(1)

Overeenkomstig artikel 53, lid 1, eerste alinea, van Verordening (EU) nr. 1151/2012 heeft de Commissie zich gebogen over de aanvraag van Portugal tot goedkeuring van een wijziging van het productdossier van de beschermde oorsprongsbenaming “Carne Mertolenga”, die is geregistreerd bij Verordening (EG) nr. 1107/96 van de Commissie (2).

(2)

Aangezien de betrokken wijziging niet minimaal is in de zin van artikel 53, lid 2, van Verordening (EU) nr. 1151/2012, heeft de Commissie de wijzigingsaanvraag overeenkomstig artikel 50, lid 2, punt a), van die verordening bekendgemaakt in het Publicatieblad van de Europese Unie (3).

(3)

Aangezien de Commissie geen enkel bezwaar overeenkomstig artikel 51 van Verordening (EU) nr. 1151/2012 heeft ontvangen, moet de wijziging van het productdossier worden goedgekeurd,

(1)

In december 2019 heeft het Bazels Comité voor bankentoezicht (BCBS) zijn pijler 3-kader herzien, met inbegrip van de openbaarmakingsvereisten inzake renterisico in de niet-handelsportefeuille (IRRBB) (2). In overeenstemming met de ontwikkeling van de internationale standaarden die zijn overeengekomen door het BCBS, zijn bij Verordening (EU) 2019/876 van het Europees Parlement en de Raad (3) in artikel 448 van Verordening (EU) nr. 575/2013 openbaarmakingsvereisten inzake renterisico in de niet-handelsportefeuille ingevoerd, die gelden vanaf juni 2021.

(2)

Uitvoeringsverordening (EU) 2021/637 van de Commissie (4) moet ook de nieuwe technische uitvoeringsnormen met betrekking tot de openbaarmakingen van de informatie over renterisico in de niet-handelsportefeuille uit artikel 448 van Verordening (EU) nr. 575/2013 bevatten.

(3)

Om te waarborgen dat instellingen uitgebreide en vergelijkbare informatie over renterisico in de niet-handelsportefeuille openbaar maken, moeten er een tabel met kwalitatieve informatie over renterisico’s van activiteiten buiten de handelsportefeuille en een template met kwantitatieve informatie over renterisico’s van activiteiten buiten de handelsportefeuille worden opgesteld.

(4)

Om instellingen voldoende tijd te geven om de openbaarmaking van informatie in overeenstemming met deze verordening voor te bereiden, moeten zij bij de eerste openbaarmaking uitsluitend informatie voor de huidige periode verstrekken.

(5)

Uitvoeringsverordening (EU) 2021/637 moet daarom dienovereenkomstig worden gewijzigd.

(6)

Deze verordening is gebaseerd op de ontwerpen van technische uitvoeringsnormen die de Europese Bankautoriteit bij de Commissie heeft ingediend.

(7)

De Europese Bankautoriteit heeft openbare publieksraadplegingen gehouden over de ontwerpen van technische uitvoeringsnormen waarop deze verordening gebaseerd is, de mogelijke kosten en baten geanalyseerd en het advies van de overeenkomstig artikel 37 van Verordening (EU) nr. 1093/2010 van het Europees Parlement en de Raad (5) opgerichte Stakeholdergroep bankwezen ingewonnen,

(1)

Bij Uitvoeringsbesluit (EU) 2016/715 van de Commissie (2) zijn maatregelen neergelegd met betrekking tot vruchten van Citrus L., Fortunella Swingle, Poncirus Raf. en hybriden daarvan, met uitzondering van vruchten van Citrus aurantium L. en Citrus latifolia Tanaka (“de vruchten in kwestie”), van oorsprong uit Argentinië, Brazilië, Zuid-Afrika en Uruguay, om het binnenbrengen en de verspreiding binnen het grondgebied van de Unie van Phyllosticta citricarpa (McAlpine) Van der Aa (“het plaagorganisme in kwestie”) te voorkomen. Dat uitvoeringsbesluit verstrijkt op 31 maart 2022.

(2)

In deel A van bijlage II bij Uitvoeringsverordening (EU) 2019/2072 van de Commissie (3) is de lijst vastgesteld van EU-quarantaineorganismen die voor zover bekend niet op het grondgebied van de Unie voorkomen. Uitvoeringsverordening (EU) 2019/2072 heeft tot doel te voorkomen dat die plaagorganismen het grondgebied van de Unie binnendringen, zich er vestigen en zich er verspreiden.

(3)

Het plaagorganisme in kwestie is in bijlage II bij Uitvoeringsverordening (EU) 2019/2072 opgenomen als EU-quarantaineorganisme. Het is ook opgenomen in de lijst van prioritaire plaagorganismen van Gedelegeerde Verordening (EU) 2019/1702 van de Commissie (4).

(4)

Sinds 2016 hebben de lidstaten melding gemaakt van verschillende gevallen van niet-naleving als gevolg van de aanwezigheid van het plaagorganisme in kwestie bij invoer in de Unie van de vruchten in kwestie van oorsprong uit Argentinië, Brazilië, Zuid-Afrika en Uruguay. Bijgevolg moeten de in Uitvoeringsbesluit (EU) 2016/715 vastgestelde maatregelen voor elk van die landen worden gehandhaafd en geactualiseerd, en moeten zij duidelijkheidshalve in een verordening worden vastgelegd.

(5)

Bovendien werd in 2021 een groot aantal gevallen van niet-naleving als gevolg van de aanwezigheid van het plaagorganisme in kwestie op de vruchten in kwestie van oorsprong uit Zimbabwe vastgesteld. Dit grote aantal gevallen van niet-naleving uit Zimbabwe wijst erop dat de in punt 60 van bijlage VII bij Uitvoeringsverordening (EU) 2019/2072 vastgestelde maatregelen niet volstaan om te waarborgen dat vruchten in kwestie uit Zimbabwe vrij zijn van het plaagorganisme in kwestie; het toepassingsgebied van de tijdelijke maatregelen tegen het plaagorganisme in kwestie die in deze verordening worden vastgesteld, moet dan ook worden uitgebreid tot de vruchten in kwestie van oorsprong uit Zimbabwe.

(6)

Om het binnenbrengen van het plaagorganisme in kwestie op het grondgebied van de Unie doeltreffender te voorkomen en gezien de ervaring die is opgedaan met de toepassing van Uitvoeringsbesluit (EU) 2016/715, moeten aanvullende maatregelen worden vastgesteld voor de vruchten in kwestie van oorsprong uit Argentinië, Brazilië, Zuid-Afrika, Uruguay en Zimbabwe.

(7)

Die maatregelen zijn nodig om ervoor te zorgen dat de vruchten in kwestie afkomstig zijn van productieplaatsen en -locaties die geregistreerd staan bij en goedgekeurd zijn door de nationale plantenziektekundige dienst van respectievelijk Argentinië, Brazilië, Zuid-Afrika, Uruguay of Zimbabwe. Zij zijn daarnaast nodig om ervoor te zorgen dat die vruchten vergezeld gaan van een traceerbaarheidscode waarmee, indien dit nodig is omdat het plaagorganisme in kwestie is aangetroffen, de productielocatie kan worden getraceerd. Die maatregelen zijn ook nodig om te waarborgen dat de vruchten in kwestie afkomstig zijn van productielocaties waar het plaagorganisme in kwestie in de voorgaande en huidige handelsseizoenen niet is aangetroffen.

(8)

De nationale plantenziektekundige dienst van respectievelijk Argentinië, Brazilië, Zuid-Afrika, Uruguay of Zimbabwe moet ook de correcte toepassing van de behandelingen in het veld controleren, aangezien dit de meest doeltreffende manier is gebleken om de afwezigheid van het plaagorganisme in kwestie bij de vruchten in kwestie te waarborgen.

(9)

De vruchten in kwestie moeten ook vergezeld gaan van een fytosanitair certificaat waarop de datum van inspectie, het aantal verpakkingen van elke productielocatie en de traceerbaarheidscodes zijn vermeld. De lidstaten moeten de traceerbaarheidscodes vermelden wanneer zij gevallen van niet-naleving melden in het elektronische kennisgevingssysteem.

(10)

Naar aanleiding van de herziening van de invoervoorschriften voor de vruchten in kwestie van oorsprong uit Argentinië in 2021, die heeft geleid tot de wijziging van Uitvoeringsbesluit (EU) 2016/715 bij Uitvoeringsbesluit (EU) 2021/682 (5), moet de bemonstering om te controleren op de correcte toepassing van gewasbeschermingsmiddelen in het veld plaatsvinden op basis van de gevallen van niet-naleving die bij inspecties in het veld, voorafgaand aan de uitvoer in verpakkingsfaciliteiten, of bij controles op zendingen aan de grenscontroleposten in de Unie zijn vastgesteld. Dit is nodig om ervoor te zorgen dat de bemonstering op basis van risico’s gebeurt.

(11)

Gezien het grote aantal door de lidstaten in 2021 gemelde gevallen van niet-naleving bij vruchten in kwestie van oorsprong uit Zuid-Afrika moeten de bemonsteringsvoorschriften worden aangescherpt ten opzichte van de respectieve voorschriften van Uitvoeringsbesluit (EU) 2016/715, om de vruchten in kwestie te controleren op de aanwezigheid van het plaagorganisme in kwestie in de verschillende stadia in de verpakkingsinrichting voor de uitvoer.

(12)

Aangezien het aantal door de lidstaten gemelde gevallen van niet-naleving bij de vruchten in kwestie van oorsprong uit Brazilië en Uruguay sinds 2019 gering is, heeft de toepassing van de maatregelen van Uitvoeringsbesluit (EU) 2016/715 door deze landen het binnenbrengen en de verspreiding in de Unie van Phyllosticta citricarpa verhinderd. Daarom moeten die maatregelen op deze twee landen van toepassing blijven. Het is echter niet langer nodig om de verplichting voor Uruguay om tests op latente besmetting bij “Valencia”-sinaasappels uit te voeren, te handhaven, omdat het aantal gevallen van niet-naleving van het plaagorganisme in kwestie op die vruchten in kwestie sinds 2016 aanzienlijk is afgenomen.

(13)

Uit de risicobeoordeling door de Europese Autoriteit voor voedselveiligheid (6) blijkt dat de invoer van vruchten in kwestie die uitsluitend bestemd zijn voor verwerking, minder risico inhoudt voor het doorgeven van het plaagorganisme in kwestie aan een geschikte waardplant omdat die invoer aan officiële controles binnen de Unie is onderworpen en moet voldoen aan specifieke voorschriften betreffende de verplaatsing, verwerking, opslag, recipiënten, verpakkingen en etikettering. Daarom is het mogelijk dergelijke invoer onder minder strenge voorwaarden toe te staan.

(14)

Nadat de in artikel 49 van Verordening (EU) 2017/625 van het Europees Parlement en de Raad (7) bedoelde materiële controles zijn uitgevoerd, moeten de vruchten in kwestie, die uitsluitend bestemd zijn voor verwerking, rechtstreeks en onmiddellijk naar de verwerkingsinrichtingen of een opslagfaciliteit worden overgebracht, om een zo laag mogelijk fytosanitair risico te garanderen.

(15)

Om ervoor te zorgen dat de betrokken nationale plantenziektekundige diensten, bevoegde autoriteiten en professionele marktdeelnemers voldoende tijd hebben om zich aan de in deze verordening vastgestelde eisen aan te passen en ervoor te zorgen dat die voorschriften onmiddellijk na het verstrijken van Uitvoeringsbesluit (EU) 2016/715 van toepassing zijn, moet deze verordening van toepassing zijn met ingang van 1 april 2022.

(16)

Om marktdeelnemers in Brazilië, Uruguay en Zimbabwe voldoende tijd te geven om zich aan de nieuwe voorschriften aan te passen, moet de vereiste dat de vruchten in kwestie zijn geteeld op een productielocatie waar het plaagorganisme in kwestie noch tijdens het voorgaande groeiseizoen en uitvoerseizoen is aangetroffen, noch tijdens dat groeiseizoen en uitvoerseizoen bij officiële inspecties in die landen of tijdens de controles op zendingen die de Unie binnenkomen, op de vruchten in kwestie mag zijn aangetroffen, pas vanaf 1 april 2023 van toepassing zijn in het geval van de vruchten in kwestie van oorsprong uit die landen. Een dergelijke uitgestelde toepassing is niet nodig voor Argentinië of Zuid-Afrika, aangezien zij hebben bevestigd dat zij een dergelijke vereiste reeds toepassen.

