genom mätningar. Om mätningarna är otillräckliga simuleras de genom att det förväntade genomsnittliga bidraget från denna teknik under de simulerade bristtimmarna divideras med teknikens aggregerade nominella referenseffekt. c) Reduktionsfaktorer för väderberoende teknik med en daglig tidsplan och för väderberoende tekniker utan en daglig tidsplan som inte har valt ett servicenivåavtal (se punkt e nedan) kommer att fastställas genom att det genomsnittliga bidraget från denna teknik under simulerade bristtimmar divideras med den tillämpliga teknikens aggregerade nominella referenseffekt. d) Reduktionsfaktorer för energibegränsad teknik med en daglig tidsplan kommer att fastställas genom att det förväntade genomsnittliga bidraget från denna teknik under simulerade bristtimmar divideras med den aggregerade nominella referenseffekten. e) Servicenivåavtal (vanligtvis efterfrågeflexibilitet eller lagring i liten skala, men servicenivåavtal är också tillgängliga för all teknik utan en daglig tidsplan, inklusive förnybara energikällor): Reduktionsfaktorn är kopplad till varje servicenivåavtal som väljs av kapacitetsmarknadsenheten själv under förhandsurvalet (och fastställs i kapacitetsavtalet) beroende på de valda energibegränsningarna. Detta gör det möjligt för teknik utan en daglig tidsplan att själv avgöra vilket servicenivåavtal som passar bäst för dess tekniska begränsningar, i stället för att låta den omfattas av ett på förhand fastställt servicenivåavtal. Dessutom kan en aggregator välja ett servicenivåavtal som passar bäst för dennes portfölj.

(79) Den 4 maj 2021 lämnade Belgien uppdaterade reduktionsfaktorer, som illustreras i tabellen nedan: Tabell 4 Reduktionsfaktorer Servicenivåavtal Tillgänglighet/varaktighet [h] Servicenivåavtal Storskalig lagring 1 h 11 % 11 % 2 h 19 % 19 % 3 h 28 % 28 % 4 h 36 % 36 % 6 h 52 % 52 % 8 h 65 % 65 % Termisk teknik med en daglig tidsplan Underkategori Reduktionsfaktor Gaskombiverk 91 % Gasturbin med öppet kretslopp 90 % Turbojetmotorer 96 % Gasmotorer 95 % Dieselmotorer 93 % Kraftvärme 93 % Biomassa 93 % Avfall 93 % Kärnkraft 96 % Stenkol 90 % Energibegränsad teknik med en daglig tidsplan Tillgänglighet/varaktighet [h] Reduktionsfaktor 1 11 % 2 19 % 3 28 % 4 36 % 5 –6 52 % 7 –8 65 % Väderberoende teknik Underkategori Reduktionsfaktor Havsbaserad vindkraft 15 % Landbaserad vindkraft 6 % Solenergi 4 % Marin strömkraft 34 % Termisk teknik utan ett dagligt program Underkategori Reduktionsfaktor Aggregerad termisk teknik 62 % Källa: Anmälan (42)

(80) Reduktionsreglerna kan ses över varje år och vid behov ändras. I synnerhet kommer den systemansvarige för överföringssystemet att samråda om förteckningen över befintlig teknik på marknaden. Om återkoppling mottas om att en ny typ av teknik saknas i förteckningen kan detta ändå beaktas vid den årliga kalibreringen av reduktionsfaktorerna. Vid behov kommer därför reduktionsfaktorerna och teknikerna att uppdateras varje år och ses över.

2.4.6 Regler för gränsöverskridande deltagande

(81) När det gäller gränsöverskridande deltagande ska den maximikapacitet kopplad till nya resurser som är tillgänglig för deltagande av indirekt utländsk kapacitet i ett kontrollområde fastställas av den systemansvarige för varje marknadsområde som är direkt elanslutet till det belgiska kontrollområdet, i enlighet med artikel 26 i elförordningen.

(82) I avvaktan på att relevanta strategier, förslag eller beslut om genomförande av artikel 26 i elförordningen antas ska bidraget från varje marknadsområde som är direkt anslutet till Belgien fastställas av dessa områdens bidrag under simulerade bristtimmar enligt beskrivningen i avsnitt 1.10.1.

2.4.7 Regler för kapacitet som inte är bekräftad

(83) För att garantera lika villkor i förhållande till andra avtalade kapaciteter i Y-4-auktionen kommer Elia att använda de reduktionsfaktorer som var kända vid tidpunkten för Y-4-auktionen som en indataparameter för standardförfarandet för förhandsurval av kapacitet som inte är bekräftad (eftersom standardförfarandet för förhandsurval av dessa kapaciteter kan anordnas upp till 24 månader efter Y-4-auktionen).

2.5 Auktionsförfarande och prissättningsregler

2.5.1 Auktionsfrekvens

(84) Enligt anmälan kommer den systemansvarige för överföringssystemet att anordna kapacitetsmekanismauktioner i förhållande till den mängd kapacitetsresurser som krävs för att garantera en lämplig resurstillräcklighet för att uppnå tillförlitlighetsnormen.

(85) En kapacitetsauktion hålls varje år för leverans inom fyra år i en ”Y-4-auktion”. Ännu en auktion för leverans året efter hålls under det år som direkt föregår leveransåret för den huvudsakliga auktionen (”Y-1-auktion”). Den första Y-4-auktionen planeras anordnas 2021, medan den första Y-1-auktionen bör äga rum 2024.

2.5.2 Fastställande av den volym som ska auktioneras

(86) I en tidigare version av ellagen föreskrevs i artikel 7.2j att metoden för att fastställa de parametrar som avgör vilken kapacitetsmängd som ska köpas skulle föreslås av den systemansvarige för överföringssystemet. Enligt elförordningen, som är tillämplig sedan den 1 januari 2020, ska medlemsstaten godkänna den volym som ska auktioneras på grundval av ett förslag från tillsynsmyndigheten CREG. Kommittén för kapacitetsmekanismen (FPS Economy, CREG, Elia och energiministerns kansli) beslutade därför redan 2019 att CREG skulle utarbeta ett förslag till metod för de parametrar som avgör vilken volym som ska upphandlas i auktionerna. I följande skäl ges mer information om kronologin.

(87) Den 22 november 2019 utarbetade Elia ett utkast till förslag till kungl. dekret för fastställande av metoden för auktionsparametrarna (t.ex. reduktionsfaktorer, lösen- och referenspriser, mellanliggande pristak), inklusive förfarandet för att fastställa scenariot för att bestämma vilken kapacitet som behövs (43). Den 6 december 2019 antog CREG ett yttrande (44) om Elias förslag där man särskilt förklarar att användningen av scenariot EU-HiLo för att fastställa vilken kapacitet som ska köpas är olämplig (45) och inte förenlig med artikel 24.1 i elförordningen.

(88) Den 18 mars 2020 översände CREG ett utkast till förslag 2064 om fastställande av den kapacitetsvolym som ska upphandlas till den belgiska energiministern. Utkastet till förslag var till stor del inspirerat av CREG:s meddelande (Z) 2024, som skickades till ministern den 20 december 2019 efter ett offentligt samråd (46). CREG antog det slutliga förslaget den 24 mars 2020 (47). Förslaget gör följande: a) Det fastställer en budgetbegränsning där kostnaden för kapacitetsmekanismen måste vara lägre än kostnaden för konsumenten på grund av förväntad icke levererad energi (48) som undviks genom en kapacitetsmekanism. Kostnaden för kapacitetsmekanismen är kostnaden för den kapacitet som erfordras för att uppfylla tillförlitlighetsnormen. Den förväntade kostnaden för förlorad energi är förväntad icke levererad energi multiplicerad med betalningsviljan hos konsumenter som oavsiktligt inte får denna energi (VoLL). Om det finns en risk för försörjningstryggheten utgör denna VoLL kostnaden för utebliven leverans som meddelats i förväg. Med hjälp av VoLL-värdena från planeringsbyrån (49) och en studie från Acer fastställer (50) CREG följande budgetbegränsning: Källa: CREG, Proposition (E)2064 – 24 mars 2020. b) Det fastställer följande efterfrågekurva, där den avsedda volym som ska auktioneras är C-Q (51): Källa: CREG, Proposition (E)2064 – 24 mars 2020.

