STATLIGT STÖD – BELGIEN

Statligt stöd SA.54915 (2019/N) – Kapacitetsmekanism

Uppmaning enligt artikel 108.2 i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt att inkomma med synpunkter

(Text av betydelse för EES)

(2020/C 346/03)

Genom den skrivelse av den 21 september 2020, som återges på det giltiga språket efter denna sammanfattning, underrättade kommissionen Belgien om sitt beslut att inleda det förfarande som anges i artikel 108.2 i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt avseende ovannämnda åtgärd.

Berörda parter kan inom en månad från dagen för offentliggörandet av denna sammanfattning och den därpå följande skrivelsen inkomma med sina synpunkter på det stöd avseende vilket kommissionen inleder förfarandet. Synpunkterna ska sändas till följande adress:

Europeiska kommissionen Generaldirektoratet för konkurrens Registreringsenheten för statligt stöd 1049 Bryssel BELGIEN Fax + 32 22961242 Stateaidgreffe@ec.europa.eu

Synpunkterna kommer att meddelas Belgien. Den tredje part som inkommer med synpunkter kan skriftligen begära konfidentiell behandling av sin identitet och/eller av delar av de lämnade synpunkterna, med angivande av skälen för begäran.

SAMMANFATTNING

1. Förfarande

Belgien förhandsanmälde åtgärden den 3 juli 2019. Flera frågeformulär utbyttes med de belgiska myndigheterna och möten anordnades för att diskutera föranmälningshandlingarna. Belgien anmälde åtgärden den 19 december 2019.

2. Beskrivning av den åtgärd avseende vilken kommissionen inleder förfarandet

Målet med den föreslagna kapacitetsmekanismen är att säkerställa försörjningstryggheten, enligt en tillförlitlighetsnorm i ellagen av den 29 april 1999. Belgien har konstaterat en risk för försörjningstryggheten på grund av den kommande utfasningen av landets kärnkraftverkpark under 2025.

I den belgiska kapacitetsmekanismen köper den systemansvarige för överföringssystemet kapaciteten från kapacitetsleverantörer i form av tillförlitlighetsoptioner. De kapacitetsleverantörer som väljs vid auktionen säljer tillförlitlighetsoptioner till den systemansvarige för överföringssystemet och erhåller i sin tur fast kapacitetsersättning. Om referenspriset (dvs. dagen före-elpriset) överstiger en i förväg fastställd nivå – det s.k. lösenpriset – måste kapacitetsleverantören betala tillbaka skillnaden mellan referenspriset och lösenpriset till den systemansvarige för överföringssystemet.

Den systemansvarige för överföringssystemet anordnar en kapacitetsauktion utifrån den nivå av kapacitetsresurser som krävs för att garantera en lämplig nivå av resurstillräcklighet för att uppnå tillförlitlighetsnormerna. Kapacitetsauktionen 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”).

Kostnaderna för kapacitetsmekanismen (dvs. kostnaderna för att finansiera kapacitetsbetalningar till leverantörerna) kommer att finansieras baserat på en skyldighet att tillhandahålla allmännyttiga tjänster via nättarifferna tillhörande den systemansvarige för överföringssystemet.

Den rättsliga grunden för åtgärden utgörs av ellagen av den 29 april 1999 om organisationen av den belgiska elmarknaden, ändrad genom en lag som offentliggjordes den 16 maj 2019 i Belgiens officiella tidning (Belgisch Staatsblad/Moniteur belge). Sekundärlagstiftning i form av ytterligare kungliga dekret och marknadsregler kommer att antas för att ytterligare utveckla kapacitetsmekanismens förutsättningar. Utkasten till dessa texter finns tillgängliga på energiministeriets webbplats (1).

3. Bedömning av åtgärden

3.1 Förekomst av stöd i den mening som avses i artikel 107.1 i EUF-fördraget

Kommissionen anser att kapacitetsmekanismen finansieras med statliga medel eftersom finansieringen kommer från intäkter från en skatteliknande avgift som ålagts av staten och som förvaltas och fördelas i enlighet med bestämmelserna i lagstiftningen. Kommissionen konstaterar att de utvalda anbudsgivarna genom den anmälda mekanismen får intäkter som de inte skulle erhålla om de fortsatte att vara verksamma på elmarknaden under normala ekonomiska villkor och endast sålde el och tillhörande tjänster. Dessutom medför åtgärden en fördel endast för vissa företag som kan bidra till att ta itu med det identifierade problemet med otillräcklig kapacitet och som konkurrerar med andra elproducenter. Den anmälda åtgärden kommer således att medföra en ekonomisk fördel för företag som befinner sig i en jämförbar faktisk och rättslig situation som andra elproducenter. Åtgärden är följaktligen selektiv. Både elproduktion och grossist- och detaljförsäljning av el är verksamheter som är öppna för konkurrens i hela EU. En fördel som ges med statliga medel till ett företag i den sektorn kan därför påverka handeln inom unionen och snedvrida konkurrensen. Kommissionen anser därför att åtgärden utgör statligt stöd i den mening som avses i artikel 107.1 i EUF-fördraget.