(17)

Het fytosanitaire risico dat wordt veroorzaakt door de aanwezigheid van het plaagorganisme in kwestie in Argentinië, Brazilië, Zuid-Afrika, Uruguay en Zimbabwe, en dat wordt veroorzaakt door de invoer van de vruchten in kwestie uit die derde landen in de Unie, varieert voor de vruchten in kwestie nog steeds elk jaar per derde land van oorsprong. Het moet derhalve verder worden beoordeeld op basis van de meest recente technische en wetenschappelijke ontwikkelingen ten aanzien van de preventie en bestrijding van het plaagorganisme in kwestie. Deze verordening moet daarom van tijdelijke aard zijn en op 31 maart 2025 aflopen om herziening ervan mogelijk te maken.

(18)

Aangezien Uitvoeringsbesluit (EU) 2016/715 op 31 maart 2022 verstrijkt, en opdat de handel in de vruchten in kwestie onmiddellijk na dat verstrijken overeenkomstig de voorschriften van deze verordening kan plaatsvinden, moet deze verordening op de derde dag na de bekendmaking ervan in het Publicatieblad van de Europese Unie in werking treden.

(19)

De in deze verordening vervatte maatregelen zijn in overeenstemming met het advies van het Permanent Comité voor planten, dieren, levensmiddelen en diervoeders,

(1)

De verlening van vergunningen voor toevoegingsmiddelen voor diervoeding, met inbegrip van de gronden en procedures voor het verlenen van dergelijke vergunningen, is geregeld bij Verordening (EG) nr. 1831/2003.

(2)

Overeenkomstig artikel 7 van Verordening (EG) nr. 1831/2003 is een aanvraag voor een vergunning voor een preparaat van Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 ingediend. De krachtens artikel 7, lid 3, van Verordening (EG) nr. 1831/2003 vereiste nadere gegevens en documenten waren bij de aanvraag gevoegd.

(3)

De aanvraag betreft de verlening van een vergunning voor het preparaat van Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 als toevoegingsmiddel in de categorie “technologische toevoegingsmiddelen” voor alle diersoorten.

(4)

De Europese Autoriteit voor voedselveiligheid (EFSA) heeft in haar advies van 29 september 2021 (2) geconcludeerd dat het preparaat van Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 onder de voorgestelde gebruiksvoorwaarden geen ongunstige gevolgen heeft voor de diergezondheid, de consumentenveiligheid of het milieu. Ook heeft zij geconcludeerd dat het toevoegingsmiddel als een inhalatieallergeen moet worden beschouwd. De Commissie is daarom van mening dat passende beschermende maatregelen moeten worden genomen om negatieve gevolgen voor de menselijke gezondheid — en met name de gezondheid van de gebruikers van het toevoegingsmiddel — te voorkomen. De EFSA heeft tevens geconcludeerd dat het betrokken preparaat het potentieel heeft om het behoud van de nutriënten in met gemakkelijk, middelmatig moeilijk en moeilijk in te kuilen materiaal geproduceerd kuilvoer te verbeteren. De EFSA heeft ook het verslag over de analysemethode voor de toevoegingsmiddelen voor diervoeding geverifieerd dat door het bij Verordening (EG) nr. 1831/2003 ingestelde referentielaboratorium was ingediend.

(5)

Uit de beoordeling van het preparaat van Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 blijkt dat aan de in artikel 5 van Verordening (EG) nr. 1831/2003 vermelde voorwaarden voor de verlening van een vergunning is voldaan. Het gebruik van het preparaat zoals gespecificeerd in de bijlage bij deze verordening moet daarom worden toegestaan.

(6)

De in deze verordening vervatte maatregelen zijn in overeenstemming met het advies van het Permanent Comité voor planten, dieren, levensmiddelen en diervoeders,

(1)

Overeenkomstig Verordening (EG) nr. 470/2009 moet de Commissie maximumwaarden voor residuen (“MRL’s”) van farmacologisch werkzame stoffen die bestemd zijn om in de Unie te worden gebruikt in diergeneesmiddelen voor voedselproducerende dieren of in biociden die in de veehouderij worden gebruikt, bij verordening vaststellen.

(2)

In tabel 1 van de bijlage bij Verordening (EU) nr. 37/2010 van de Commissie (2) zijn de farmacologisch werkzame stoffen en de indeling daarvan op basis van MRL’s in levensmiddelen van dierlijke oorsprong opgenomen.

(3)

Bambermycin is reeds in die tabel opgenomen als toegestane stof voor konijnen, alleen voor oraal gebruik. De bestaande vermelding is ingedeeld als “geen MRL nodig”.

(4)

Overeenkomstig artikel 3 van Verordening (EG) nr. 470/2009 heeft Huvepharma N.V. op 3 december 2019 bij het Europees Geneesmiddelenbureau (“het bureau”) een aanvraag ingediend om de huidige vermelding voor bambermycin uit te breiden tot kippenweefsel.

(5)

Op 18 maart 2021 heeft het bureau, op basis van het advies van het Comité voor geneesmiddelen voor diergeneeskundig gebruik, geconcludeerd dat er geen MRL voor bambermycin in kippenweefsel moest worden vastgesteld en heeft de indeling “geen MRL nodig” aanbevolen.

(6)

Op 5 mei 2021 heeft de Commissie het bureau verzocht zijn advies van 18 maart 2021 te heroverwegen met het oog op de vaststelling van MRL’s om de officiële controles en de handhaving van wettelijke bepalingen door de bevoegde autoriteiten te vergemakkelijken.

(7)

Op 15 juli 2021 heeft het bureau, op basis van het advies van het Comité en na het verzoek van de Commissie te hebben bestudeerd, aanbevolen om numerieke MRL’s vast te stellen voor bambermycin voor gebruik in kip, die van toepassing zijn op spier, huid en vetweefsel in natuurlijke verhoudingen, lever en nieren, maar niet voor gebruik in dieren die eieren voor menselijke consumptie produceren.

(8)

Overeenkomstig artikel 5 van Verordening (EG) nr. 470/2009 moet het bureau overwegen MRL’s van een farmacologisch werkzame stof die voor een bepaald levensmiddel zijn vastgesteld, toe te passen op een ander levensmiddel dat afkomstig is van dezelfde diersoort, of MRL’s van een farmacologisch werkzame stof die voor een of meer diersoorten zijn vastgesteld, toe te passen op andere diersoorten.

(9)

Het bureau heeft geconcludeerd dat het passend is de MRL’s voor bambermycin te extrapoleren van kippenweefsels naar weefsels van andere pluimveesoorten, maar niet naar eieren van pluimvee.

(10)

Gezien het advies van het bureau wordt het passend geacht de aanbevolen MRL voor bambermycin in kippenweefsel vast te stellen en die te extrapoleren naar andere pluimveesoorten, maar niet naar eieren van pluimvee.

(11)

Verordening (EU) nr. 37/2010 moet derhalve dienovereenkomstig worden gewijzigd.

(12)

De in deze verordening vervatte maatregelen zijn in overeenstemming met het advies van het Permanent Comité voor geneesmiddelen voor diergeneeskundig gebruik,

(1)

De Raad heeft op 16 oktober 2017 bij Besluit (GBVB) 2017/1869 (1) een adviesmissie van de Europese Unie ter ondersteuning van de hervorming van de veiligheidssector in Irak (EUAM Iraq) ingesteld.

(2)

De Raad heeft op 7 april 2020 Besluit (GBVB) 2020/513 (2) tot wijziging van het mandaat van EUAM Iraq vastgesteld, waarmee het mandaat tot en met 30 april 2022 werd verlengd.

(3)

Naar aanleiding van de strategische evaluatie EUAM Iraq heeft het Politiek en Veiligheidscomité aanbevolen het mandaat van EUAM Iraq te wijzigen en te verlengen tot en met 30 april 2024.

(4)

Besluit (GBVB) 2017/1869 moet bijgevolg dienovereenkomstig worden gewijzigd.

(5)

EUAM Iraq zal worden uitgevoerd in een mogelijk verslechterende situatie die de verwezenlijking van de doelstellingen van het externe optreden van de Unie, geformuleerd in artikel 21 van het Verdrag betreffende de Europese Unie, kan hinderen,

(1)

Op 28 februari 2022 heeft de Raad Besluit (GBVB) 2022/338 (1) vastgesteld, waarbij een steunmaatregel met een financieel referentiebedrag van 450 000 000 EUR werd ingesteld ter financiering van de levering aan de Oekraïense strijdkrachten van militaire uitrusting en platforms die zijn ontworpen om te doden.

(2)

Op 23 maart 2022 heeft de Raad Besluit (GBVB) 2022/471 (2) vastgesteld, waarbij Besluit (GBVB) 2022/338 werd gewijzigd en waarbij het financiële referentiebedrag werd verhoogd tot 900 000 000 EUR.

(3)

In het licht van de aanhoudende gewapende agressie van de Russische Federatie tegen Oekraïne moet het financiële referentiebedrag met nog eens 450 000 000 EUR worden verhoogd en moet de looptijd van de steunmaatregel met 24 maanden worden verlengd.

(4)

Besluit (GBVB) 2022/338 moet dienovereenkomstig worden gewijzigd,

(1)

Op 28 februari 2022 heeft de Raad Besluit (GBVB) 2022/339 (1) vastgesteld, waarbij een steunmaatregel met een financieel referentiebedrag van 50 000 000 EUR werd ingesteld ter financiering van de levering aan de Oekraïense strijdkrachten van niet-dodelijke uitrusting en niet-dodelijk materieel, zoals persoonlijk beschermingsmateriaal, eerstehulptrommels en brandstof.

(2)

Op 23 maart 2022 heeft de Raad Besluit (GBVB) 2022/472 (2) vastgesteld, waarbij Besluit 2022/339 werd gewijzigd, en waarbij het financiële referentiebedrag werd verhoogd tot 100 000 000 EUR.

(3)

In het licht van de aanhoudende gewapende agressie van de Russische Federatie tegen Oekraïne moet het financiële referentiebedrag ter financiering van de levering aan de Oekraïense strijdkrachten van niet-dodelijke uitrusting en niet-dodelijk materieel, zoals persoonlijk beschermingsmateriaal, eerstehulptrommels en brandstof, met nog eens 50 000 000 EUR worden verhoogd. De looptijd van de steunmaatregel moet tevens met 24 maanden worden verlengd.

(4)

Besluit (GBVB) 2022/339 moet dienovereenkomstig worden gewijzigd,

(1)

Op 23 februari 2022 is de Russische Federatie zonder aanleiding of rechtvaardiging een aanvalsoorlog tegen Oekraïne begonnen, die door de Europese Raad in de conclusies van 24 februari 2022 in de meest krachtige bewoordingen werd veroordeeld.

(2)

Op 24 maart 2022 heeft de Europese Raad in zijn conclusies het volgende verklaard: “De Russische aanvalsoorlog tegen Oekraïne vormt een grove schending van het internationaal recht en leidt tot enorm veel dodelijke slachtoffers en gewonden onder de burgerbevolking. Rusland richt zijn aanvallen op burgers en op burgerobjecten, waaronder ziekenhuizen, medische voorzieningen, scholen en schuilplaatsen. Deze oorlogsmisdaden moeten onmiddellijk stoppen. De verantwoordelijken en hun medeplichtigen zullen ter verantwoording worden geroepen overeenkomstig het internationaal recht.” De Europese Raad heeft voorts de Verklaring van Versailles van 11 maart 2022 herbevestigd, waarin met name de beslissing van de aanklager van het Internationaal Strafhof werd toegejuicht om een onderzoek in te stellen naar strafbare feiten die onder zijn bevoegdheid vallen.

(3)

Bij Besluit 2014/486/GBVB van de Raad (1) werd EUAM Ukraine ingesteld om Oekraïne bij te staan op het gebied van de hervorming van de civiele veiligheidssector, met inbegrip van de politie en de rechtsstaat.

(4)

EUAM Ukraine moet de Oekraïense autoriteiten ondersteunen om het hen gemakkelijker te maken internationale misdrijven te onderzoeken en te vervolgen die in de context van de militaire agressie van de Russische Federatie tegen Oekraïne zijn gepleegd.

(5)

Besluit 2014/486/GBVB moet dienovereenkomstig worden gewijzigd.

(6)

EUAM Ukraine zal worden uitgevoerd in een mogelijk verslechterende situatie die de verwezenlijking van de doelstellingen van het externe optreden van de Unie, geformuleerd in artikel 21 van het Verdrag betreffende de Europese Unie, kan belemmeren,

(1)

Na een prekwalificatieprocedure heeft het Koninkrijk België de Commissie bij schrijven van 19 december 2019 overeenkomstig artikel 108, lid 3, van het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie (hierna “VWEU”) in kennis gesteld van een marktbreed capaciteitsvergoedingsmechanisme (hierna “de maatregel” of “CRM” genoemd).

(2)

Bij schrijven van 21 september 2020 heeft de Commissie België kennis gegeven van haar besluit tot inleiding van de procedure van artikel 108, lid 2, VWEU ten aanzien van deze maatregel.