(89) Med beaktande av resultaten av det offentliga samrådet om CREG:s meddelande 2024 drog det belgiska energiministeriet slutsatsen att den metod som föreslagits av CREG (särskilt budgetbegränsningen) inte gav tillräckliga garantier för att kapacitetsmekanismens mål att säkerställa den nödvändiga försörjningstryggheten skulle respekteras i enlighet med de rättsliga kriterierna.

(90) Följaktligen utarbetade det belgiska energiministeriet en alternativ metod för att fastställa de parametrar som avgör vilken kapacitetsmängd som köpts inom ramen för kapacitetsmekanismen, med beaktande av Elias förslag till ett kungl. dekret som nämns i skäl 87 och det förslag från CREG som nämns i skäl 88. Ett offentligt samråd om denna anpassade metod hölls mellan den 23 mars 2020 och den 27 mars 2020. I enlighet med den ändrade lagen om kapacitetsmekanismen föreskrivs det i den anpassade artikel 7.2j i ellagen att de parametrar som definierar den volym som ska upphandlas ska fastställas i ett kungl. dekret på grundval av ett förslag från tillsynsmyndigheten. Det slutliga kungliga dekretet offentliggjordes i Moniteur belge/Belgisch Staatsblad den 30 april 2021, efter det att den ändrade lagen om kapacitetsmekanismen hade godkänts (52). I skälen 91–99 beskrivs det förfarande som föreskrivs i detta slutliga kungliga dekret.

(91) Varje år kommer den mängd kapacitet som krävs för att uppfylla tillförlitlighetsnormen under ett visst kommande leveransår (dvs. målvolymen) att fastställas på grundval av ett förslag från tillsynsmyndigheten. Tillsynsmyndigheten lägger fram detta förslag med beaktande av uppgifter som tillhandahålls av den systemansvarige för överföringssystemet, men dessa uppgifter beräknas av den systemansvarige på grundval av ett scenario och mellanliggande värden som föreslagits av tillsynsmyndigheten och fastställts av ministern. Målvolymen fastställs på grundval av den rättsliga tillförlitlighetsnormen, som motsvarar ett visst värde av förväntad förlorad last. Ett scenario kalibreras för att säkerställa att detta kriterium uppfylls. När scenariot har kalibrerats utförs en marknadssimulering som leder till att simulerade bristtimmar identifieras. Målvolymen beräknas sedan som summan av medellasten under de simulerade bristtimmarna och balansbehovet, från vilket den genomsnittliga förväntade icke levererade energin under de simulerade bristtimmarna subtraheras.

(92) Det scenario som nämns i skäl 91 kommer att vara ett av de centrala referensscenarier som används för att identifiera problemet med resurstillräcklighet, antingen från den senaste europeiska bedömningen av resurstillräcklighet (53) eller från den senaste nationella bedömningen av resurstillräcklighet (54), och kommer att uppdateras med den senaste tillgängliga informationen (55). Under processen för att färdigställa den mängd kapacitet som ska upphandlas måste också de relevanta delarna av elförordningen respekteras.

(93) I det kungliga dekretet föreskrivs följande förfarande för att fastställa referensscenariot. Som underlag för energiministerns beslut kommer den belgiska systemansvarige för överföringssystemet att offentliggöra en rekommendation efter offentligt samråd med marknadsaktörerna om uppgifterna och antagandena. Därefter kommer tillsynsmyndigheten att lägga fram ett förslag om referensscenariot, med beaktande av den metod som föreskrivs i det kungliga dekretet. Slutligen kommer FPS Economy att offentliggöra en rekommendation om detta förslag. Det är energiministern som har ansvaret för det slutliga valet av scenario.

(94) Ett globalt auktionstak avgör den högsta ersättning som kan erhållas genom ett anbud i kapacitetsmekanismauktionen och är tillämpligt på alla kapacitetskategorier. Genom att begränsa den högsta ersättning som kan erhållas begränsar det globala auktionstaket möjligheten att missbruka marknadsinflytande genom att lämna olämpliga anbud. Det globala pristaket för auktioner beräknas genom att multiplicera nettokostnaden för ny resurs (56) med faktorn X. Värdet av korrektionsfaktorn X tar hänsyn till de osäkerheter som är kopplade till uppskattningen av nettokostnaden för ny resurs, både när det gäller variationen inom bruttokostnaderna för en ny aktör som är knuten till olika tekniker och vid fastställandet av de årliga inframarginella annuiteterna på energimarknaden och nettointäkterna på marknaden för kompletterande balanstjänster. Det globala pristaket för den första auktionen är lika med 75 euro/kW/år, vilket är lika med nettokostnaden för ny resurs multiplicerat med en korrektionsfaktor på 1,50 (57).

(95) Efterfrågekurvan för Y-4-auktionerna är utformad på grundval av tre punkter, som visas i figur 1 nedan:

(96) Efterfrågekurvan för Y-1-auktionerna är utformad på grundval av samma punkter B och C som för Y-4-auktionerna, men målvolymen justeras för att ta hänsyn till den kapacitet som redan avtalats i Y-4-auktionen för samma leveransperiod. Punkt A motsvarar det globala pristaket för auktioner i ordinata och målvolymen i abskissa.

(97) De belgiska myndigheterna anser att utformningen av efterfrågekurvorna följer två principer: a) Säkerställa försörjningstryggheten: Detta innebär att när Y-4- och Y-1-auktionerna har avslutats bör tillförlitlighetsnormen uppfyllas, annars skulle kapacitetsmekanismen inte uppfylla sitt mål. Eftersom punkt B motsvarar den volym som krävs för att uppfylla tillförlitlighetsnormen bör det säkerställas att åtminstone denna volym avtalas. Precis som efter en Y-4-auktion finns det fortfarande möjlighet att avtala ytterligare kapacitet i Y-1-auktionen, och en lutande kurva mellan punkt A och punkt B i Y-4 är möjlig, vilket gör det möjligt att avtala mindre än den mängd som kalibrerats för punkt B i den Y-4-auktionen. Att upprätta avtal om mindre än den volym som är associerad till punkt B i Y-1 skulle dock inte garantera att tillförlitlighetsnormen uppfylls. Detta förklarar vertikalleden i Y-1 mellan punkt A och punkt B. b) Säkerställa en proportionerlig mekanism till den lägsta kostnaden: Detta innebär att den totala volym som ska upphandlas inte bör överstiga den volym som krävs för att uppfylla tillförlitlighetsnormen, eftersom detta annars skulle öka mekanismens totala kostnad. Detta förklarar varför efterfrågekurvan är vertikal mellan punkt B och skärningspunkten med x-axeln både i Y-4- och Y-1-auktionerna.

(98) Enligt ellagen måste en minsta kapacitetsvolym reserveras för Y-1-auktioner och dras av från målvolymen för Y-4-auktionen. Denna reserverade volym ska vara minst lika stor som den kapacitet som i genomsnitt krävs för att täcka den totala toppkapaciteten under mindre än 200 driftstimmar per år. Enligt kungl. dekret om fastställande av metoden för kapacitetsberäkning och auktionsparametrar inom ramen för kapacitetsmekanismen ska den kapacitet som krävs för att täcka den totala toppkapaciteten under mindre än 200 timmar i genomsnitt för varje block på 100 MW fastställas utifrån det genomsnittliga antal timmar som krävs för att uppfylla kriteriet om försörjningstrygghet baserat på varaktighetskurvan. Detta antal timmar krävs för att tillgodose den maximala elförbrukningen. Uppskattningen av efterfrågekurvan resulterade i en reservation på cirka 2,5 GW för den Y-1-auktion som planeras till 2024. Enligt Belgien återspeglar beslutet att reservera en del av den volym som ska upphandlas för Y-1-auktionen landets vilja att lyfta fram mekanismens teknikneutralitet och tekniköppenhet. Denna åtgärd uppmuntrar leverantörer av efterfrågeflexibilitet att delta eftersom det kan vara svårare för dessa kapaciteter att planera sin tillgänglighet långt i förväg, vilket kan göra det svårare för dem att delta i Y-4-auktionen. Trots denna överföring av kapacitetsvolym till Y-1-auktionen får alla kapacitetsinnehavare delta i förfarandena för både Y-4- och Y-1-auktionerna för en viss leveransperiod.