3.2 Stödets laglighet

De belgiska myndigheterna har genom att anmäla stödordningen innan den genomförs fullgjort sin skyldighet enligt artikel 108.3 i EUF-fördraget.

3.3 Åtgärdens förenlighet

Kommissionen har bedömt åtgärdens förenlighet med den inre marknaden baserat på de villkor som fastställs i avsnitt 3.9 i Riktlinjer för statligt stöd till miljöskydd och energi för 2014–2010 (2), som fastställer särskilda villkor för stöd till tillräcklig produktionskapacitet och har varit tillämpliga sedan den 1 juli 2014. Den 2 juli 2020 antog kommissionen ett meddelande för att förlänga riktlinjerna för miljö- och energistöd fram till den 31 december 2021, samt ändra dem (3).

3.3.1 Mål av gemensamt intresse och stödets nödvändighet

Belgien fastställde behovet av kapacitetsmekanismen i en tillräcklighets- och flexibilitetsstudie som publicerades 2019 av TSO Elia (4). I studien fastställs riskerna för den belgiska resurstillräckligheten, med hänvisning till den nationella tillförlitlighetsnorm som beskrivs särskilt i EU-scenariot med hög konsekvens och låg sannolikhet (nedan kallat EU-HiLo-scenariot), i vilket man antar att flera kärnkraftsenheter är otillgängliga i Frankrike (utöver ”normal” otillgänglighet). Kommissionen anser att det inte verkar lämpligt att använda EU-HiLo-scenariot för en marknadsomfattande kapacitetsmekanism i syfte att fastställa nivån av resurstillräcklighetsproblem eftersom risken finns att problemet överskattas och elmarknaden snedvrids. Den metod som använts i Elias studie har kritiserats av den nationella tillsynsmyndigheten (CREG) (5).

Kommissionen hyser därmed tvivel om huruvida resurstillräcklighetsproblemet har fastställts tillräckligt exakt och om det har analyserats och kvantifierats ordentligt av de belgiska myndigheterna, särskilt när det gäller punkterna 221 och 222 i riktlinjerna för miljö- och energistöd.

3.3.2 Stödets lämplighet

Kommissionen betvivlar att åtgärden är lämplig, i enlighet med punkt 226 i riktlinjerna för miljö- och energistöd, med tanke på den begränsande metoden för att beräkna investeringsgränser som leder till flerårskontrakt (på 3, 8 eller 15 år). Vid beräkningen av gränserna beaktas den installerade kapaciteten (dvs. den högsta kapacitet som enheten är utformad för att drivas i) i stället för minsta tillgängliga kapacitet (dvs. deras på förhand fastställda tillgänglighetsgrad och deras bidrag till målen om resurstillräcklighet). Kommissionen anser att detta kan förhindra rättvis konkurrens mellan olika tekniker som i lika hög grad bidrar till resurstillräckligheten och att det avskräcker framför allt leverantörer med intermittent teknik med höga reduktionsfaktorer från att alls delta (särskilt intermittenta förnybara energikällor som solenergi och vindkraft).

3.3.3 Stimulanseffekt

Målen med åtgärden är att säkerställa försörjningstryggheten genom att se till att det finns tillräckligt med kapacitet tillgänglig. Utan en proportionell kapacitetsmekanism skulle det troligtvis saknas tillräcklig kapacitet för att säkerställa försörjningstryggheten eftersom en betydande andel av anläggningarna förväntas få otillräckliga intäkter från den marknad som uteslutande hanterar energi, till den grad att de inte lyckas täcka sina kostnader. Dessutom skapar återbetalningsskyldigheten ett ekonomiskt incitament för konstant tillgänglighet vid elbrist. Belgien har även inlett ett övervakningsförfarande för tillgänglighet före och efter leveransperioden samt lämplig testning och sanktioner för att se till att tillgänglighetskravet uppfylls. Kommissionen drar därför den preliminära slutsatsen att åtgärden i princip har en stimulanseffekt.