(3)

Het besluit van de Commissie tot inleiding van de procedure (hierna “het inleidingsbesluit”) is in het Publicatieblad van de Europese Unie (2) bekendgemaakt. De Commissie heeft de belanghebbenden verzocht hun opmerkingen kenbaar te maken.

(4)

Bij schrijven van 22 oktober 2020 heeft België zijn opmerkingen over het inleidingsbesluit ingediend. De Commissie heeft voorts van 15 belanghebbenden opmerkingen ontvangen. De Commissie heeft deze voor een reactie aan België doorgezonden. België heeft bij schrijven van 24 december 2020 opmerkingen gemaakt.

(5)

Op 9 juli 2021 stemde België er bij wijze van uitzondering mee in af te zien van zijn uit artikel 342 VWEU in samenhang met artikel 3 van Verordening 1/1958 (3) voortvloeiende rechten, en om dit besluit in het Engels te laten aannemen en bekendmaken.

(6)

België denkt dat het land vanaf 2025 zal worden geconfronteerd met een probleem inzake de toereikendheid van de elektriciteitsopwekking, voornamelijk als gevolg van zijn besluit om alle nucleaire capaciteit in de periode 2022-2025 geleidelijk af te bouwen, en van de ontmanteling van thermische opwekkingscapaciteit in België en zijn buurlanden.

(7)

Derhalve heeft de maatregel tot doel ervoor te zorgen dat er voldoende capaciteit is voor de productie van elektriciteit en dat die productie voldoet aan de verwachte vraag naar elektriciteit.

(8)

In het kader van het CRM zouden de begunstigden worden geselecteerd door middel van een concurrerende inschrijvingsprocedure en zouden zij een vergoeding krijgen voor hun beschikbaarheid. De steun zou de vorm aannemen van een capaciteitsbetaling voor de duur van de capaciteitsovereenkomst. In ruil daarvoor zouden de succesvolle bieders hun beschikbaarheid bieden om te voldoen aan de vraag van de transmissienetbeheerder tijdens probleemsituaties die zich kunnen voordoen.

(9)

België heeft zijn nationale decarbonisatiedoelstellingen vastgesteld in zijn nationale energie- en klimaatplan (4). Op basis van dit nationale energie- en klimaatplan is het de bedoeling dat het aandeel van hernieuwbare energiebronnen in het Belgische elektriciteitsverbruik toeneemt van 17 % in 2017 tot ten minste 40,4 % in 2030. Om deze doelstellingen te verwezenlijken, zullen aanzienlijke hernieuwbare energiebronnen moeten worden geïntegreerd, zoals wind- en zonne-energie, waarvan het intermitterende karakter een uitdaging kan vormen voor de toereikendheid en de bevoorradingszekerheid.

(10)

Hoewel de ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen niet de primaire doelstelling van het CRM is, is bij het ontwerp van het CRM rekening gehouden met de ambitieuze doelstellingen voor de verdere invoering van hernieuwbare energiebronnen in de Belgische energiemix en vormt het een aanvulling op de verdere ontwikkeling van nieuwe intermitterende hernieuwbare energiebronnen.

(11)

De rechtsgrondslag van de maatregel is de elektriciteitswet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de Belgische elektriciteitsmarkt (hierna “de elektriciteitswet”), zoals gewijzigd bij wetten (5) die op 16 mei 2019 en 19 maart 2021 in het Belgisch Staatsblad zijn bekendgemaakt.

(12)

Daarnaast zijn koninklijke besluiten (6) en de regels betreffende de werking van het Belgische CRM (7) voorbereid om de voorwaarden van het CRM verder uit te werken:

(13)

In augustus 2020 heeft Elia, de Belgische transmissienetbeheerder, een openbare raadpleging gehouden over de regels betreffende de werking van het Belgische CRM (13).

(14)

De voornaamste doelstelling van het voorgestelde CRM is het waarborgen van de bevoorradingszekerheid, zoals gedefinieerd in een betrouwbaarheidsnorm.

(15)

Zoals gemeld in 2019 waren de betrouwbaarheidscriteria in België vastgesteld aan de hand van het tweeledige criterium “waarschijnlijkheid dat niet aan de vraag kan worden voldaan” (loss of load expectation, hierna “LoLE”): het verwachte aantal uren gedurende welke niet alle voor het Belgische elektriciteitsnet beschikbare productiebronnen in staat zullen zijn om de basislast en de behoefte aan operationele reserves te dekken, waarbij ook rekening wordt gehouden met vraagrespons, opslag en interconnectoren, mag voor een statistisch normaal jaar niet meer dan 3 uur bedragen. Als tweede criterium moet de waarschijnlijkheid dat niet aan de vraag kan worden voldaan voor een statistisch abnormaal jaar onder de 20 uur blijven (Loss of Load Expectation, hierna “LoLE95”) (14). Deze waarden zijn ook verankerd in de elektriciteitswet.

(16)

De betrouwbaarheidsnorm geeft uiting aan de raming van de waarde die consumenten hechten aan het vermijden van onderbrekingen van hun elektriciteitsvoorziening (value of lost load, hierna “VoLL”) en de verwachte kosten voor nieuwe capaciteit in België (cost of new entry, hierna “CoNE”).

(17)

Artikel 23, lid 6, van Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit (15) (hierna “de elektriciteitsverordening”) voorziet in de vaststelling van een methodologie van de Unie voor het berekenen van de VoLL, de CoNE en de betrouwbaarheidsnorm.

(18)

Op 2 oktober 2020 heeft het Agentschap voor de samenwerking tussen energieregulators (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, hierna “ACER”) de methodologie voor het berekenen van de VoLL (hierna “VoLL-methodologie”), de CoNE (hierna “CoNE-methodologie”) en de betrouwbaarheidsnorm (“BN-methodologie”) goedgekeurd. De drie methodologieën worden gezamenlijk aangeduid als de “VoLL/CoNE/BN-methodologie” (16).

(19)

Op 7 juni 2021 heeft België de berekening van de nieuwe VoLL, CoNE en de betrouwbaarheidsnorm ingediend overeenkomstig de VoLL/CoNE/BN-methodologie.

(20)

Op 28 mei 2021 heeft de Belgische regulator voor de energiesector (hierna “de CREG”) de minister van Energie haar voorstel voor een betrouwbaarheidsnorm voor België doen toekomen. De door de CREG voorgestelde betrouwbaarheidsnorm bedroeg 2 uur en 43 minuten.

(21)

Het directoraat-generaal Energie van de Federale Overheidsdienst Economie (hierna “FOD Economie”) heeft in zijn advies van 2 juni 2021 aanbevolen de betrouwbaarheidsnorm af te ronden naar 3 uur om te zorgen voor consistentie met eerdere studies naar de toereikendheid van nationale en Europese hulpbronnen, om naleving mogelijk te maken van de praktijk om betrouwbaarheidsnormen in afgeronde uren uit te drukken zoals in buurlanden en om rekening te houden met het feit dat het niet-marginale tekort dat voor België is vastgesteld, zal worden aangevuld met een energiemix en niet met één enkele referentietechnologie.

(22)

Volgens het ontwerp van koninklijk besluit tot vaststelling van de betrouwbaarheidsnorm en de goedkeuring van de waarden voor de kosten van VoLL en CoNE is de nieuwe betrouwbaarheidsnorm vastgesteld op 3 uur.

(23)

In het ontwerp van koninklijk besluit wordt ook de enkele raming goedgekeurd van de kosten van VoLL, op basis van de waarde die door het directoraat-generaal Energie van de FOD Economie samen met het Planbureau is vastgesteld, en de CoNE op basis van de vraagresponstechnologie (17).

(24)

De VoLL zal worden vastgesteld op 16 033 EUR/MWh en de CoNE op 45 EUR/kW/jaar.

(25)

De VoLL werd berekend aan de hand van een driehoeksberekening waarbij rekening werd gehouden met de functie voor productie en met een enquête over de bereidheid om te betalen die werd uitgevoerd door de CREG. Volgens de Belgische autoriteiten was de door de CREG uitgevoerde enquête niet degelijk, onder andere omdat het voorgestelde enkele scenario (bij een temperatuur van minder dan + 5 °C) niet representatief was voor de meeste schaarstescenario’s. Daarom werd voor het ramen van de VoLL een beperkt gewicht toegekend aan de resultaten van de enquête.

(26)

Volgens de elektriciteitswet zullen de berekeningen die relevant zijn voor het CRM worden uitgevoerd op basis van de betrouwbaarheidsnorm die van kracht is op 15 september van het jaar voorafgaand aan de veiling.

(27)

Gezien het strakke tijdschema berekende België het volume dat moet worden aangekocht op de Y-4 en Y-1 veilingen, die gepland zijn voor respectievelijk oktober 2021 en 2024, op basis van de oude betrouwbaarheidsnorm, onder voorbehoud van de toezegging om de volumes zo nodig aan te passen indien uit de nieuwe betrouwbaarheidsnorm en de beoordeling van de toereikendheid blijkt dat de behoefte aan capaciteit aanzienlijk lager is.

(28)

België heeft ook toegezegd de VoLL te actualiseren op basis van een nieuwe enquête over de bereidheid om te betalen, in overeenstemming met de CoNE/VoLL/BN-methodologie en, indien nodig, vóór september 2022 een nieuwe betrouwbaarheidsnorm vast te stellen teneinde deze te gebruiken om uiterlijk voor de veiling van 2023 het aan te kopen volume vast te stellen.

(29)

Volgens de Belgische autoriteiten zal België vanaf 2025 met een probleem inzake toereikendheid worden geconfronteerd, voornamelijk als gevolg van de nucleaire uitfasering die gepland is voor de periode 2022-2025, versterkt door de ontmanteling van thermische opwekkingscapaciteit in buurlanden. Het probleem inzake toereikendheid is vastgesteld in een studie naar de nationale toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening, waarbij van verschillende scenario’s werd uitgegaan.

(30)

In de in juni 2019 door de Belgische transmissienetbeheerder Elia gepubliceerde studie naar de nationale toereikendheid voor de periode 2020-2030 (“de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019”) (18) werd vastgesteld dat er uiterlijk in de winter van 2025/2026 systematisch behoefte zal zijn aan nieuwe capaciteit van ten minste 3,9 GW in het scenario met grote gevolgen en een lage waarschijnlijkheid (high impact low probability, HiLo), het scenario EU-HiLo. In dit scenario wordt rekening gehouden met ingevoerde elektriciteit en wordt ervan uitgegaan dat verscheidene Franse kerncentrales mogelijk niet beschikbaar zijn (bovenop de “normale” niet-beschikbaarheid). Hetzelfde scenario werd gebruikt in het kader van de evaluatie van het strategische reservevolume (19). Het EU-basisscenario (20) vertoont een tekort van 2,4 GW als de bestaande thermische capaciteit in het systeem wordt gehandhaafd (zie figuur 4-18 van de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019).

(31)

Uit de resultaten van de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019 blijkt voor het scenario EU-HiLo dat de waarschijnlijkheid dat niet aan de vraag kan worden voldaan zonder interventie in 2025 maar liefst 10,5 uur zou bedragen, waardoor de nationale betrouwbaarheidsnorm inzake voorzieningszekerheid aanzienlijk zou worden overschreden. De indicator LoLE95 zou zelfs stijgen tot 84 uur. De volgende tabel toont de LoLE-resultaten, zoals blijkt uit de nationale studie over de bevoorradingszekerheid voor de scenario’s EU-HiLo en EU-basis:

Tabel 1

LoLE-resultaten voor België in de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit

Bron: Studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019.

(32)

Op 11 juli 2019 publiceerde de CREG een analyse van de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019 (21). In deze analyse plaatste de CREG onder meer vraagtekens bij het gebruik van het scenario EU-HiLo als het hoofdscenario. Volgens de CREG moet de methodologie voor het beoordelen van de winstgevendheid van bestaande en nieuwe capaciteit worden verbeterd en moeten alle beschikbare balanceringsreserves in België en daarbuiten in aanmerking worden genomen.

(33)

In november 2019 heeft het Europees netwerk van transmissiesysteembeheerders voor elektriciteit (hierna “ENTSB-E”) de tussentijdse prognose van de toereikendheid 2019 (mid-term adequacy forecast 2019, hierna “MAF 2019”) (22) gepubliceerd, die voor België in 2025 de volgende resultaten laat zien:

Tabel 2

LoLE-niveaus voor België in MAF 2019

Bron: “Mid-term Adequacy Forecast — 2019” van het ENTSB-E.

(34)

Volgens België geeft de MAF 2019 van het ENTSB-E de LoLE-resultaten voor België echter niet nauwkeurig genoeg weer, aangezien wordt uitgegaan van de beschikbaarheid van nog eens 2,5 GW (24), die in feite niet gegarandeerd is.