(99) Föregripa genomförandet av det slutliga utkastet till kungl. dekret: a) Elia inledde ett offentligt samråd om scenarier, känsliga aspekter och data för beräkningen av parametrar för kapacitetsmekanismen inför Y-4-auktionen för leveransperioden 2025–2026. Det offentliga samrådet hölls mellan den 5 maj 2020 och den 5 juni 2020 (59). Elia samrådde om uppgifterna från Entso-E:s halvtidsprognos för 2019, som var uppdaterad med den senaste tillgängliga informationen från offentliga källor, och om känsliga aspekter som ska ingå i referensscenariot som kan påverka försörjningstryggheten i Belgien, i enlighet med kungl. dekret (se skäl 93). Efter det offentliga samrådet rekommenderade Elia att man i referensscenariot skulle integrera en känslighet för ”låg efterfrågan” och en känslighet som motsvarar scenariot EU-HiLo (60) (se skäl 30). Den 10 juli 2020 antog CREG därefter ett förslag till referensscenario (61), där man framför allt upprepar sin kritik mot Elias rekommendation att inkludera en känslighet för en minskning av den franska kärnkraftstillgängligheten med fyra reaktorer (se skäl 87) och även hänvisar till den befintliga kapacitetsmekanismen i Frankrike för att säkerställa tillräcklighet och till risken för en ökning av den kapacitet som ska upphandlas. Strax därefter antog dock generaldirektoratet för energi inom FPS Economy en rekommendation till energiministern (62), där det rekommenderade att man i referensscenariot skulle införliva en ändring av den förväntade efterfrågan, eftersom den senare minskade till följd av covid-19-utbrottet. Detta omfattade även en ytterligare brist på kärnreaktorer i Frankrike. Generaldirektoratet för energi inom FPS Economy avvisade således merparten av CREG:s kritik, men uppmanade ändå Elia att se över sin analys mot bakgrund av vad Plef har gjort (se skäl 35). b) CREG höll ett offentligt samråd mellan den 1–13 juli 2020 om ett förslag till värden för bruttokostnaden för ny resurs, vägd genomsnittlig kapitalkostnad och korrektionsfaktorn X (63). Energiministern fattar beslut årligen på grundval av CREG:s förslag, men kan avvika från det.

(100) Efterfrågekurvan för Y-4-auktionen i oktober 2021 bygger på det centrala scenariot i halvtidsprognosen för 2019, med uppdaterade uppgifter och korrigeringar baserade på den försörjningsbedömning som gjordes av Plef och offentliggjordes i april 2020 (se även skälen 287–289).

(101) I 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet används det centrala scenariot från halvtidsprognosen för 2020, kompletterat med den senaste datauppsättning som finns tillgänglig för varje land och som samlats in inom Entso-E samt offentlig information eller uppdaterade nationella studier för andra länder. Enligt Belgien säkerställs samstämmighet genom att samma källa (halvtidsprognosen) används som datauppsättning för både bedömningarna av resurstillräcklighet och kalibreringen av efterfrågekurvan.

(102) Belgien klargjorde att den känslighet som används i beräkningarna av efterfrågekurvan för den första auktionen om bristande tillgång till den franska kärnkraftskapaciteten (i linje med Plefs försörjningsbedömning) också har modellerats i 2021 års studie om tillräcklighet och flexibilitet.

(103) Den uppskattade volym som ska upphandlas i de första Y-4- och Y-1-auktionerna uppgår till cirka 9,5 GW. Den totala volymen fastställs per auktion och baseras på den metod som beskrivs i avsnitt 1.5.2. I efterfrågekurvan för Y-4-auktionen har de belgiska myndigheterna avsatt en betydande volym för Y-1-auktionen, vilket innebär att en ny kalibrering kommer att äga rum närmare leveransåret och att inte alltför mycket kapacitet auktioneras i den första Y-4-auktionen. Denna stora Y-1-reservation gör det möjligt för de belgiska myndigheterna att hantera smärre avvikelser till följd av nya inmatningsdata och metodförbättringar, men säkerställer också att ny och innovativ teknik ges stora möjligheter att delta, vilket i praktiken säkerställer åtgärdens teknikneutralitet.

(104) Totalt sett kommer omkring 54 % av de genomsnittliga förbrukningstopparna vid bristsituationer att avtalas i Y-4-auktionen under 2021, vilket minskar målvolymen till vad som är absolut nödvändigt.

(105) Belgien åtog sig att dubbelkontrollera och vid behov justera de volymer som ska upphandlas i T-4-auktionen 2023 och T-1-auktionen 2026 till resultaten av den nationella bedömningen av resurstillräcklighet 2023.

2.5.3 Förhandsurval

(106) Ett obligatoriskt förhandsurval är tillämpligt på alla innehavare av produktionskapacitet över 1 MW. Kapaciteter som valts ut på förhand är dock inte skyldiga att delta i anbudsförfarandet (opt-out). För att underlätta detta obligatoriska förhandsurval planeras ett påskyndat förfarande för förhandsurval som gör det möjligt för kapacitetsinnehavare att uppfylla kravet för förhandsurval med minsta möjliga ansträngning (endast en minsta mängd information krävs, såsom identifikationsnummer, typ av leveranspunkt och total installerad kapacitet). Kapacitet behandlas automatiskt som opt-out för kapacitetsinnehavare efter ett påskyndat förfarande för förhandsurval.

(107) Kraven för förhandsurval omfattar en utsläppsgräns. Kapacitetsleverantörer som överskrider utsläppsgränsen nedan får inte delta i kapacitetsauktionen: a) För kapacitet som påbörjade produktion den 4 juli 2019 eller senare gäller en utsläppsgräns på 550 g koldioxid från fossilt bränsle per kWh el. b) Kapacitet som påbörjade produktion före den 4 juli 2019 får varken släppa ut mer än 550 g koldioxid från fossilt bränsle per kWh el eller mer än 350 kg koldioxid från fossilt bränsle i genomsnitt per år per installerad kWe.

(108) Som en del av förhandsurvalet ska kandidaterna dessutom ställa preliminär ekonomisk säkerhet för att få delta i auktionen. Denna preliminära ekonomiska säkerhet träder i kraft när kapacitetsmarknadsenheten väljs vid auktionen. Om kapacitetsleverantören, efter att ha valts ut i auktionen, inte uppfyller sina avtalsenliga skyldigheter eller inte är villig att underteckna kapacitetsavtalet kommer straffavgifter att uttas som en del av kontrollprocessen före leverans. Avtalsparten har rätt att kräva ekonomisk säkerhet om dessa straffavgifter inte betalas. Vid tidpunkten för förhandsurvalet kommer den preliminära ekonomiska säkerheten att uppgå till 20 000 euro/MW för virtuella och ytterligare kapacitetsmarknadsenheter och 10 000 euro/MW för befintliga kapacitetsmarknadsenheter, i förhållande till kapacitetsmarknadsenhetens stödberättigande volym (med tanke på att den avtalade kapaciteten ännu inte är känd och för att säkerställa att den ekonomiska säkerheten står i proportion till projektets storlek och den därav följande risken för systemet vid utebliven leverans). Om kapacitetsmarknadsenhetens slutliga avtalade kapacitet är lägre än dess stödberättigande volym sänks beloppet för den ekonomiska säkerheten för den positiva skillnaden mellan den stödberättigande volymen och den avtalade kapaciteten, multiplicerat med 20 000 euro (för virtuella och ytterligare kapacitetsmarknadsenheter) eller 10 000 euro (för befintliga kapacitetsmarknadsenheter).

(109) Dessutom måste parter som vill ansöka om förhandsurval för nya anläggningar (för ett 15-årigt kapacitetsavtal) som drivs med fossila bränslen erkänna att erhållandet av ett kapacitetsavtal inte befriar dem från nuvarande och framtida lagstiftning och mål som fastställs av Europeiska unionen och/eller Belgien för att minska utsläppen av växthusgaser. Dessutom måste de erkänna att de genom att få ett kapacitetsavtal åtar sig att bidra till utarbetandet av politiska åtgärder för att uppnå dessa mål. För detta ändamål måste de bifoga en skriftlig förklaring i vilken de förbinder sig att a) senast den 31 december 2026 undersöka om det är tekniskt och ekonomiskt möjligt att minska utsläppen av växthusgaser från den berörda anläggningen, i enlighet med relevanta europeiska och belgiska lagar och mål, b) senast den 31 december 2027 upprätta en plan för utsläppsminskning där de anger hur de kommer att bidra till omställningen till klimatneutralitet 2050, med delmål för åren 2035 och 2045, och c) uppnå nollutsläpp eller negativa utsläpp senast 2050. De parter som deltar i upprättandet av en plan för utsläppsminskning kan besluta att genomföra denna studie gemensamt.

(110) Uppfyllandet av de åtaganden som anges i skäl 109 måste visas för generaldirektoratet för energi inom FPS Economy.