3.3.4 Proportionalitet

Kommissionen begär förtydliganden om huruvida åtgärden är proportionell enligt avsnitt 3.9.5 i riktlinjerna för miljö- och energistöd. Kommissionen hyser tvivel om huruvida i) det konkurrensutsatta anbudsförfarandet är baserat på icke-diskriminerande kriterier på grund av de investeringsgränser som anges i avsnitt 3.3.2 ovan, ii) metoden för att fastställa den efterfrågekurva som används för att beräkna den mängd kapacitet som ska anskaffas i varje auktion är proportionell eftersom den kan vara baserad på den orealistiska EU-HiLo-känsligheten eller andra känsligheter där man utgår från ytterligare otillgänglighet av franska kärnkraftverk.

3.3.5 Undvikande av negativa effekter på handel och konkurrens

Belgien kommer att tillämpa ett medelpristak för kapacitet i kategorin ettårskontrakt, för att undvika oväntade intäkter. Kapacitetsleverantörer kommer därför varken att få lämna anbud till ett pris som överstiger detta tak eller erhålla ett auktionspris som är högre än taket. Ingen individuell kapacitetsbedömning planeras för att bevilja undantag om kostnaderna blir högre.

Inom kapacitetsmekanismen kommer indirekt utländsk kapacitet att omfattas av medelpristaket. Kommissionen anser preliminärt att avsaknaden av flerårskontrakt i kombination med tillämpningen av medelpriser kommer att förhindra dessa kapaciteter att lämna anbud baserat på de faktiska kostnaderna i auktionen om de är högre än medelpristaket. De kan därför bli avskräckta hfrån att alls delta i kapacitetsmekanismen. Kommissionen menar att detta leder till diskriminering av utländsk kapacitet, i strid med punkt 232 i riktlinjerna för miljö- och energistöd.

I punkt 233 c i riktlinjerna för miljö- och energistöd föreskrivs vidare att kapacitetsmekanismerna inte bör motverka investeringsbeslut som fattades före åtgärden. Medelpriset skulle dock kunna medföra att befintliga kapacitetsleverantörer inte kan lämna anbud motsvarande de faktiska kostnaderna samtidigt som de inte får möjlighet att ansöka om flerårskontrakt, vilket leder till att de utesluts från kapacitetsmekanismen och kanske till och med lämnar elmarknaden. Kommissionen behöver därför mer information för att kunna bedöma effekterna av medelpristaket och dess förenlighet med denna punkt i riktlinjerna för miljö- och energistöd.

Belgien förklarade att landet kommer att tilldela kapacitetsintäkterna från tilldelningen av gränsöverskridande biljetter (dvs. tillträdesrättigheter för utländska kapacitetsleverantörer att delta i kapacitetsmekanismen) såsom föreskrivs i artikel 19.2 i Europaparlamentets och rådets förordning (EU) 2019/943 (6). Kommissionen anser att det krävs ytterligare information för att bedöma kapacitetsmekanismens förenlighet med punkt 233 a i riktlinjerna för miljö- och energistöd, dvs. för att se till att kapacitetsintäkterna kommer att användas så att kapacitetsmekanismen ger de rätta incitamenten för att investera i sammanlänkningskapacitet.

3.3.6 Stödåtgärdernas uppfyllande av de relevanta bestämmelserna i unionsrätten

Om ett statligt stöd medför aspekter som är oupplösligt kopplade till föremålet för stödet och bryter mot andra bestämmelser i unionsrätten skulle en sådan överträdelse kunna påverka bedömningen av det aktuella statliga stödets förenlighet. I detta avseende drar kommissionen den preliminära slutsatsen att mekanismen för finansiering av kapacitetsmekanismen inte innebär några begränsningar som skulle strida mot artikel 30 eller artikel 110 i EUF-fördraget i och med att Belgien kommer att tillåta att utländska kapaciteter deltar i kapacitetsmekanismen. Kommissionen hyser dock tvivel om huruvida kapacitetsmekanismen är förenlig med artiklarna 22.1 c och 24.1 i förordning (EU) 2019/943 eftersom både den nationella tillräcklighets- och flexibilitetsstudien och det referensscenario som används för att fastställa mängden kapacitet som ska auktioneras är baserade på antaganden om utländsk elförsörjning (ytterligare otillgänglighet av franska kärnkraftverk).

I enlighet med artikel 16 i rådets förordning (EU) 2015/1589 (7) kan allt olagligt stöd återkrävas från mottagaren.

SJÄLVA SKRIVELSEN

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

(2) EUT C 200, 28.6.2014, s. 1.

(3) Se meddelande C(2020) 4355 final (EUT C 224, 8.7.2020, s. 3).

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

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

(6) EUT L 158, 14.6.2019, s. 54.

(7) EUT L 248, 24.9.2015, s. 9.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(19) OJ C 121, 6.4.2018.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(35) See also recital (38) below.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(59)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(68) Calculated as follows:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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