(35)

In zijn eindverslag van april 2020 (25) presenteerde het Pentalateraal Energieforum (26) (hierna “het PLEF”) de volgende resultaten voor België in 2025:

Tabel 3

LoLE-niveaus voor België in de algemene beoordeling inzake toereikendheid 2020 van het PLEF

Bron: “Generation Adequacy Assessment — April 2020 — Final report” van het Pentalateraal Energieforum

(36)

In november 2020 heeft het ENTSB-E de MAF 2020 uitgebracht. Voor het basisscenario voor 2025 laten de resultaten van de MAF 2020 een gemiddelde LoLE van 0,4 uur zien, waarmee dus wordt voldaan aan het wettelijk toereikendheidscriterium voor België van een LoLE van 3 uur.

(37)

In de opmerkingen van de landen in de bijlage bij de MAF 2020 heeft België echter het volgende aangegeven: “Er is een aanzienlijke hoeveelheid veronderstelde ‘nieuw gebouwde’ capaciteit in de MAF 2020, verdeeld over een groot aantal landen. Er moet worden opgemerkt dat het over het algemeen niet zeker is dat deze capaciteit uiteindelijk in 2025 zal worden gerealiseerd, zodat deze veronderstellingen en de resultaten die volgen op de in de MAF 2020 gepresenteerde resultaten zorgvuldig moeten worden geïnterpreteerd. Bovendien maakt België sinds enkele jaren deel uit van de regio waar stroomgebaseerde marktkoppeling reeds is geïmplementeerd. Hoewel Elia een stroomgebaseerd simulatiemodel heeft ontwikkeld en toegepast, bijvoorbeeld in de Elia-studie van 2019, dat ook werd gebruikt in de PLEF GAA-studie van 2020, wordt een dergelijke aanpak nog niet gebruikt in de huidige MAF-studie van 2020”.

(38)

De Belgische autoriteiten hebben in hun kennisgeving aangegeven dat de methodologie en de gegevens op Europees niveau zijn afgestemd, zodat de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019 in overeenstemming is met de MAF 2019.

(39)

Overeenkomstig artikel 23, lid 3, van de elektriciteitsverordening moet het ENTSB-E een methodologie ontwikkelen die wordt gebruikt voor de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening (European resource adequacy assessment, hierna “ERAA”) en voor elke nationale beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening (national resource adequacy assessment, hierna “NRAA”) (zie artikel 24 van de elektriciteitsverordening). Deze methode moet door ACER worden goedgekeurd.

(40)

Op 2 oktober 2020 heeft ACER zijn goedkeuring gehecht aan de methodologie voor de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening (hierna “de ERAA-methodologie”) (30).

(41)

Op 30 juni 2021 publiceerde Elia een nieuwe adequacy- en flexibiliteitsstudie over de periode 2022-2032 (hierna “de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021”).

(42)

In overeenstemming met de ERAA-methodologie heeft Elia de hieronder beschreven onderdelen van de ERAA-methodologie opgenomen in het kader van de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021:

(43)

De Belgische autoriteiten hebben aangevoerd dat de belangrijkste methodologische vereisten van de ERAA-methodologie in deze studie zijn geïmplementeerd.

(44)

Op basis van de elektriciteitsverordening moet de NRAA de centrale referentiescenario’s bevatten. Deze scenario’s omvatten onder meer een beoordeling van de economische levensvatbaarheid van activa voor elektriciteitsproductie. In de ERAA-methodologie wordt voorts gespecificeerd dat twee centrale referentiescenario’s moeten worden gedefinieerd, één met capaciteitsmechanismen in heel Europa en de andere zonder dergelijke capaciteitsmechanismen.

(45)

Bijgevolg werden in de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 twee centrale scenario’s onderzocht:

(46)

In de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 wordt rekening gehouden met de bijdrage van alle middelen, met inbegrip van bestaande en toekomstige mogelijkheden voor opwekking, energieopslag, sectorale integratie, vraagrespons, en invoer en uitvoer alsmede de bijdrage daarvan aan een flexibel systeembeheer.

(47)

De Belgische autoriteiten hebben aangevoerd dat bij de modellering van de maximumclearingprijzen in de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 rekening wordt gehouden met alle beschikbare wettelijke bepalingen, zoals de momenteel geldende hoogste prijsgrens, de 60 %-regel (31) zoals vastgesteld in Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer (32), en Besluit nr. 04/2017 van ACER van 14 november 2017.

(48)

In de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 wordt de automatische verhoging van de maximale clearingprijs vanaf 2025 gemodelleerd. Volgens de Belgische autoriteiten is het zeer waarschijnlijk dat er vóór 2025 geen sprake van LoLE zal zijn, zodat er vóór 2025 geen verhoging van de maximale clearingprijs is gemodelleerd. Zelfs indien de prijsplafonds zouden worden verhoogd, blijkt volgens de Belgische autoriteiten uit de modellering dat de resultaten van de beoordeling van de economische levensvatbaarheid voor 2025 niet zouden veranderen (zie figuur 3-72 van de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021). België heeft toegezegd ervoor te zorgen dat in de nieuwe studie inzake bevoorradingszekerheid, die uiterlijk in juni 2023 moet worden gepubliceerd, ten volle rekening wordt gehouden met de methodologie voor dynamische prijsstijgingen vanaf het begin van de simulatieperiode.

(49)

Volgens de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 zal België vanaf 2025, zodra de nucleaire uitfasering is voltooid, te maken krijgen met een structurele behoefte aan nieuwe capaciteit. Deze behoefte bedraagt 2 GW in 2025 in het centrale scenario “EU-BASIS” en stijgt geleidelijk tot 3,9 GW in 2032. De toegenomen behoefte houdt verband met de verwachte toename van het elektriciteitsverbruik en de verminderde invoer tijdens perioden van schaarste in België.

(50)

Uit de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 komt naar voren dat slechts een zeer klein deel van de nieuwe capaciteit tegen 2025 haalbaar zal zijn via de “energy-onlymarkt” (EOM).

(51)

Bijgevolg zijn de Belgische autoriteiten van mening dat voor België zonder maatregelen vanaf 2025 sprake zal zijn van een zorgpunt in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening.

(52)

De adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 biedt het meest recente en beste beeld van de noodzaak van het CRM.

(53)

België heeft een aantal tekortkomingen van de markt vastgesteld die een goed functionerende, zekere, betaalbare en duurzame elektriciteitsmarkt belemmeren.

(54)

Een eerste tekortkoming van de markt is het gevolg van verschillende factoren die efficiënte prijssignalen verhinderen en van het feit dat de energieprijzen niet kunnen stijgen tot VoLL en andere onvolkomenheden in de opzet van de markt.

(55)

De combinatie van deze tekortkomingen van de markt en de daarmee verband houdende regelgevende actie kan ertoe leiden dat prijssignalen op de elektriciteitsmarkten worden “getemperd”, zodat de prijzen in tijden van schaarste niet tot een “efficiënt” niveau stijgen. Dit leidt tot een chronisch tekort aan inkomsten voor exploitanten van installaties en voor vraagresponsoperatoren, zodat het vermogen om hun vaste en variabele kosten terug te verdienen wordt aangetast, wat doorgaans de “missing money” (ontbrekend geld) wordt genoemd, waardoor de marktkrachten het vereiste niveau van toereikendheid niet kunnen bereiken.

(56)

In theorie zou het onvermogen van consumenten om hun gewenste mate van betrouwbaarheid te kiezen op een “energy-onlymarkt” kunnen worden verholpen door de prijzen te laten stijgen tot een regelgevend niveau dat de prijs weergeeft, waarop de consument niet langer bereid zou zijn te betalen voor energie, en producenten in staat te stellen schaarsterente te ontvangen. Als gevolg van de lage vraagrespons is het echter moeilijk om de huidige VoLL te vatten en scherpe prijsstijgingen gaan gepaard met problemen betreffende politieke aanvaarding.

(57)

Volgens de Belgische autoriteiten is een tweede tekortkoming van de markt het gevolg van de risicoaversie van investeerders in een context van toegenomen volatiliteit en grote onzekerheid ten aanzien van de regelgeving. De toenemende penetratie van intermitterende hernieuwbare energiebronnen maakt de prijzen volatieler en vergroot de onzekerheid over de mogelijkheid voor conventionele technologieën om de vaste kosten daarvan op de elektriciteitsmarkt terug te verdienen. Volgens België kunnen kleine variaties in de omstandigheden van de invoering van hernieuwbare energiebronnen, bijvoorbeeld streefcijfers voor zonne-energie en onshore wind en offshore wind, aanzienlijke gevolgen hebben voor de inkomsten van conventionele opwekkingstechnologieën. Het probleem van de “missing money” wordt steeds groter naarmate de intermitterende capaciteit toeneemt. Als gevolg daarvan verhoogt dit volgens de Belgische autoriteiten het economische risico dat verbonden is aan investeringen in flexibele conventionele opwekkingstechnologieën. Daarnaast voorzien de energieprijzen volgens België gewoonlijk niet in een afdekkingshorizon van meer dan drie jaar, wat kort is om een investeringsscenario voor investeerders tot stand te brengen. Bovendien zijn de termijnmarkten volgens de Belgische autoriteiten weliswaar in staat om stapsgewijze veranderingen in vraag en aanbod op te vangen, maar zouden zij geen afdekking kunnen bieden in geval van een belangrijke structurele schok, zoals de geplande nucleaire uitfasering in België.

(58)

Ten derde vertoont de betrouwbaarheid van elektriciteitssystemen bepaalde kenmerken van een openbaar goed. Dit komt doordat investeringen voor een hoger niveau van voorzieningszekerheid iedereen ten goede komen, terwijl het, zoals eerder uiteengezet, voor de meeste individuele eindverbruikers niet mogelijk is om selectief door de systeembeheerder te worden losgekoppeld op grond van hun bereidheid om te betalen. Producenten zullen dus waarschijnlijk suboptimale prikkels krijgen om te investeren in productiecapaciteit, waardoor uiteindelijk suboptimale niveaus van systeembetrouwbaarheid zouden worden bereikt.

(59)

Volgens de Belgische autoriteiten komen deze kwesties in een bijzondere vorm voor in België, aangezien dit een relatief kleine en sterk onderling verbonden markt is die derhalve ook wordt beïnvloed door soortgelijke voorzieningsrisico’s op naburige elektriciteitsmarkten. Volgens de Belgische autoriteiten wordt de toereikendheid van België dan ook in hoge mate beïnvloed door de situatie op de naburige elektriciteitsmarkten.

(60)

In 2018 keurde de Commissie een strategische reserve voor België goed tot 31 maart 2022 (33). De strategische reserve heeft tot doel pieken in de vraag op te vangen tijdens de winterperioden wanneer de markt daar niet in slaagt, door een deel van de bestaande productie- en vraagresponscapaciteit buiten de markt te handhaven bij wijze van een back-up die alleen kan worden aangesproken wanneer de balanceringsmiddelen zijn uitgeput.

(61)

Op 25 november 2019 heeft de Commissie van het Belgische ministerie van Energie een uitvoeringsplan (34) ontvangen dat is opgesteld overeenkomstig artikel 20, lid 3, van de elektriciteitsverordening, op grond waarvan de lidstaten met zorgpunten op het gebied van de toereikendheid in een uitvoeringsplan maatregelen moeten opnemen die zijn gericht op het wegnemen van verstorende effecten van regelgeving of tekortkomingen van de markt op hun markten. Na een openbare raadpleging heeft de Commissie op 30 april 2020 overeenkomstig artikel 20, lid 5, van de elektriciteitsverordening een advies uitgebracht over het uitvoeringsplan van België (35). België heeft een definitieve versie van zijn uitvoeringsplan vastgesteld en bij de Commissie ingediend (36).

(62)

Met betrekking tot de balanceringsmarkten heeft België in zijn onbalansprijsstellingsmechanisme een zogenoemde “alfacomponent” ingevoerd. Het gaat om een extra onbalansprijscomponent die wordt opgelegd aan balanceringsverantwoordelijken (balance responsible parties, hierna “BRP’s”) om het realtime-prijssignaal te verhogen wanneer de systeemonbalans van de Belgische controlezone toeneemt. In haar advies heeft de Commissie België verzocht na te gaan of de prijsstellingsfunctie op basis van schaarste niet alleen op BRP’s van toepassing moet zijn, maar ook op aanbieders van balanceringsdiensten (balancing service providers, hierna “BSP’s”). Dit kan dienen ter ondersteuning van de voorzieningszekerheid door ervoor te zorgen dat BRP’s en BSP’s worden geconfronteerd met dezelfde prijs voor opgewekte/verbruikte energie, aangezien prijsdifferentiatie kan leiden tot inefficiënte arbitrage bij marktspelers. De Commissie is ook van mening dat de prijsstellingsfunctie op basis van schaarste in werking moet worden gesteld door schaarste aan reserves in het systeem en dat de functie moet worden ingesteld om de prijzen van balanceringsenergie te verhogen tot de VoLL wanneer het systeem geen reserves meer heeft. De Commissie heeft België gevraagd te overwegen zijn prijsstellingsregeling op basis van schaarste uiterlijk op 1 januari 2022 dienovereenkomstig te wijzigen. Bovendien implementeert België onbalansnetting en bereidt het land zich voor op aansluiting bij de EU-balanceringsplatforms voor aFRR (automatische frequentieherstelreserve) en mFRR (manuele frequentieherstelreserves), die naar verwachting uiterlijk eind 2021 en in 2022 operationeel zullen zijn. Daarnaast heeft België zich verbonden tot het volgende met betrekking tot de inkoop van balanceringsdiensten en ondersteunende diensten:

(63)

In het jaarverslag dat België in juli 2021 heeft ingediend, wordt bevestigd dat deze maatregelen inmiddels zijn uitgevoerd.