2.5.4 Särskilda inslag i utformningen av auktioner

2.5.4.1 Prissättningsregler

(111) I mekanismen för konkurrensutsatta auktioner används ett slutet anbudsförfarande, där anbudsgivarna anonymt lämnar in anbud och marknaden därefter avslutas i en enda omgång. Enligt de belgiska myndigheterna begränsar ett slutet anbudsförfarande risken för marknadsmissbruk genom att information inte tillhandahålls till marknaden under marknadsklarering och anbudsgivarna inte tillåts uppdatera sina anbud. De uppger också att anbudsgivarna i det slutna anbudsförfarandet, till skillnad från lägsta bud-auktioner, inte är bundna i upp till (vanligtvis) två–tre dagar under vilka de måste vara tillgängliga för att svara på den information som görs tillgänglig för auktionsförfarandet. Ett mindre komplext och tidskrävande auktionsförfarande skulle kunna minska hindret för tillträde ytterligare, vilket är särskilt relevant för nya och små aktörer och för parter på efterfrågesidan vars kärnverksamhet inte är energimarknaden.

(112) Alla utvalda anbudsgivare kommer att tilldelas kapacitetsersättning, baserad på regeln om pay-as-bid-prissättning, för alla auktioner som avser åtminstone de två första leveransperioderna (Y-4- och Y-1-auktioner för leveransperioder som inleds i november 2025 och november 2026). Med andra ord kommer utvalda kapacitetsleverantörer att få sitt anbudspris som kapacitetsersättning.

(113) Efter det att en utvärderingsrapport lagts fram för parlamentet skulle regeln om pay-as-cleared-prissättning kunna tillämpas på auktioner som avser efterföljande leveransperioder. Enligt pay-as-cleared-regeln är kapacitetsersättningen lika med anbudspriset för det dyraste utvalda anbudet (med begränsningen av det mellanliggande pristaket, se avsnitt 2.5.4.2).

(114) De belgiska myndigheterna anser att tillräcklighetssituationen i Belgien runt 2025 kommer att kräva ny kapacitet (se skäl 29). Kapacitetsinnehavare med mycket heterogena kostnadsstrukturer kommer därför sannolikt att konkurrera i de första kapacitetsmekanismauktionerna. Följaktligen befarar de belgiska myndigheterna att vissa kapacitetsleverantörer skulle kunna dra nytta av hög inframarginell ersättning från kapacitetsmekanismen och därmed oförutsedda vinster om regeln om pay-as-cleared-prissättning tillämpas. Om perfekt information erhålls avseende när marknadsaktörerna kan förutse det förväntade jämviktspriset enligt pay-as-cleared skulle enligt Belgien en regel om pay-as-bid-prissättning leda till samma resultat, eftersom anbudsgivarna har ett incitament att lämna anbud till detta förväntade jämviktspris. I praktiken är dock en viss grad av osäkerhet och oförutsägbarhet i samband med det potentiella pay-as-cleared-priset på marknaden oundvikligen förknippad med de första kapacitetsmekanismauktionerna. Enligt en regel om pay-as-bid-prissättning kan marknadsaktörerna därför agera mer försiktigt för att undvika risken för att de inte väljs ut, och därför kan pay-as-bid leda till ett mindre kostsamt resultat.

(115) Belgien anser dock att kostnadseffektiviteten med pay-as-bid-auktioner sannolikt kommer att minska med tiden, inte bara på grund av att kravet på ny kapacitet kan försvinna, utan också på grund av att återkommande pay-as-bid-auktioner gör det möjligt för marknadsaktörerna att bättre förutse referensjämviktspriset, vilket leder till en ”platt” anbudskurva. Om problemet med saknade pengar skulle försvinna på medellång till lång sikt skulle dessutom pay-as-bid kunna hindra priset från att röra sig mot noll, eftersom kapacitetsleverantörerna inte skulle ha något incitament att lämna in nollanbud enligt regeln om pay-as-bid-prissättning.

(116) Belgien anser att regeln om pay-as-cleared-prissättning kan bli det bästa valet efter efterföljande auktioner för att stimulera konkurrensen, ge en tydlig prissignal och låta kapacitetsersättningarna röra sig mot noll när den levererade kapaciteten förväntas vara tillräcklig för att uppfylla den efterfrågade kapacitetsnivån. Ett viktigt inslag i regeln om pay-as-cleared-prissättning är att det rationella anbudsbeteendet är att lämna anbud till verkliga kostnader. Eftersom pay-as-cleared-prissättning ger en tydlig prissignal gentemot marknaden kan denna information dessutom vara särskilt värdefull för små enheter och nya marknadsaktörer, eftersom den kan ge dem en bättre bild av nuvarande och framtida förväntade marknadsförhållanden och därigenom uppmuntra deltagande över tiden. Dessutom underlättar regeln om pay-as-cleared-prissättning utformningen av avtal, särskilt för aggregeringar. Belgien kommer därför att införa ett förfarande som gör det möjligt att ändra regeln om pay-as-cleared-prissättning när det kan visas att det är fördelaktigt att göra det.

2.5.4.2 Mellanliggande pristak

(117) Såsom beskrivs i detalj i avsnitt 1.6 kan en kapacitetsmarknadsenhet som kräver betydande investeringar ansöka om ett flerårigt kapacitetsavtal. För närvarande gäller denna regel inte indirekt utländskt deltagande, som endast kan få ett ettårigt avtal (se skälen 143 och 144). Enligt de belgiska myndigheterna har kapacitetsmarknadsenheter i kategorin för ettåriga avtal inga eller låga investeringskostnader (annars skulle de uppfylla villkoren för ett flerårigt kontrakt). Därför planerar man att tillämpa ett mellanliggande pristak för kapacitetsmarknadsenheter i kategorin för ettåriga avtal, för att undvika oförutsedda vinster. Denna regel kommer också att gälla för avtal som avser indirekt utländsk kapacitet (se närmare avsnitt 2.10.1).

(118) Kapacitetsmarknadsenheter i kategorin för ettåriga avtal kommer inte att tillåtas att lämna anbud till ett pris som är högre än det mellanliggande pristaket. Dessa kapacitetsmarknadsenheter skulle inte heller få kapacitetsbetalningar som är högre än det mellanliggande pristaket, ens enligt pay-as-cleared-regeln (se skäl 113).

(119) Enligt de belgiska myndigheterna kommer det mellanliggande pristaket också att hindra marknadsaktörer med betydande marknadsinflytande från att strategiskt besluta om att pausa eller stänga befintlig kapacitet, vilket i praktiken skulle leda till att kapaciteten försvinner från marknaden och därmed påverka jämviktspriset. Genom att begränsa den maximala kapacitetsersättningen för kapaciteter i kategorin för ettåriga avtal (bland annat befintliga tillgångar) skulle det mellanliggande pristaket begränsa risken för alltför hög inframarginell ersättning.

(120) De belgiska myndigheterna uppger att det mellanliggande pristaket å ena sidan bör vara tillräckligt lågt för att undvika oväntade vinster, men å andra sidan inte vara för lågt för att förhindra normal avkastning för investerarna, eller till och med hindra kapacitetsmarknadsenheter från att delta i kapacitetsmekanismauktionen och skapa en oönskad utträdessignal.

(121) I den metod som beskrivs i kungl. dekret om metoden för beräkning av auktionsparametrarna inom ramen för kapacitetsmekanismen fastställs att det mellanliggande pristaket ska kalibreras till den förväntade nivån av ”saknade pengar” för den teknik med sämst prestanda som för närvarande finns på marknaden, med beaktande av både kostnader och intäkter.

(122) Följande kostnader ska tas med i beräkningen: a) Årliga fasta drifts- och underhållskostnader. b) Icke-årliga underhållskostnader som omräknats till årsbasis (exklusive kostnader i samband med en kapacitetsökning eller förlängning av en anläggnings livslängd). c) Aktiveringskostnader för ett tillgänglighetstest.

(123) Dessa kostnadskomponenter divideras med tillämpliga reduktionsfaktorer, eftersom det mellanliggande pristaket tillämpas i den auktion där priserna uttrycks per reducerad MW. De belgiska myndigheterna har lämnat de uppgifter som presenteras i tabell 5 nedan (64). Tabell 5 Totala årliga kostnader för en slutlista över befintlig teknik (65) Årliga fasta drifts- och underhållskostnader [EUR/kW/år] Aktiveringskostnad för tillgänglighetstest [EUR/kW/år] Reduktionsfaktor (66) LÅG MEDEL HÖG Gaskombiverk 29 30 41 0 91 % Gasturbiner med öppet kretslopp 19 19 40 0 90 % Turbojetmotorer 23 29 29 0 96 % Marknadsrespons 5 10 15 0,18 36 % Källa: Anmälan

(124) Följande årliga intäkter ska beaktas: a) Årlig inframarginell ersättning på elmarknaden. b) Årliga nettointäkter från tillhandahållande av frekvensrelaterade balanstjänster.

(125) De belgiska myndigheterna har lämnat de uppgifter som presenteras i tabell 6 nedan. Tabell 6 Totala årliga intäkter för en slutlista över befintlig teknik (67) Totala årliga intäkter [EUR/kW/år] (68) LÅG MEDEL HÖG Gaskombiverk 5 11 20 Gasturbiner med öppet kretslopp 10,2 12,6 15,5 Turbojetmotorer 19,3 23,2 27 Marknadsrespons 14,3 17,1 20 Källa: Anmälan

(126) Slutligen beräknas ”saknade pengar” genom att de årliga intäkterna dras av från de årliga kostnadsvärdena. En osäkerhetsmarginal på 5 % läggs till den härledda siffran för att ta hänsyn till allmänna osäkerheter som är förknippade med en uppskattning av ”saknade pengar”, särskilt med tanke på att kalibreringen av det mellanliggande pristaket kräver generalisering av kostnads- och intäktssiffror per teknik och att denna uppskattning görs upp till flera år före den relevanta leveransperioden.

(127) De belgiska myndigheterna har lämnat de uppgifter som presenteras i tabell 7. De olika ”nivåerna” för värdet av ”saknade pengar” motsvarar följande kategorisering: Nivå 1 avser låga kostnader och höga intäkter. Nivå 2 avser låga kostnader och medelhöga intäkter. Nivå 3 avser låga kostnader och låga intäkter. Nivå 4 avser medelhöga kostnader och höga intäkter. Nivå 5 avser medelhöga kostnader och medelhöga intäkter. Nivå 6 avser medelhöga kostnader och låga intäkter. Tabell 7 Värden för ”saknade pengar” som fastställts för en slutlista över befintlig teknik (69) ”Saknade pengar” [EUR/kWderated/år] Nivå 1 Nivå 2 Nivå 3 Nivå 4 Nivå 5 Nivå 6 Gaskombiverk 10,4 20,8 27,7 11,5 21,9 28,8 Gasturbiner med öppet kretslopp 4,1 7,5 10,3 4,1 7,5 10,3 Turbojetmotorer 0 0 4 2,2 6,4 10,6 Marknadsrespons 0 0 0 0 0 0 Källa: Anmälan

(128) På grundval av bidrag och uppgifter från Elia och tillsynsmyndighetens rekommendation om dessa uppgifter har de belgiska myndigheterna fastställt det mellanliggande pristaket för den första auktionen, dvs. Y-4-auktionen med en leveransperiod november 2025–oktober 2026, till 20 euro/kWderated/år.

(129) Under det formella granskningsförfarandet införde Belgien en mekanism som möjliggör ett enskilt undantag från det mellanliggande pristaket (70).

(130) Undantagsmekanismen har införts genom kungl. dekrete om fastställande av metoden för kapacitetsberäkning och auktionsparametrar inom ramen för kapacitetsmekanismen. Undantagsmekanismen gäller på samma sätt för både nationell och indirekt gränsöverskridande kapacitet.

(131) På grundval av det kungl. dekretet kommer undantaget för den första auktionen, på grund av den begränsade tiden mellan utformningen av undantagsmekanismen och förberedelserna av den första auktionen, att beviljas i efterhand, dvs. efter det att auktionen har avslutats. Belgien förklarade att potentiella stödmottagare kommer att ansöka om undantag före auktionerna och lämna all relevant information före auktionerna. Alla kriterier och regler för undantaget kommer att fastställas öppet före auktionerna. Undantaget kommer inte att vara beroende av de anbud som lämnats av auktionsdeltagare. Om man i efterhand drar slutsatsen att vissa enheter inte uppfyller villkoren för undantag och deras betalningar minskas påverkar detta inte resultatet (avtal, betalning och tilldelad mängd) för andra enheter som deltog i auktionen.

2.5.4.3 Regler om klarering

(132) Kapacitetsauktionen bör avslutas genom att man väljer den kombination av anbud som maximerar den sociala välfärden, med beaktande av efterfrågekurvan (som fastställs administrativt) och anbudskurvan (genom aggregering av kapacitetsinnehavarnas olika anbud) och med beaktande av de olika anbudens volym och priskomponenter. Social välfärd beräknas i detta sammanhang som summan av konsumentöverskottet (överskottet för samhället från att tillgodose efterfrågan på försörjningstrygghet till ett pris som är lägre än viljan att betala för kapacitet enligt efterfrågekurvan) och producentöverskottet (överskottet för kapacitetsleverantörerna från valet av deras anbud till ett pris som ligger över anbudspriset).

(133) Om flera lösningar för klarering (dvs. en kombination av anbud) är likvärdiga när det gäller att maximera det ekonomiska överskottet väljs lösningen med de lägsta koldioxidutsläppen. Om två lösningar är likvärdiga både när det gäller att maximera det ekonomiska överskottet och viktade genomsnittliga koldioxidutsläpp väljs lösningen med den lägsta viktade genomsnittliga avtalslängden, med målet att begränsa inlåsning över flera år (71).

(134) Auktionsalgoritmen kommer också att ta hänsyn till nätbegränsningar på ett sådant sätt att den förkastar vissa kombinationer av anbud som tillsammans inte är genomförbara för nätet. Den uppsättning nätbegränsningar kopplade till nätet för systemansvariga för överföringssystem som kommer att gälla under avslutandet av auktionen kommer att fastställas innan auktionen avslutas och styras antingen av hänsyn till systemsäkerheten eller fysiska avståndsbegränsningar.

2.6 Avtalslängd

(135) Enligt de belgiska myndigheterna gör ett längre kapacitetsavtal det möjligt för kapacitetsleverantören att säkra långsiktig finansiering för att sprida investeringskostnaderna över en längre tidsperiod. Detta skulle kunna minska den årliga kapacitetsersättningen och bidra till att säkerställa att ett nytt projekt är konkurrenskraftigt i förhållande till befintliga projekt på marknaden. Möjligheten att komma in på marknaden till ett konkurrenskraftigt pris är också ytterst viktig för att kontrollera befintliga kapacitetsleverantörers marknadsinflytande.

(136) En längre löptid för kapacitetsavtal kan dock också ”låsa in” en teknik på energimarknaden under en längre tid. Därför har den belgiska staten valt olika kapacitetskategorier (1 år, upp till 3, 8 och 15 år). Följaktligen beviljas nya investeringar inte omedelbart ett kapacitetsavtal för den maximala (15-åriga) perioden, vilket gör att man undviker att den framtida energimarknaden låses för ny (och potentiellt mer miljövänlig) teknik.

(137) I kungl. dekret av den 12 december 2019 (72) som föreslagits av CREG fastställs de stödberättigande kostnaderna som "inledande och icke-återkommande investeringsutgifter, som beställs från och med dagen för offentliggörandet av resultaten av auktionen, som leder till att anbudet för kapaciteten behålls och genomförs senast dagen före den första dagen i perioden för tillhandahållande av kapacitet, vilka är nödvändiga för att bygga och/eller tillhandahålla väsentliga fysiska tekniska delar av kapaciteten, och i syfte att erbjuda ytterligare kapacitet till den belgiska marknaden från och med den första leveransperiod som omfattas av kapacitetsavtalet". För befintlig kapacitet är de utgifter som leder till att ytterligare kapacitet erbjuds i) utgifter som är nödvändiga för att göra det möjligt för kapaciteten att uppfylla miljökraven och därmed behålla den på marknaden, ii) utgifter som är nödvändiga för att öka anläggningens installerade kapacitet eller tekniska livslängd, och iii) för direkt utländsk kapacitet, utgifter som är nödvändiga för att ansluta enheten till ett nät inom det belgiska kontrollområdet (se avsnitt 2.10.2).