(64)

De vraagrespons in België komt in aanmerking voor deelname aan de groothandelsmarkten voor elektriciteit (met inbegrip van day-ahead- en intradaymarkten) en de balanceringsmarkt, en wordt op dezelfde wijze behandeld als andere marktdeelnemers en aanbieders van balanceringsdiensten. Vraagrespons kan individueel of via aankoopgroepering plaatsvinden. Om de vraagrespons verder te vergemakkelijken, heeft België zich er in zijn (in 2019 ingediende) uitvoeringsplan toe verbonden slimme meters uit te rollen die voor elk gewest verschillend zullen zijn:

(65)

België had in 2020 een interconnectiepercentage van 21 %. Met de reeds geplande projecten (zie het federaal ontwikkelingsplan 2020-2030 (38)) zal het elektriciteitsinterconnectiepercentage in België tegen 2030 rond de 30 % liggen (39). In België zijn de volgende versterkingen van het net onlangs operationeel geworden of worden zij dat de komende jaren:

(66)

Het CRM zal openstaan voor alle capaciteiten die kunnen bijdragen tot de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening, zowel bestaande als nieuwe capaciteit, opslag en vraagrespons. Aggregatie van capaciteit, ook afkomstig van verschillende technologieën, zal worden toegestaan.

(67)

Deelname van buitenlandse capaciteit is eveneens toegestaan. De regels worden nader beschreven in afdeling 2.10.

(68)

De begunstigden van het CRM zijn de capaciteitsaanbieders die in het kader van de concurrerende inschrijvingsprocedure worden geselecteerd.

(69)

De minimumdrempel voor deelname is vastgesteld op 1 MW, met name om de volgende redenen:

(70)

Het koninklijk besluit betreffende de ontvankelijkheidscriteria ten aanzien van cumulatieve steun en de minimumdrempel voor deelname voorziet in een evaluatie van de hoogte van de minimumdrempel voor deelname gedurende de looptijd van het CRM, ten minste om de vijf jaar.

(71)

Aggregatieregels maken deelname mogelijk van kleinere capaciteitsaanbieders die niet aan de minimumdrempel voldoen.

(72)

Meerdere capaciteitsaanbieders kunnen ervoor kiezen om zonder beperking van de maximumomvang te aggregeren in één enkele eenheid in de capaciteitsmarkt (capacity market unit, hierna “CMU”) van minimaal 1 MW. De enige beperking is dat leveringspunten waarop de dagelijkse programma’s van de energiemarkten van toepassing zijn (tegenwoordig doorgaans leveringspunten met een omvang van meer dan 25 MW) geen deel kunnen uitmaken van een geaggregeerde portefeuille. Aggregatie is voor alle technologieën toegestaan. Bovendien is de hertoewijzing van componenten binnen een geaggregeerde CMU toegestaan om de flexibiliteit ten aanzien van aggregators te vergroten en hun deelname aan het veilingproces aan te moedigen.

(73)

De aggregatieregels zullen periodiek worden herzien en zo nodig door de Belgische autoriteiten worden gewijzigd om ervoor te zorgen dat zij geen belemmering vormen voor de deelname aan de veiling.

(74)

Het mechanisme voorziet in een specifieke categorie “onbewezen capaciteit”. Dit wordt gedefinieerd als een capaciteit die, bij aanvang van de Y-4 prekwalificatieprocedure, niet in verband kan worden gebracht met een leveringspunt en derhalve niet kan voldoen aan de prekwalificatievereisten van het leveringspunt. De categorie staat open voor alle technologieën en is erop gericht de deelname te bevorderen van capaciteiten die wellicht meer moeite hebben om het standaard vereiste maturiteitsniveau reeds in Y-4 te leveren. Onbewezen capaciteiten zijn minder voldragen projecten, bijvoorbeeld wanneer het leveringspunt nog niet bekend is; er is geen uitvoeringsplan voor het project beschikbaar en het project komt pas verder tot ontwikkeling tijdens de periode voorafgaand aan de oplevering. De Belgische autoriteiten hebben uitgelegd dat het begrip “onbewezen capaciteit” op verzoek van de markt werd geïntroduceerd en met name nuttig kan zijn voor aggregators/vraagresponsoperatoren, die denken dat zij een dergelijke capaciteit kunnen vinden in de periode voorafgaand aan de oplevering, maar bijvoorbeeld nog overeenkomsten aan de vraagzijde moeten sluiten of meerdere mogelijkheden in overweging nemen. Een onbewezen capaciteit mag alleen op de Y-4 veilig worden aangeboden. Aan deze categorie kan alleen de standaard capaciteitscategorie van een eenjarig contract worden toegekend (zie de overwegingen 138 en 145).

(75)

Om het risico voor de systeemveiligheid door te vertrouwen op minder voldragen projecten te beperken, is de totale capaciteit die in deze categorie moet worden aanvaard, beperkt tot 200 MW voor de eerste veiling. In de elektriciteitswet is bepaald dat per veiling een besluit over deze maximale totale capaciteit wordt genomen. De drempel zou in de loop der tijd kunnen veranderen op basis van positieve ervaringen.

(76)

Het CRM staat open voor alle capaciteitshouders, afhankelijk van hun beschikbaarheid en hun bijdrage aan de doelstelling van toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening. Er wordt immers niet verwacht dat CMU’s 100 % van de tijd met 100 % van hun referentievermogen beschikbaar zijn, bijvoorbeeld door weersomstandigheden, onderhoudscycli of storingen.

(77)

Om die reden wordt voor elke technologie een reductiefactor berekend om de betrouwbaarheid en de bijdrage ervan aan de voorzieningszekerheid te beoordelen op momenten die met het oog op toereikendheid van bijzonder belang zijn (zogenoemde “gesimuleerde uren van schaarste”). Capaciteitshouders kunnen derhalve alleen aan de veiling deelnemen en komen dus alleen in aanmerking voor capaciteitscontracten tot hun gereduceerde capaciteit (41).

(78)

De methodologie voor het berekenen van deze reductieparameters verschilt per technologie en wordt nader gespecificeerd in het koninklijk besluit, waarin de methodologie voor de capaciteitsberekening en de veilingparameters wordt uiteengezet. Deze hangt af van de capaciteitscategorie:

(79)

Op 4 mei 2021 heeft België geactualiseerde reductiefactoren verstrekt zoals weergegeven in de onderstaande tabel:

Tabel 4

Reductiefactoren

Bron: Kennisgeving (42).

(80)

De reductieregels kunnen jaarlijks worden herzien en zo nodig worden gewijzigd. De transmissienetbeheerder zal in het bijzonder beraadslagen over de lijst van bestaande technologieën op de markt. Indien feedback wordt ontvangen over het ontbreken van een nieuw type technologie in de lijst, kan deze technologie nog steeds in aanmerking worden genomen bij de jaarlijkse kalibratie van de reductiefactoren. Daarom zullen de reductiefactoren en de technologieën indien nodig jaarlijks worden bijgewerkt en herzien.

(81)

Met betrekking tot grensoverschrijdende deelname wordt de maximale toegangscapaciteit die beschikbaar is voor de deelname van onrechtstreekse buitenlandse capaciteit in een controlezone door de systeembeheerder vastgesteld voor elke rechtstreeks elektrisch aangesloten marktzone op de Belgische regelzone, overeenkomstig artikel 26 van de elektriciteitsverordening.

(82)

In afwachting van de goedkeuring van de desbetreffende strategieën, voorstellen of besluiten ter uitvoering van artikel 26 van de elektriciteitsverordening wordt de bijdrage van elke rechtstreeks met België verbonden marktzone bepaald door de bijdrage van die zones tijdens gesimuleerde uren van schaarste zoals beschreven in afdeling 2.10.1.

(83)

Om een gelijk speelveld met andere gecontracteerde capaciteit op de Y-4 veiling te waarborgen, zal Elia de op het moment van de Y-4 veiling bekende reductiefactoren gebruiken als inputparameter voor de standaard prekwalificatieprocedure van onbewezen capaciteit (aangezien de standaard prekwalificatieprocedure in verband met die capaciteit kan worden georganiseerd tot 24 maanden na de Y-4 veiling).

(84)

Volgens de kennisgeving zal de transmissienetbeheerder CRM-veilingen organiseren op basis van het niveau van de capaciteitsmiddelen die nodig zijn om een passend niveau van toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening te waarborgen om aan de betrouwbaarheidsnorm te voldoen.

(85)

Er wordt jaarlijks een capaciteitsveiling gehouden voor de levering van capaciteit vier jaar later (hierna “Y-4 veiling”). In het jaar dat onmiddellijk voorafgaat aan het leveringsjaar van de hoofdveiling wordt nog een year-aheadveiling gehouden (hierna “Y-1 veiling”). De eerste Y-4 veiling wordt georganiseerd in 2021, terwijl de eerste Y-1 veiling in 2024 zou moeten plaatsvinden.

(86)

In een eerdere versie van de elektriciteitswet bepaalde artikel 7undecies, lid 2, dat de methodologie tot vaststelling van de parameters voor het bepalen van de hoeveelheid aan te kopen capaciteit werd voorgesteld door de transmissienetbeheerder. Krachtens de elektriciteitsverordening, die sinds 1 januari 2020 van toepassing is, keurt de lidstaat het te veilen volume goed op basis van een voorstel van de regulator CREG. Het CRM-comité (FOD Economie, de CREG, Elia en het kabinet van de minister van Energie) besloot daarom reeds in 2019 dat de CREG een voorstel zou opstellen voor de methodologie voor de parameters op basis waarvan het volume dat op de veilingen moet worden aangekocht, wordt bepaald. In de volgende overwegingen wordt nader ingegaan op de chronologie.

(87)

Op 22 november 2019 heeft Elia een ontwerpvoorstel voor een koninklijk besluit opgesteld voor de vaststelling van de methodologie voor de veilingparameters (zoals reductiefactoren, uitoefen- en referentieprijzen, tussentijds prijsplafond), waaronder de procedure voor het bepalen van het scenario om de benodigde capaciteit te bepalen (43). Op 6 december 2019 keurde de CREG een advies (44) goed over het voorstel van Elia, waarin zij met name uitlegt dat het gebruik van het scenario EU-HiLo om de aan te kopen capaciteit te bepalen niet passend (45) en niet in overeenstemming is met artikel 24, lid 1, van de elektriciteitsverordening.

(88)

Op 18 maart 2020 heeft de CREG een ontwerpvoorstel 2064 voor de bepaling van de hoeveelheid aan te kopen capaciteit toegezonden aan de Belgische minister van Energie. Het ontwerpvoorstel was grotendeels geïnspireerd op nota (Z) 2024 van de CREG, die op 20 december 2019 na een openbare raadpleging (46) aan de minister is toegezonden. De CREG heeft het definitieve voorstel op 24 maart 2020 goedgekeurd (47). Het voorstel:

a)

leidt tot een budgetbeperking waarbij de kosten van het CRM lager moeten zijn dan de kosten voor de consument als gevolg van de verwachte niet-geleverde energie (48) die met een CRM wordt vermeden. De CRM-kosten zijn de kosten van de capaciteit die wordt gevraagd om aan de betrouwbaarheidsnorm te voldoen. De verwachte kosten van ontbrekende energie zijn de verwachte niet-geleverde energie vermenigvuldigd met de bereidheid om te betalen voor afnemers die deze energie onbedoeld niet ontvangen (VoLL). Indien de voorzieningszekerheid in gevaar komt, staat deze VoLL voor de vooraf aangekondigde kosten van niet-levering. Op basis van de waarden van VoLL van het Planbureau (49) en van een studie van ACER (50) heeft CREG de volgende budgetbeperking afgeleid: Bron: CREG “Voorstel (E) 2064-24 maart 2020”.

b)	leidt tot de volgende vraagcurve, waarbij het beoogde te veilen volume C-Q is (51): Bron: CREG “Voorstel (E) 2064-24 maart 2020”.