(138) I förslaget till kungl. dekret anges de tröskelvärden som presenteras i tabell 8. Dessa investeringströsklar har beräknats för att säkerställa att de genomsnittliga investeringskostnaderna omräknade till årsbasis är desamma bland de kapacitetskategorier som är kopplade till en maximal löptid för kapacitetsavtal på 15, 8 och 3 år. Energitillsynsmyndigheten kommer att föreslå att investeringströsklarna uppdateras när det förefaller nödvändigt och minst vart tredje år (73). Tröskelvärdena tar hänsyn till den installerade kapaciteten snarare än minsta tillgängliga kapacitet. Belgien anser att om den minsta tillgängliga kapacitet som erbjuds av kapacitetsmarknadsenheten skulle beaktas för investeringströsklarna i stället för den installerade kapaciteten skulle kapacitet med en hög reduktionsfaktor lättare nå investeringströsklarna för fleråriga avtal, vilket skulle strida mot kapacitetsmekanismens mål. Tabell 8 Investeringströsklar för långfristiga avtal om kapacitetsersättning Avtalslängd Tröskelvärden som föreslagits av CREG Nytt förslag från den belgiska regeringen År EUR/kW EUR/kW 15 600 360 8 400 239 3 177 106 Källa: FPS Economy

(139) CREG kommer att övervaka investeringskostnaderna för att säkerställa att den kapacitetskategori som tilldelas varje kapacitetsleverantör är lämplig, både före och efter enhetens överlämnande. I synnerhet måste kapacitetsleverantören tillhandahålla investeringshandlingar i efterhand som tillsynsmyndigheten kan använda för sin efterhandsbedömning av den tilldelade kapacitetskategorin. Om det av efterhandsanalysen framgår att kostnadskriterierna inte uppfylldes (bl.a. begränsad tolerans för att ta hänsyn till små osäkerheter) skulle avtalsvillkoren kunna revideras (t.ex. omklassificering av kapacitetsmarknadsenheten till den lämpliga avtalskategorin). Om investeringshandlingarna inte tillhandahålls (i tid) är det dessutom möjligt för tillsynsmyndigheten att omklassificera kapacitetsmarknadsenheten till den ettåriga kapacitetskategorin.

(140) Enligt det ursprungliga förslaget tilldelas även aggregerade anbud en avtalskategori. Om ett aggregerat anbud består av kapaciteter som motsvarar olika avtalskategorier tilldelas det aggregerade anbudet den avtalskategori som motsvarar kapaciteten med den kortaste avtalskategorin.

(141) Detta förslag reviderades efter det formella granskningsförfarandet. På grundval av kungl. dekret om fastställande av investeringströsklar, kriterier för stödberättigande för investeringskostnader och rangordningsförfarandet klassificeras varje kapacitet som ingår i ett aggregerat anbud i en kapacitetskategori. På grundval av klassificeringen av kapaciteter fastställer CREG, i förekommande fall, dess olika klassificeringskombinationer och kopplar varje kombination till en maximal nominell referenseffekt som motsvarar summan av de nominella referenskapaciteterna för kapaciteterna i det aggregerade anbudet, vilka klassificeras i en kapacitetskategori som är lika med eller högre än den angivna kapacitetskategorin. Baserat på detta väljer förvaltaren av det aggregerade anbudet den kapacitetskategori som gäller för det aggregerade anbudet.

(142) Efter det formella granskningsförfarandet ändrade Belgien också bestämmelserna i kungl. dekret om stödberättigande investeringskostnader. I det ändrade kungliga dekretet anges att endast kostnader för anpassning till framtida EU-standarder kommer att vara stödberättigande enligt kapacitetsmekanismen.

(143) Enligt de belgiska myndigheterna kan möjligheten till fleråriga avtal inte förutses för utländsk kapacitet, eftersom det på lång sikt inte alltid går att garantera tillräcklig kapacitet kopplad till nya resurser. Det senare beror inte bara på graden av sammanlänkning och kapacitetens tillgänglighet, utan också på risken för samtidiga systempåfrestningar med grannländerna. Den senare risken kan variera avsevärt över tiden, beroende på tillräckligheten och marknadssituationen i andra länder.

(144) De belgiska myndigheterna åtog sig dock att se över möjligheten för utländsk kapacitet att få tillgång till fleråriga avtal. Den första översynen kommer att genomföras senast den 15 januari 2023 och därefter vartannat år. Om översynen visar att de risker som rör sammanlänkningens nivå och tillgänglighet och risken för påfrestningar i samtidiga system begränsas på lämpligt sätt, så att avtal på mer än ett år för indirekt utländsk kapacitet inte skapar orimliga risker för tillräckligheten, får fleråriga avtal för utländsk kapacitet beviljas.

(145) Slutligen kan kapacitet som inte är bekräftad endast vara berättigad till ett ettårigt kapacitetsavtal, eftersom det är svårt att motivera exakta kostnadsuppgifter som skulle göra det möjligt att kategorisera sådan kapacitet i en av de fleråriga avtalskategorierna (se avsnitt 2.4.4).

2.7 Skyldigheter

2.7.1 Tillförlitlighetsoptioner

(146) I den belgiska kapacitetsmekanismen köper avtalsparten kapaciteten från kapacitetsleverantörer i form av tillförlitlighetsoptioner. De kapacitetsleverantörer som väljs vid auktionen säljer tillförlitlighetsoptioner till den centrala köparen och erhåller i sin tur fast kapacitetsersättning. När referenspriset överstiger en fördefinierad nivå, det så kallade lösenpriset, har kapacitetsleverantören en återbetalningsskyldighet för skillnaden mellan referenspriset och lösenpriset gentemot den centrala köparen, beräknat utifrån de avtalade kapacitetsvolymerna.

(147) Till följd av detta begränsas kapacitetsleverantörens intäkter på energy-only-marknaden till lösenpriset, men kapacitetsleverantörerna garanteras en fast och viss kapacitetsersättning i utbyte mot detta. Med andra ord avstår kapacitetsleverantörerna från en del av sin osäkra ersättning vid elbrist för att få en viss kapacitetsersättning i utbyte, vilket avsevärt minskar risken för volatila intäkter och därmed riskerna i samband med den investering som ska göras. Målet med tillförlitlighetsoptioner är dubbelt. I första hand begränsar återbetalningsskyldigheten potentialen för oförutsedda vinster, och i andra hand ger den incitament till kapacitetsmarknadsenheter att vara tillgängliga vid tidpunkter som är relevanta för försörjningstryggheten.

2.7.2 Referenspris

(148) Belgien har valt priset på dagen före-marknaden som referenspris. Enligt Belgien är de största fördelarna med detta följande: a) Dagen före-marknaden utgör den mest relevanta marknadssignalen i samband med tillräcklighetsfrågor, eftersom de flesta drivkrafterna bakom marknadsaktörernas ställning ingår i produktionsplaneringen och prognoserna. b) Dagen före-marknaden har en stark signalfunktion och representerar den starkaste, mest likvida spotmarknaden på grund av dess detaljrikedom och den höga exaktheten i antagandena, vilket återspeglas i de volymer som utbyts. c) Efter dagen före-matchningen i det belgiska systemet måste alla parter med balansansvar vara balanserade (nominering dagen före kl. 15.00), och vid denna unika tidpunkt avräknas marknaden. På detta sätt är dagen före-marknaden den sista möjligheten under elproduktens tidsram att sammanföra alla återstående krav och anbud efter terminsmarknaden och före intradags- och balansmarknadens flexibilitetsbehov. d) På grund av dess tidpunkt på spotmarknaderna bör den göra det möjligt att reagera på all teknik (även exempelvis långsam kapacitet).

(149) Belgien förklarade att metoden för referenspriset kan komma att ses över i framtiden för att säkerställa att den sänder den mest lämpliga prissignalen, när löptiden på andra spotmarknader stiger till en nivå nära dagen före-marknaden. I synnerhet kan priserna på intradagsmarknaden beaktas igen när likviditeten är tillräcklig och kontinuerlig.

(150) Belgien har valt ett enda lösenpris med vissa korrigeringar för att säkerställa systemets tekniköppenhet och begränsa oväntade vinster vid kalibreringen. Enligt de belgiska myndigheterna är dessa korrigeringar nödvändiga för att begränsa risken för ett enda lösenpris för vissa teknikers deltagande i kapacitetsmekanismen. Särskilt teknik med kortfristiga marginalkostnader över lösenpriset kan hindras utan dessa korrigeringar.

(151) I enlighet med artikel 7.2j i ellagen kommer parametern för lösenpris att kalibreras varje år genom ett ministerdekret senast den 31 mars det året (både för Y-4- och Y-1-auktionen) och på grundval av den metod som fastställs i det kungliga dekretet för auktionsparametrarna.

(152) Den kommer att baseras på en analys av de aggregerade kurvorna, som omfattar den elastiska delen av den reaktionsvolym från marknaden som observerats på dagen före-marknaden viktad under en treårsperiod för de relevanta perioderna under dessa tre år (vardagar under vintern). Metoden visar att det kalibrerade lösenpriset bör väljas mellan motsvarande intervall [75 %; 85 %] för den priselastiska reaktionsvolymen från den marknad som reagerar på detta lösenpris och med beaktande av ett antal vägledande principer: a) Första kriteriet: De kortfristiga marginalkostnaderna för teknik med en daglig tidsplan bör täckas av det valda lösenpriset. b) Andra kriteriet: Kalibreringen av lösenpriset tar hänsyn till kalibreringskurvans form. c) Tredje kriteriet: Kalibreringen av lösenpriset tar hänsyn till utvecklingen på energimarknaden. d) Fjärde kriteriet: Lösenpriset är stabilt över tid. e) Femte kriteriet: Det finns en rimlig chans för att referenspriset ska uppnå lösenpriset.

(153) För bedömningen av det första kriteriet granskas detta mot bakgrund av de resultat och hypoteser som användes i 2019 års studie om tillräcklighet och flexibilitet, särskilt i avsnitt 2.9.3 och 2.9.4. Beräkningen av dessa kortfristiga marginalkostnader bygger på flera antaganden: en uppskattning av bränslepriserna, en uppskattning av den potentiella utvecklingen av koldioxidpriset och en uppskattning av prestanda (”effektivitet”) för de olika tekniker som beaktas i 2019 års studie om tillräcklighet och flexibilitet (i detta fall gaskombiverk, gasturbiner med öppet kretslopp och dieselgeneratorer).

(154) Belgien föreslog ett vägledande kalibrerat lösenprisintervall baserat på de senaste tre vinterperioderna (vintern 2016/2017 till vintern 2018/2019) som ska minskas till [320; 500] euro/MWh.

(155) Detta innebär att lösenpriset kan utvecklas över tiden (men förblir fast under löptiden för en kapacitetsmarknadsenhets kapacitetsavtal), i linje med utvecklingen på energimarknaden, och att kapacitetsavtal till följd av en auktion inte nödvändigtvis omfattar samma lösenpris som kapacitetsavtal förknippade med en annan auktion. Under alla omständigheter kommer kapacitetsleverantörerna att informeras om det tillämpliga lösenpriset före varje auktion, så att de kan ta hänsyn till denna information när de lämnar anbud.

(156) Dessutom har Belgien valt att erbjuda kapacitetsmarknadsenheter utan någon individuell planeringsskyldighet (leverantörer av efterfrågeflexibilitet och aggregatorer ingår vanligtvis i denna kategori) möjligheten att ersätta det enda lösenpriset med deras deklarerade marknadspris (dvs. deras kortfristiga marginalkostnader) i återbetalningsskyldigheten när detta är högre än det enda lösenpriset. Med andra ord omfattas dessa kapacitetsmarknadsenheter utan någon individuell planeringsskyldighet (och därmed leverantörer av efterfrågeflexibilitet) endast av återbetalningsskyldigheten om referenspriset överstiger deras deklarerade marknadspris, som motsvarar priset över det som dessa kapacitetsleverantörer har deklarerat för att leverera energi på energimarknaden. Dessa kapacitetsmarknadsenheter är alltså inte skyldiga att betala tillbaka intäkter som inte erhållits på energimarknaden (om referenspriset skulle överstiga lösenpriset men vara lägre än deras deklarerade marknadspris), om kalibreringen av det enda lösenpriset skulle leda till ett pris som ligger under deras aktiveringskostnad. Denna åtgärd infördes efter det offentliga samrådet för att minska oron hos leverantörer av efterfrågeflexibilitet och andra parter över att de annars skulle ha svårare att delta, eftersom de kan bli föremål för återbetalningar utan att ha dirigerats och fått intäkterna från första början. Enligt Belgien säkerställer det också en tekniköppenhet, samtidigt som de oförutsedda vinsterna begränsas. Enligt myndigheterna bör denna egenskap uttryckligen underlätta deltagandet av efterfrågeflexibilitet och annan teknik med högre kortfristiga marginalkostnader i kapacitetsmekanismen.

(157) Dessutom kan kapacitetsmarknadsenheter utan någon individuell planeringsskyldighet besluta att deklarera flera dagen före-priser som deklarerat marknadspris. Detta är särskilt relevant för aggregatorer, som kan ha en portfölj bestående av kapacitetsmarknadsenheter med olika marginalpriser, och återspeglar deras faktiska kostnadskurva. Syftet med detta är att undvika att återbetalningsskyldigheten tillämpas på energi som inte har sålts på marknaden och där inga intäkter har erhållits.

2.7.3 Återbetalningar

2.7.3.1 Beskrivning

(158) När elpriset på dagen före-grossistmarknaden överstiger lösenpriset måste kapacitetsleverantören betala skillnaden mellan referenspriset och lösenpriset till Elia, beräknat utifrån de avtalade kapacitetsvolymerna. Till följd av detta begränsas kapacitetsleverantörens intäkter på energy-only-marknaden till lösenpriset, men kapacitetsleverantörerna garanteras en fast och viss kapacitetsersättning i utbyte mot detta.

(159) Kapacitetsleverantören kommer att omfattas av återbetalningsskyldigheten, oavsett om den sålde el till höga priser under den relevanta avräkningsperioden eller inte.

(160) Det är viktigt att tillägga att tillförlitlighetsoptionerna är utformade på ett sådant sätt att planerade och oplanerade avbrott i tillgångarna som vederbörligen meddelats i förväg undantas från denna återbetalningsskyldighet, i den mån tillgångarna är otillgängliga. Återbetalningsskyldigheten syftar till att undvika oförutsedda vinster genom att oförutsedda intäkter från energimarknaden återbetalas. Vid avbrott (både planerade och oplanerade) levereras dock ingen energi. Följaktligen är det vid (vederbörligen meddelade) avbrott omöjligt för kapacitetsleverantören att erövra de högre energiintäkterna till följd av de stora prishöjningarna, och därför bör ingen återbetalningsskyldighet tillämpas under dessa omständigheter.

(161) Enheter för efterfrågeflexibilitet och annan kapacitet utan en daglig planeringsskyldighet omfattas av återbetalningsskyldigheten om referenspriset överstiger deras deklarerade marknadspris (se skäl 156).

(162) De belgiska myndigheterna åtog sig att genomföra en teknisk och ekonomisk analys för att granska anbuden och resultaten av auktionerna, med särskilt fokus på återbetalningsskyldigheten. Analysen kommer att genomföras vartannat år, med början efter den första auktionen under våren 2022. Resultaten av analysen kommer att läggas fram för ett offentligt samråd.

2.7.3.2 Mekanismer för stoplossorder

(163) Belgien kommer också att införa en mekanism för stoplossorder för både återbetalningsskyldigheten (kopplad till tillförlitlighetsoptionerna) och sanktionerna för otillgänglighet, som tillämpas kumulativt (se avsnitt 1.8.4).

(164) En sådan mekanism för stoplossorder innebär att kapacitetsleverantören enligt kapacitetsmekanismen aldrig kommer att behöva betala tillbaka ett belopp som överstiger värdet av kapacitetsleverantörens årliga kapacitetsersättning. Om avtalsvärdet sänks till noll finns det med andra ord ingen betalningsskyldighet (varken för tillförlitlighetsoptionerna eller för tillgänglighetsbetalningarna). Denna princip innebär en användbar riskbegränsning för kapacitetsleverantören genom att den tillåter nollanbud om de ”saknade pengarna” på energimarknaden minskas till noll. Utan en sådan mekanism för stoplossorder skulle kapacitetsleverantören tvärtom riskera att bli föremål för en återbetalningsskyldighet och/eller en sanktion, även om den inte skulle ha några saknade pengar och ett kapacitetsavtal med ett värde på 0 euro. För att täcka denna risk skulle en kapacitetsleverantör aldrig lämna anbud på 0 euro/MW/år (även om den inte skulle ha några saknade pengar) utan att införa denna mekanism för stoplossorder.