(89)

Rekening houdend met de resultaten van de openbare raadpleging over nota 2024 van de CREG concludeerde het Belgische ministerie van Energie dat de door de CREG voorgestelde methodologie (met name de budgetbeperking) onvoldoende garanties bood dat de doelstelling van het CRM om “het vereiste niveau van voorzieningszekerheid te waarborgen” in overeenstemming met de wettelijke criteria zou worden verwezenlijkt.

(90)

Bijgevolg heeft het Belgische ministerie van Energie een alternatieve methode ontwikkeld voor het bepalen van de parameters op basis waarvan de in het kader van het capaciteitsmechanisme aangekochte hoeveelheid capaciteit wordt vastgesteld, rekening houdend met het in overweging 87 genoemde voorstel van Elia voor een koninklijk besluit en het in overweging 88 genoemde voorstel van de CREG. Van 23 maart 2020 tot en met 27 maart 2020 heeft een openbare raadpleging over deze aangepaste methodologie plaatsgevonden. Overeenkomstig de gewijzigde CRM-wet bepaalt het gewijzigde artikel 7undecies, lid 2, van de elektriciteitswet dat de parameters tot vaststelling van het aan te kopen volume worden bepaald bij een koninklijk besluit, op basis van een voorstel van de regulator. Het definitieve koninklijk besluit is na de goedkeuring van de gewijzigde CRM-wet (52) op 30 april 2021 bekendgemaakt in het Belgisch Staatsblad. In de overwegingen 91 tot en met 99 wordt het proces beschreven zoals voorzien in dit definitieve koninklijk besluit.

(91)

De hoeveelheid capaciteit die nodig is om in een bepaald toekomstig leveringsjaar aan de betrouwbaarheidsnorm te voldoen (d.w.z. het beoogde volume) zal jaarlijks worden bepaald op basis van een voorstel van de regulator. De regulator houdt bij dit voorstel rekening met de door de transmissienetbeheerder verstrekte gegevens, maar deze gegevens worden ook door de transmissienetbeheerder berekend op basis van een scenario en tussentijdse waarden die door de regulator zijn voorgesteld en door de minister zijn vastgesteld. Het beoogde volume wordt bepaald op basis van de wettelijke betrouwbaarheidsnorm, die overeenkomt met een bepaalde LoLE-waarde. Er wordt een scenario gekalibreerd om ervoor te zorgen dat aan dit criterium wordt voldaan. Wanneer het scenario is gekalibreerd, wordt een marktsimulatie uitgevoerd aan de hand waarvan gesimuleerde uren van schaarste worden geïdentificeerd. Het beoogde volume wordt vervolgens berekend als de som van de gemiddelde belasting tijdens de gesimuleerde uren van schaarste en de balanceringsbehoefte, waarop de gemiddelde verwachte niet-geleverde energie tijdens de gesimuleerde uren van schaarste in mindering wordt gebracht.

(92)

Het in overweging 91 genoemde scenario zal een van de centrale referentiescenario’s zijn die worden gebruikt om het zorgpunt in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening vast te stellen, hetzij op basis van de meest recente ERAA (53), hetzij op basis van de meest recente NRAA (54), en zal worden bijgewerkt met de meest recente beschikbare informatie (55). Bij het afronden van de hoeveelheid aan te kopen capaciteit moeten ook de relevante delen van de elektriciteitsverordening in acht worden genomen.

(93)

Het koninklijk besluit voorziet in het volgende proces om het referentiescenario vast te stellen. Als bijdrage aan het besluit van de minister van Energie zal de Belgische transmissienetbeheerder na een openbare raadpleging van de marktpartijen over de gegevens en veronderstellingen een aanbeveling publiceren. Vervolgens zal de regulator een voorstel doen over het referentiescenario, rekening houdend met de methodologie zoals voorzien in het koninklijk besluit. Ten slotte zal de FOD Economie een advies over dit voorstel publiceren. De definitieve beslissing over de keuze van het scenario valt onder de verantwoordelijkheid van de minister van Energie.

(94)

Een globaal biedplafond bepaalt de maximale vergoeding die door een bod op de CRM-veiling kan worden ontvangen en is van toepassing op alle capaciteitscategorieën. Door de maximale vergoeding die kan worden ontvangen te beperken, wordt met het globale biedplafond de mogelijkheid beperkt om marktmacht te misbruiken door ongepaste biedingen in te dienen. Het globale plafond van de veilingprijs wordt berekend als de vermenigvuldiging van de Net-CoNE (56) met een factor X. In de waarde van de correctiefactor X wordt rekening gehouden met de onzekerheden in verband met de raming van de Net-CoNE, zowel op het niveau van de variabiliteit van de brutokost van een nieuwkomer in verband met verschillende technologieën als bij de bepaling van de jaarlijkse inframarginale annuïteiten op de energiemarkt en de netto-inkomsten op de markt voor ondersteunende balanceringsdiensten. De globale maximumbiedprijs voor de eerste veiling is gelijk aan 75 EUR/kW/jaar, hetgeen gelijk is aan de Net-CoNE vermenigvuldigd met een correctiefactor van 1,50 (57).

(95)

De vraagcurve voor de Y-4 veilingen is opgezet op basis van drie punten, zoals weergegeven in figuur 1 hieronder:

(96)

De vraagcurve voor de Y-1 veilingen is opgesteld op basis van dezelfde punten B en C als voor Y-4 veilingen, maar het beoogde volume wordt aangepast om rekening te houden met capaciteit die reeds is gecontracteerd op de Y-4 veiling voor dezelfde leveringsperiode. Punt A komt, op de ordinaat, overeen met de globale maximumbiedprijs en, op de abscis, met het beoogde volume.

(97)

De Belgische autoriteiten zijn van mening dat bij het opstellen van de vraagcurven twee beginselen in acht moeten worden genomen:

(98)

Volgens de elektriciteitswet moet een minimumhoeveelheid capaciteit gereserveerd worden voor Y-1 veilingen en in mindering worden gebracht op het beoogde volume voor de Y-4 veiling. Dit gereserveerde volume moet ten minste gelijk zijn aan de capaciteit die gemiddeld nodig is om de totale piekcapaciteit gedurende minder dan 200 bedrijfsuren per jaar te dekken. Overeenkomstig het koninklijk besluit tot vaststelling van de methodologie voor de capaciteitsberekening en veilingparameters in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme, wordt de capaciteit die nodig is om de totale piekcapaciteit gedurende minder dan gemiddeld 200 uur te dekken, voor elk blok van 100 MW bepaald op basis van het gemiddelde aantal uren dat nodig is om te voldoen aan het criterium van voorzieningszekerheid op basis van de belastingsduurcurve. Dit zijn de uren die voor bepaalde capaciteitsbehoeften nodig zijn om te voldoen aan het maximale elektriciteitsverbruik. De raming van de vraagcurve resulteerde in de reservering van ongeveer 2,5 GW voor de in 2024 geplande Y-1 veiling. Volgens België weerspiegelt het besluit om een deel van het aan te kopen volume voor het J-1 veilingproces te reserveren, de bereidheid van het land om de technische neutraliteit en de technische openheid van het mechanisme te benadrukken. Deze maatregel stimuleert de deelname van vraagresponsoperatoren, aangezien het voor deze capaciteiten moeilijker kan zijn om lang van tevoren de beschikbaarheid ervan te plannen, wat hun deelname aan de Y-4 veiling zou kunnen bemoeilijken. Ondanks deze verschuiving van het capaciteitsvolume naar de Y-1 veiling mogen alle capaciteitshouders gedurende een bepaalde leveringsperiode deelnemen aan zowel de Y-4 als de Y-1 veiling.

(99)

Vooruitlopen op de uitvoering van het definitieve ontwerp van koninklijk besluit:

(100)

De vraagcurve voor de Y-4 veiling in oktober 2021 is gebaseerd op het centrale scenario van de MAF 2019, met geactualiseerde gegevens en correcties op basis van de “Generation Adequacy Assessment” die door het PLEF is uitgevoerd en in april 2020 is gepubliceerd (zie ook de overwegingen 287 tot en met 289).

(101)

In de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021 wordt gebruikgemaakt van het centrale scenario van de MAF 2020, aangevuld met de meest recente gegevensreeks die voor elk land beschikbaar is en binnen het ENTSB-E is verzameld, en openbare informatie of bijgewerkte nationale studies voor andere landen. Volgens België wordt de coherentie gewaarborgd door dezelfde bron (MAF) te gebruiken als gegevensreeks voor zowel de beoordelingen van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening als de kalibratie van de vraagcurve.

(102)

België heeft verduidelijkt dat de gevoeligheid die in de berekeningen van de vraagcurve voor de eerste veiling wordt gebruikt voor de niet-beschikbaarheid van de Franse nucleaire capaciteit (in overeenstemming met de door het PLEF uitgevoerde “Generation Adequacy Assessment”) ook is gemodelleerd in de adequacy- en flexibiliteitsstudie van 2021.

(103)

Het geraamde volume dat op de eerste Y-4 en Y-1 veilingen moet worden aangekocht, bedraagt ongeveer 9,5 GW. Het totale volume wordt per veiling vastgesteld en gebaseerd op de in afdeling 2.5.2 beschreven methodologie. In de vraagcurve voor de Y-4 veiling hebben de Belgische autoriteiten een aanzienlijk volume gereserveerd voor de Y-1 veiling, om ervoor te zorgen dat er meer in de buurt van het leveringsjaar een nieuwe kalibratie zal plaatsvinden en om te voorkomen dat te veel capaciteit op de eerste Y-4 veiling wordt geveild. Dit grote gereserveerde volume voor Y-1 stelt de Belgische autoriteiten in staat kleine afwijkingen op te vangen als gevolg van nieuwe inputgegevens en verbeteringen in de methodologie, maar zorgt er ook voor dat nieuwe en innovatieve technologieën ruime mogelijkheden krijgen om deel te nemen, zodat in de praktijk de technologische neutraliteit van de maatregel wordt gewaarborgd.

(104)

Over het geheel genomen zal op de Y-4 veiling in 2021 ongeveer 54 % van het gemiddelde piekverbruik in tijden van schaarste worden gecontracteerd, waarmee het beoogde volume tot het strikt noodzakelijke wordt teruggebracht.

(105)

België heeft zich ertoe verbonden de hoeveelheden die op de T-4 veiling in 2023 en de T-1 veiling in 2026 zullen worden aangekocht, te toetsen en zo nodig aan te passen aan de resultaten van de NRAA 2023.

(106)

Er is een verplichte prekwalificatieprocedure van toepassing op alle houders van opwekkingscapaciteit van meer dan 1 MW. Niettemin is voorgekwalificeerde capaciteit niet verplicht om aan het biedproces deel te nemen (opt-out). Om deze verplichte prekwalificatie te vergemakkelijken, wordt voorzien in een versnelde prekwalificatieprocedure om capaciteitshouders in staat te stellen met minimale inspanningen aan de prekwalificatieverplichting te voldoen (er is slechts een minimale hoeveelheid informatie vereist, zoals een identificatienummer, het type leveringspunt en de totale geïnstalleerde capaciteit): voor capaciteitshouders wordt de capaciteit na een versnelde prekwalificatieprocedure automatisch als opt-out behandeld.

(107)

De prekwalificatievereisten omvatten een emissiegrenswaarde: capaciteitsaanbieders die de onderstaande emissiegrenswaarden overschrijden, kunnen niet deelnemen aan de capaciteitsveiling:

(108)

Voorts moeten de kandidaten in het kader van de prekwalificatieprocedure een voorlopige financiële garantie verstrekken om aan de veiling te mogen deelnemen. Deze voorlopige financiële garantie wordt van kracht wanneer de CMU voor de veiling wordt geselecteerd. Indien de capaciteitsaanbieder, na voor de veiling te zijn geselecteerd, zijn contractuele verplichtingen niet nakomt of niet bereid is het capaciteitscontract te ondertekenen, zullen financiële sancties worden opgelegd in het kader van het controleproces vóór levering. De contractuele tegenpartij heeft het recht een financiële garantie te eisen indien deze boeten niet worden betaald. Ten tijde van de prekwalificatie bedraagt de voorlopige financiële garantie 20 000 EUR/MW voor virtuele en aanvullende CMU’s en 10 000 EUR/MW voor bestaande CMU’s, afhankelijk van het in aanmerking komende volume van de CMU (aangezien de gecontracteerde capaciteit nog niet bekend is en ervoor wordt gezorgd dat de financiële garantie in verhouding staat tot de omvang van het project en het daaruit voortvloeiende risico voor het systeem in geval van niet-levering). Indien de uiteindelijke gecontracteerde capaciteit van de CMU lager is dan het in aanmerking komende volume, wordt het bedrag van de financiële garantie verlaagd voor het positieve verschil tussen het in aanmerking komende volume en de gecontracteerde capaciteit, vermenigvuldigd met 20 000 EUR (voor virtuele en aanvullende CMU’s) of 10 000 EUR (voor bestaande CMU’s).

(109)

Bovendien moeten de partijen die een aanvraag willen indienen voor prekwalificatie voor nieuwe met fossiele brandstoffen gestookte installaties (voor een capaciteitscontract met een looptijd van 15 jaar) erkennen dat het verkrijgen van een capaciteitscontract hen niet vrijstelt van de huidige en toekomstige wetgeving en doelstellingen die door de Europese Unie en/of België worden vastgesteld om de uitstoot van broeikasgassen te verminderen. Bovendien moeten zij erkennen dat het verkrijgen van een capaciteitscontract hen ertoe verbindt bij te dragen aan de voorbereiding van het beleid om deze doelstellingen te verwezenlijken. Daartoe moeten zij een schriftelijke verklaring bijvoegen waarin zij zich ertoe verbinden:

(110)

De naleving van de in overweging 109 vermelde verbintenissen moet aan het directoraat-generaal Energie van de FOD Economie worden aangetoond.

(111)

Het competitieve veilingmechanisme maakt gebruik van het formaat met verzegelde offertes, waarbij bieders anoniem biedingen indienen en de markt vervolgens in één ronde wordt gecleard. Volgens de Belgische autoriteiten beperkt het veilingformaat met verzegelde biedingen de kans op misbruik van marktmacht, doordat tijdens de marktclearing geen informatie aan de markt wordt verstrekt en bieders hun biedingen niet kunnen bijwerken. Zij geven ook aan dat met het proces van verzegelde biedingen, anders dan bij veilingen met een teruglopende klok, bieders niet (doorgaans) twee tot drie dagen gebonden zijn om te kunnen reageren op de informatie die voor het veilingproces beschikbaar wordt gesteld. Het minder ingewikkelde en tijdrovende veilingproces zou de toetredingsdrempel verder kunnen verlagen, wat met name van belang is voor nieuwe en kleine spelers en voor vraagresponspartijen die niet de energiemarkt als kernactiviteit hebben.

(112)

Aan alle succesvolle bieders wordt een capaciteitsvergoeding toegekend op basis van de pay-as-bid-prijsregel voor alle veilingen die betrekking hebben op ten minste de eerste twee leveringsperioden (Y-4 en Y-1 veilingen voor leveringsperioden die in november 2025 en november 2026 beginnen). Met andere woorden, succesvolle capaciteitsaanbieders ontvangen hun biedprijs als vergoeding voor capaciteit.

(113)

Na de presentatie van een evaluatieverslag aan het Parlement kan de pay-as-cleared-prijsregel van toepassing zijn op veilingen die betrekking hebben op latere leveringsperioden. Volgens de pay-as-cleared-regel is de capaciteitsvergoeding gelijk aan de biedprijs van de duurste geselecteerde bieding (met de beperking van het tussentijdse prijsplafond, zie afdeling 2.5.4.2).

(114)

De Belgische autoriteiten zijn van mening dat de situatie betreffende de toereikendheid in België rond 2025 nieuwe capaciteit zal vereisen (zie overweging 29). Daarom zullen capaciteitshouders die zeer heterogene kostenstructuren voorstellen waarschijnlijk op de eerste CRM-veilingen meedingen. Bijgevolg vrezen de Belgische autoriteiten dat sommige capaciteitsaanbieders zouden kunnen profiteren van hoge inframarginale CRM-rentes en dus van uitzonderlijke winsten als de pay-as-cleared-prijsregel wordt toegepast. Volgens België zou een pay-as-bid-prijsregel, bij perfecte informatie wanneer marktdeelnemers kunnen anticiperen op de mogelijk te verwachten marktclearingprijs op basis van pay-as-cleared, theoretisch gezien tot hetzelfde resultaat leiden, aangezien bieders dan een prikkel hebben om tegen deze verwachte clearingprijs te bieden. In de praktijk gaan de eerste CRM-veilingen echter onvermijdelijk gepaard met een zekere mate van onzekerheid en onvoorspelbaarheid in verband met de potentiële pay-as-cleared-marktprijs. Derhalve kunnen marktspelers in het kader van een pay-as-bid-prijsregel voorzichtiger handelen om het risico te vermijden dat zij niet worden geselecteerd en daarom kan pay-as-bid tot een goedkoper resultaat leiden.

(115)

België denkt echter dat het voordeel van kostenefficiëntie van pay-as-bid-veilingen na verloop van tijd waarschijnlijk afneemt, niet alleen omdat de behoefte aan nieuwe capaciteit zou kunnen verdwijnen, maar ook omdat terugkerende pay-as-bid-veilingen marktdeelnemers in staat stellen beter in te spelen op de clearingprijs van de referentiemarkt, wat resulteert in een “vlakke” biedcurve. Indien de kwestie van de “missing money” op de middellange tot de lange termijn zou verdwijnen, zou pay-as-bid bovendien kunnen voorkomen dat de prijs naar nul neigt, aangezien capaciteitsaanbieders dan geen prikkel hebben om in het kader van de pay-as-bid-prijsregel nulbiedingen uit te brengen.

(116)

België is van mening dat de pay-as-cleared-prijsregel na daarop volgende veilingen de beste keuze zou kunnen worden om de concurrentie te bevorderen, een transparant prijssignaal te geven en capaciteitsvergoedingen tot nul te laten dalen wanneer het niveau van de geleverde capaciteit naar verwachting toereikend is om aan het gevraagde capaciteitsniveau te voldoen. Een belangrijk kenmerk van de pay-as-cleared-prijsregel is dat het rationele biedgedrag erin bestaat tegen werkelijke kosten te bieden. Aangezien pay-as-cleared-prijzen een transparant prijssignaal afgeven aan de markt, kan deze informatie bovendien bijzonder waardevol zijn voor kleine eenheden en nieuwe marktspelers, omdat die prijzen hen meer inzicht kunnen bieden in de huidige en toekomstige verwachte marktomstandigheden, waardoor deelname op termijn wordt bevorderd. Bovendien vergemakkelijkt de pay-as-cleared-prijsregel contractuele regelingen, met name voor aggregaties. België zal daarom zorgen voor een procedure in het kader waarvan op de pay-as-cleared-prijsregel kan worden overgestapt wanneer blijkt dat dit voordelig is.

(117)

Zoals uitvoerig is beschreven in afdeling 2.6 kan een CMU die aanzienlijke investeringen vergt een aanvraag voor een meerjarig capaciteitscontract indienen. Vooralsnog is deze regel niet van toepassing op deelname van onrechtstreekse buitenlandse capaciteit, waarvoor slechts een eenjarig contract kan worden gesloten (zie de overwegingen 143 en 144). Volgens de Belgische autoriteiten worden CMU’s binnen de categorie eenjarige contracten geconfronteerd met geen of lage investeringskosten (anders zouden zij voor een meerjarig contract in aanmerking komen). Daarom is het de bedoeling om op CMU’s in de categorie eenjarige contracten een tussentijds prijsplafond toe te passen om uitzonderlijke winsten te voorkomen. Deze regel zal ook van toepassing zijn op contracten die worden toegekend aan onrechtstreekse buitenlandse capaciteit (zie afdeling 2.10.1 voor meer informatie).

(118)

CMU’s binnen de categorie eenjarige contracten mogen niet bieden tegen een prijs die hoger is dan het tussentijdse prijsplafond. Bovendien zouden deze CMU’s, zelfs in het kader van de pay-as-cleared-prijsregel (zie overweging 113), geen capaciteitsbetalingen ontvangen die hoger zijn dan het tussentijdse prijsplafond.

(119)

Volgens de Belgische autoriteiten zal het tussentijdse prijsplafond marktdeelnemers met aanmerkelijke marktmacht er ook van weerhouden strategisch te besluiten om bestaande capaciteit stil te leggen of te sluiten, waarmee capaciteit daadwerkelijk van de markt wordt gehaald, wat van invloed is op de marktclearingprijs. Door de maximale capaciteitsvergoeding voor capaciteit in de categorie eenjarige contracten (waaronder bestaande activa) te beperken, zou het tussentijdse prijsplafond het potentieel voor buitensporige inframarginale rentes beperken.

(120)

De Belgische autoriteiten geven aan dat het tussentijdse prijsplafond enerzijds laag genoeg zou moeten zijn om uitzonderlijke winsten te voorkomen, maar anderzijds niet zo laag mag zijn dat een normaal rendement voor investeerders wordt voorkomen of dat CMU’s er zelfs van worden weerhouden aan de CRM-veiling deel te nemen, en dat een ongewenst signaal wordt afgegeven dat zij niet meer meedoen.

(121)

De in het koninklijk besluit beschreven methodologie voor het berekenen van de veilingparameters in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme bepaalt dat het tussentijdse prijsplafond moet worden afgestemd op het verwachte niveau van de “missing money” van de slechtst presterende technologie op de markt, waarbij rekening worden gehouden met zowel kosten als inkomsten.

(122)

De volgende kosten worden in aanmerking genomen:

(123)

Deze kostencomponenten worden gedeeld door de toepasselijke reductiefactoren, aangezien het tussentijdse prijsplafond van toepassing is op de veiling waarin de prijzen per gereduceerde MW worden uitgedrukt. De Belgische autoriteiten hebben de gegevens in onderstaande tabel 5 verstrekt (64).

Tabel 5

Totale jaarlijkse kosten voor een beperkte lijst van bestaande technologieën  (65)

Bron: Kennisgeving.

(124)

De volgende jaarlijkse inkomsten worden in aanmerking genomen:

(125)

De Belgische autoriteiten hebben de gegevens in onderstaande tabel 6 verstrekt:

Tabel 6

Totale jaarlijkse inkomsten voor een beperkte lijst van bestaande technologieën  (67)

Bron: Kennisgeving.

(126)

Ten slotte wordt de “missing money” berekend door de jaarlijkse inkomsten in mindering te brengen op de waarden van de jaarlijkse kosten. Het afgeleide getal wordt verhoogd met een onzekerheidsmarge van 5 % om rekening te houden met algemene onzekerheden die verband houden met een raming van de “missing money”, vooral omdat voor de kalibratie van het tussentijdse prijsplafond de cijfers betreffende de kosten en inkomsten per technologie veralgemeend moeten worden, en deze raming tot enkele jaren vóór de desbetreffende leveringsperiode wordt gemaakt.

(127)

De Belgische autoriteiten hebben de gegevens in tabel 7 verstrekt. De verschillende “niveaus” voor de waarde voor “missing money” zijn op de volgende manier ingedeeld: niveau 1 gaat uit van lage kosten en hoge inkomsten; niveau 2 gaat uit van lage kosten en middelhoge inkomsten; niveau 3 gaat uit van lage kosten en lage inkomsten; niveau 4 gaat uit van middelhoge kosten en hoge inkomsten; niveau 5 gaat uit van middelhoge kosten en middelhoge inkomsten; niveau 6 gaat uit van middelhoge kosten en lage inkomsten.

Tabel 7

Waarden voor “missing money” afgeleid voor een beperkte lijst van bestaande technologieën  (69)

Bron: Kennisgeving.

(128)

Op basis van de door Elia verstrekte input en gegevens en het advies over deze gegevens van de regulator hebben de Belgische autoriteiten het tussentijdse prijsplafond voor de eerste veiling, d.w.z. de Y-4 veiling met als leveringsperiode november 2025 tot en met oktober 2026, vastgesteld op 20 EUR/kWgereduceerd/jaar.

(129)

Tijdens de formele onderzoeksprocedure heeft België een mechanisme ingesteld dat een individuele afwijking van het tussentijdse prijsplafond toestaat (70).

(130)

Het afwijkingsmechanisme is in het koninklijk besluit ingevoerd om de methodologie voor de capaciteitsberekening en de veilingparameters in het kader van het CRM vast te stellen. Het afwijkingsmechanisme is in gelijke mate van toepassing op zowel nationale als onrechtstreekse grensoverschrijdende capaciteit.

(131)

Op basis van het koninklijk besluit zal de afwijking voor de eerste veiling achteraf, d.w.z. na de sluiting van de veiling, worden verleend vanwege de beperkte tijd tussen het ontwerp van het afwijkingsmechanisme en de voorbereiding van de eerste veiling. België heeft uitgelegd dat potentiële begunstigden vóór de veilingen een afwijking zullen aanvragen en alle relevante informatie zullen indienen. Alle criteria en regels voor de afwijking zullen vóór de veilingen op transparante wijze worden vastgesteld. De afwijking zal niet afhankelijk zijn van de ingediende biedingen van deelnemers aan de veiling. Ten slotte, indien achteraf wordt geconcludeerd dat sommige eenheden niet voor een afwijking in aanmerking komen en dat hun betalingen worden verlaagd, heeft dit geen effect op het resultaat (contract, betaling en toegewezen hoeveelheid) voor andere eenheden die aan de veiling hebben deelgenomen.