2.8 Tillgänglighetsövervakning, testning och sanktioner

2.8.1 Kontroll före leverans

(165) Under perioden före leverans (dvs. perioden efter det att en kapacitetsmarknadsenhet valts vid auktionen men före leveransperiodens början) omfattas de utvalda kapacitetsleverantörerna av ett antal krav för att säkerställa att deras avtalade kapacitet kommer att vara tillgänglig i början av leveransperioden och bidra till försörjningstryggheten. Kraven är särskilt avsedda att minska risken för manipulation och täcka den osäkerhet som är förknippad med nya investeringar (t.ex. förseningar i byggnadsarbeten).

(166) En villkorad ekonomisk säkerhet krävs för att säkerställa att alla de skyldigheter avseende kontroller före leverans som följer av kapacitetsavtalet och/eller reglerna om hur marknadsreglerna för kapacitetsmekanismen fungerar fullgörs i tid enligt kraven (se skäl 108). Om en kapacitetsleverantörs skyldigheter inte fullgörs under en period före leverans kan den ekonomiska säkerheten tas i anspråk.

(167) För befintliga kapacitetsmarknadsenheter kommer tester av tillgänglighet före leverans att anordnas, för vilka sanktioner ska tillämpas vid bristande efterlevnad. För ytterligare och virtuella kapacitetsmarknadsenheter planeras dessutom ytterligare skyldigheter och övervakningskrav mellan Y-4 och leveransperioden. Övervakningen före leverans av dessa nya kapaciteter kommer att baseras på den detaljerade projektplanering som tillhandahålls av kapacitetsleverantören. Om kapacitetsleverantören inte uppfyller de delmål som fastställts i projektplaneringen, med en kvarstående försening som följd, kommer sanktioner att tillämpas, inklusive ekonomiska sanktioner (som täcks av den ekonomiska säkerheten), eller i vissa fall en minskning av den kapacitet som ursprungligen avtalats (och därmed kapacitetsersättningen per år) och/eller en förkortning av kapacitetsavtalets löptid (och därmed det antal år under vilka kapacitetsersättning kommer att erhållas).

2.8.2 Övervakning av tillgänglighet

(168) Den belgiska systemansvarige för överföringssystemet ser till att alla avtalade kapacitetsmarknadsenheter är tillgängliga (med beaktande av reduktion) för att nå den eftersträvade nivån av försörjningstrygghet. Med tanke på att huvudsyftet med kapacitetsmekanismen är att säkerställa en tillräcklig kapacitetsnivå i systemet sker övervakningen av tillgänglighet vid tidpunkter som är relevanta för försörjningstryggheten. I detta avseende definieras en mekanism som utlöser övervakning av tillgänglighet (AMT, Availability Monitoring Trigger) för att identifiera de tidpunkter som är relevanta ur ett tillräcklighetsperspektiv och under vilka den systemansvarige för överföringssystemet kommer att övervaka kapacitetsmarknadsenheternas tillgänglighet.

(169) AMT-mekanismen baseras på priset på dagen före-marknaden. Skälen till att välja priset på dagen före-marknaden är desamma som för återbetalningsskyldigheten, som beskrivs i avsnitt 1.7.2. Under AMT-tillfällen (dvs. tidpunkter då priset på dagen före-marknaden överstiger AMT) kan den systemansvarige för överföringssystemet kontrollera om den upphandlade kapaciteten faktiskt kan reagera på en signal på dagen före-marknaden. Om kapaciteten inte uppfyller den förpliktade kapaciteten (74) (baserat på villkoren i kapacitetsavtalet och reglerna om funktion) kan den del av skyldigheten som inte var tillgänglig bli föremål för sanktioner, såvida inte kapacitetsmarknadsenheten kan täcka den positiva skillnaden mellan förpliktad kapacitet och tillgänglig kapacitet (75) via andrahandsmarknaden för kapacitetsmekanismen (se avsnitt 1.9). Genom att sälja skyldigheter på andrahandsmarknaden kan kapacitetsleverantören effektivt minska den förpliktade kapaciteten för att undvika diskrepans mellan förpliktad kapacitet och tillgänglig kapacitet och därmed sanktioner.

(170) Vid beräkningen av den förpliktade kapaciteten görs åtskillnad mellan energibegränsade och icke-energibegränsade tillgångar, eftersom de bidrar till försörjningstryggheten på olika sätt. En energibegränsad tillgång (t.ex. batterier, efterfrågeflexibilitet) kan endast vara tillgänglig under ett visst antal på varandra följande timmar, medan dessa begränsningar inte gäller för icke-begränsade tillgångar.

(171) För icke-energibegränsade tillgångar (t.ex. värmeanläggningar, vindkraftparker) påverkar längden på AMT-tillfället (uttryckt i timmar) inte den tillgängliga kapaciteten. I genomsnitt bör dessa tillgångar åtminstone kunna leverera sin minsta tillgängliga kapacitet. Därför motsvarar den förpliktade kapaciteten vid varje AMT-timme under kapacitetsavtalet den minsta tillgängliga kapacitet för tillgången som fastställts under förhandsurvalet.

(172) Eftersom energibegränsade tillgångar (t.ex. batterier, efterfrågeflexibilitet) endast kan vara tillgängliga under ett visst antal på varandra följande timmar kan dessa kapacitetsmarknadsenheter välja ett visst servicenivåavtal under förhandsurvalet. Därför motsvarar den förpliktade kapaciteten deras minsta tillgängliga kapacitet för timmar inom deras energibegränsningar. Den förpliktade kapaciteten kommer att motsvara 0 MW för alla andra AMT-timmar under samma dag. Kapacitetsmarknadsenheten behåller rätten att dirigera sina tillgångar för vilket AMT-tillfälle som helst under ett antal AMT-timmar som de väljer, så länge de åtminstone har levererat sitt servicenivåavtal under alla AMT-timmar per dag.

(173) Kapacitetsleverantörer med en daglig planeringsskyldighet på energimarknaden förutsätts ha tillgänglig kapacitet vid varje tillgänglig AMT-timme med maximal effekt (Pmax) (76).

(174) Å andra sidan är den faktiska tillgängligheten för kapacitetsleverantörer mindre synlig utan en sådan planeringsskyldighet. Dessa sistnämnda kapacitetsleverantörer är därför alltid skyldiga att före stängningen av dagen före-marknaden meddela ett dagen före-pris över vilket de skulle leverera energi till marknaden med kapacitetsmarknadsenheten i enlighet med åtminstone den förpliktade kapaciteten, som kan ligga över AMT-priset. Om marknadsklareringen sker under detta pris förutsätts enheten vara tillgänglig (men inte leverera energi) enligt en deklaration. Om marknadsklareringen sker över det deklarerade dagen före-priset kommer den systemansvarige för överföringssystemet att kontrollera energileveransen. På så sätt kräver övervakningen inte att energi levereras under alla AMT-tillfällen, utan endast om marknadsvillkoren är gynnsamma för kapacitetsmarknadsenheten (dvs. det deklarerade dagen före-priset).

(175) Alternativt kan en kapacitetsleverantör utan planeringsskyldighet också deklarera andra priser för att indikera leverans på andra marknader (intradags- eller balansmarknader) och/eller för lägre volymer. Detta ska återspegla marknadens funktion, eftersom en del av energin kan säljas närmare realtid. Den systemansvarige för överföringssystemet kommer att övervaka tillgängligheten med hjälp av det pris som motsvarar när energin levererades. Om de deklarerade priserna aldrig överskrids på sina respektive marknader kommer tillgången inte att vara tillräckligt synlig på marknaden och följaktligen vara mer benägen att testas. Reglerna för kapacitetsmekanismens funktion kommer att innehålla en rättighet för den systemansvarige för överföringssystemet att begära ett visst antal tester under en leveransperiod (se avsnitt 1.8.3).

(176) Enligt Belgien finns det två huvudsakliga drivkrafter för en kapacitetsleverantör att deklarera korrekta priser för sina kapacitetsmarknadsenheter när det gäller återbetalningsskyldigheten och övervakningen av tillgängligheten: a) Framgångsrik dirigering av kapacitetsmarknadsenheten som svar på ett deklarerat pris bidrar till trovärdigheten i enhetens förmåga att reagera på marknaden. Som tidigare nämnts kommer detta att minska sannolikheten för tillgänglighetstester. Kostnaderna i samband med dessa tester bärs av kapacitetsleverantören (se skäl 181), vilket skapar ett incitament att visa tillgänglighet genom mekanismen för deklarerade priser. b) Under AMT-timmar med återbetalningsskyldighet kommer kapacitetsmarknadsenhetens dirigering att kontrolleras i enlighet med de deklarerade pri