(132)

De capaciteitsveiling moet worden gecleard door de combinatie van biedingen te selecteren die het sociale welzijn maximaliseren, rekening houdend met de vraagcurve (op administratieve wijze vastgesteld) en de biedcurve (door de verschillende biedingen van de capaciteitshouders te aggregeren) en door de volume- en prijscomponenten van de verschillende biedingen in aanmerking te nemen. Het sociale welzijn wordt in dit verband berekend als de som van het consumentensurplus (surplus voor de samenleving doordat wordt voorzien in de vraag naar voorzieningszekerheid tegen een prijs die lager is dan de bereidheid om te betalen voor capaciteit zoals gedefinieerd in de vraagcurve) en het producentensurplus (surplus voor capaciteitsaanbieders uit de selectie van hun biedingen tegen een prijs die hoger is dan de biedprijs).

(133)

Indien meervoudige clearingoplossingen (d.w.z. een combinatie van biedingen) gelijkwaardig zijn wat betreft het maximaliseren van het economische surplus, wordt de oplossing met de laagste CO2-uitstoot geselecteerd. Indien twee oplossingen zowel wat het maximaliseren van het economische surplus als de gewogen gemiddelde CO2-uitstoot betreft gelijkwaardig zijn, wordt de oplossing met de kortste gewogen gemiddelde looptijd van het contract geselecteerd om de lock-in gedurende meerdere jaren te beperken (71).

(134)

Het veilingalgoritme houdt op zodanige wijze ook rekening met de netbeperkingen dat bepaalde combinaties van biedingen die samen niet netklaar zijn, worden afgewezen. De reeks netbeperkingen met betrekking tot het net van de transmissienetbeheerder die tijdens de clearing van de veiling van toepassing is, zal worden bepaald voordat de veiling wordt gecleard en zal worden ingegeven door overwegingen betreffende systeemveiligheid of beperkingen inzake fysieke afstand.

(135)

Volgens de Belgische autoriteiten stelt een langere looptijd van het capaciteitscontract de capaciteitsaanbieder in staat langetermijnfinanciering te verkrijgen om de investeringskosten over een langere periode te spreiden. Dit zou de jaarlijks vereiste capaciteitsvergoeding kunnen verlagen en ertoe kunnen bijdragen dat een nieuw project concurrerend is ten opzichte van bestaande projecten op de markt. Het potentieel voor nieuwe toetreding tegen een concurrerende prijs is ook van het grootste belang om de marktmacht van bestaande capaciteitsaanbieders te controleren.

(136)

Een langere looptijd van een capaciteitscontract kan echter ook een technologie op de energiemarkt voor een langere periode “fixeren”. Derhalve heeft de Belgische staat gekozen voor verschillende capaciteitscategorieën (1 jaar, tot 3, 8 en 15 jaar). Bijgevolg wordt aan nieuwe investeringen niet onmiddellijk een capaciteitscontract toegekend voor de maximumperiode (15 jaar), waardoor wordt voorkomen dat de toekomstige energiemarkt voor nieuwe (en mogelijk milieuvriendelijkere) technologieën zou worden afgesloten.

(137)

In het door de CREG voorgestelde koninklijk besluit van 12 december 2019 (72) worden de in aanmerking komende kosten als volgt vastgesteld: “de initiële en niet terugkerende investeringsuitgaven die besteld vanaf de datum van publicatie van de resultaten van de veiling waarop de offerte met betrekking tot deze capaciteit is aanvaard en die ten laatste de dag voorafgaand aan de eerste dag van de capaciteitsleveringsperiode zijn uitgevoerd en die noodzakelijk zijn voor de bouw en/of levering van de essentiële fysieke technische elementen van de capaciteit, en om de Belgische markt extra capaciteit aan te bieden vanaf de eerste capaciteitsleveringsperiode die door het capaciteitscontract wordt bestreken”. Voor de bestaande capaciteiten zijn de uitgaven die tot gevolg hebben dat er aanvullende capaciteit wordt aangeboden, de volgende: i) de uitgaven die nodig zijn om de capaciteit in staat te stellen om aan de milieunormen te voldoen, zodat het mogelijk is om de capaciteit op de markt te handhaven; ii) de uitgaven die nodig zijn om het geïnstalleerde vermogen van de capaciteit of de technische levensduur van de installatie te verhogen, en iii) voor rechtstreekse buitenlandse capaciteiten, de uitgaven die nodig zijn om de eenheid aan te sluiten op een netwerk dat binnen de Belgische regelzone valt (zie afdeling 2.10.2).

(138)

Het voorgestelde koninklijk besluit voorziet in de in tabel 8 getoonde drempelwaarden. Deze investeringsdrempels zijn zo berekend dat de gemiddelde geraamde investeringskosten op jaarbasis gelijk zijn voor de capaciteitscategorieën die gekoppeld zijn aan een maximale looptijd van het capaciteitscontract van 15, 8 en 3 jaar. De CREG zal voorstellen om de investeringsdrempels waar nodig en ten minste om de drie jaar bij te werken (73). Met de drempels wordt rekening gehouden met de geïnstalleerde capaciteit en niet met de gereduceerde capaciteit. Volgens België zou capaciteit met een hoge reductiefactor, indien de door de CMU aangeboden gereduceerde capaciteit in plaats van de geïnstalleerde capaciteit voor de investeringsdrempels in aanmerking zou worden genomen, gemakkelijker de investeringsdrempels voor meerjarige contracten bereiken, hetgeen in strijd zou zijn met de doelstelling van het CRM.

Tabel 8

Investeringsdrempels voor langlopende contracten inzake capaciteitsvergoeding

Bron: FOD Economie.

(139)

De CREG zal toezicht houden op de investeringskosten om ervoor te zorgen dat zowel voor als na de indiening van de eenheid aan elke capaciteitsaanbieder de juiste capaciteitscategorie wordt toegewezen. De capaciteitsaanbieder moet met name een ex-postinvesteringsdossier verstrekken dat de regulator kan gebruiken voor zijn ex-postbeoordeling van de toegewezen capaciteitscategorie. Indien uit de ex-postanalyse blijkt dat niet aan de kostencriteria is voldaan (met inbegrip van een beperkte tolerantiemarge om rekening te houden met kleine onzekerheden), kunnen de contractuele voorwaarden worden herzien (bv. herindeling van de CMU in de juiste contractcategorie). Indien het ex-postinvesteringsdossier niet (op tijd) wordt verstrekt, kan de CMU ook door de regulator in de categorie eenjarige capaciteitscontracten worden heringedeeld.

(140)

Volgens het oorspronkelijke voorstel wordt ook een contractcategorie toegewezen aan geaggregeerde offertes. Indien een geaggregeerde offerte wordt gedaan voor capaciteiten die met verschillende contractcategorieën overeenkomen, wordt de geaggregeerde offerte toegewezen aan de contractcategorie die overeenkomt met de capaciteit van het contract met de kortste looptijd.

(141)

Dit voorstel werd na de formele onderzoeksprocedure herzien. Op basis van het koninklijk besluit tot vaststelling van de investeringsdrempels, de criteria voor het in aanmerking komen van investeringskosten, en de procedure van klassering wordt elke capaciteit die deel uitmaakt van een geaggregeerde offerte in een capaciteitscategorie ingedeeld. Op basis van de indeling van capaciteiten bepaalt de CREG in voorkomend geval haar verschillende indelingscombinaties en koppelt zij elke combinatie aan een maximaal nominaal referentievermogen dat overeenkomt met de som van de nominale referentiecapaciteiten van de capaciteiten van de geaggregeerde offerte, die zijn ingedeeld in een capaciteitscategorie die gelijk is aan of hoger is dan de opgegeven capaciteitscategorie. Op basis hiervan kiest de beheerder van de geaggregeerde offerte de capaciteitscategorie die van toepassing is op de geaggregeerde offerte.

(142)

Na de formele onderzoeksprocedure heeft België ook de bepalingen van het koninklijk besluit betreffende in aanmerking komende investeringskosten gewijzigd. In het gewijzigde koninklijk besluit is bepaald dat alleen kosten voor aanpassing aan toekomstige normen van de Unie in aanmerking komen in het kader van het CRM.

(143)

Volgens de Belgische autoriteiten kan voor buitenlandse capaciteit niet worden voorzien in de mogelijkheid van meerjarige contracten, aangezien op de lange termijn niet altijd voldoende toegangscapaciteit kan worden gewaarborgd. Dit laatste is niet alleen afhankelijk van het niveau van de interconnectie en de beschikbaarheid ervan, maar ook van het risico van gelijktijdige systeemstress met de buurlanden. Dit laatste risico kan in de loop van de tijd aanzienlijk variëren, afhankelijk van de toereikendheid en de marktsituatie in andere landen.

(144)

De Belgische autoriteiten hebben zich er echter toe verbonden de mogelijkheid voor buitenlandse capaciteit om toegang te krijgen tot meerjarige contracten te herzien. De eerste herziening zal uiterlijk op 15 januari 2023 en vervolgens om de twee jaar worden uitgevoerd. Indien uit de herziening blijkt dat de risico’s in verband met het niveau en de beschikbaarheid van de interconnector en het risico van gelijktijdige systeemstress afdoende worden beperkt, zodat contracten met een looptijd van meer dan een jaar voor onrechtstreekse buitenlandse capaciteit geen onredelijke risico’s voor de toereikendheid opleveren, kunnen meerjarige contracten voor buitenlandse capaciteit worden toegekend.

(145)

Ten slotte kan onbewezen capaciteit slechts in aanmerking komen voor een eenjarig capaciteitscontract, omdat het lastig is exacte kostengegevens te rechtvaardigen op grond waarvan die capaciteit in een van de categorieën van meerjarige contracten zou kunnen worden ingedeeld (zie afdeling 2.4.4).

(146)

In het Belgische capaciteitsmechanisme koopt de contractuele tegenpartij de capaciteit van de capaciteitsaanbieders in de vorm van betrouwbaarheidsopties. De via een veiling geselecteerde capaciteitsaanbieders verkopen de betrouwbaarheidsopties aan de centrale inkoper en ontvangen als tegenprestatie een vaste capaciteitsvergoeding. Wanneer de referentieprijs een vooraf vastgesteld niveau overschrijdt, de zogenaamde uitoefenprijs, is de capaciteitsaanbieder verplicht het verschil tussen de referentieprijs en de uitoefenprijs terug te betalen aan de centrale inkoper, berekend op basis van de gecontracteerde capaciteitsvolumes.

(147)

Als gevolg daarvan worden de inkomsten van de capaciteitsaanbieder op de “energy-onlymarkt” beperkt tot de uitoefenprijs, maar zijn capaciteitsaanbieders in ruil daarvoor verzekerd van een vaste en bepaalde capaciteitsvergoeding. Met andere woorden, de capaciteitsaanbieders geven een deel van hun onzekere schaarsterente op om in ruil daarvoor een bepaalde capaciteitsvergoeding te ontvangen, waardoor het risico op fluctuerende inkomsten en dus ook de risico’s in verband met de te verrichten investering aanzienlijk worden beperkt. De betrouwbaarheidsoptie heeft een tweeledig doel. Ten eerste beperkt de terugbetalingsverplichting het potentieel voor uitzonderlijke winsten en ten tweede worden CMU’s daardoor gestimuleerd om beschikbaar te zijn op momenten die relevant zijn voor de voorzieningszekerheid.

(148)

België heeft de day-aheadmarktprijs als referentieprijs gekozen. Volgens België zijn de belangrijkste voordelen daarvan:

(149)

België heeft uitgelegd dat de methodologie van de referentieprijs in de toekomst kan worden herzien om ervoor te zorgen dat deze het meest adequate prijssignaal afgeeft, zodra de maturiteit van andere spotmarkten toeneemt tot een niveau dat de day-aheadmarkt benadert. Met name de intradayprijzen kunnen opnieuw in aanmerking worden genomen zodra de liquiditeit toereikend en constant is.

(150)

België heeft gekozen voor één enkele uitoefenprijs met enkele correcties om de technologische openheid van het systeem te waarborgen en uitzonderlijke winsten te beperken bij de kalibratie. Volgens de Belgische autoriteiten zijn deze correcties noodzakelijk om het risico van één enkele uitoefenprijs voor de deelname van bepaalde technologieën aan het CRM te beperken. Met name technologieën waarvan de marginale kortetermijnkosten boven de uitoefenprijs liggen, kunnen zonder deze correcties worden belemmerd.

(151)

Zoals bepaald in artikel 7undecies, lid 2, van de elektriciteitswet, wordt de parameter van de uitoefenprijs jaarlijks uiterlijk op 31 maart van dat jaar gekalibreerd bij een ministerieel besluit (zowel voor de Y-4 als de Y-1 veiling) en op basis van de methodologie die in het koninklijk besluit is vastgesteld voor de veilingparameters.

(152)

De parameter zal worden gebaseerd op een analyse van de geaggregeerde curven die het elastische deel van de op de day-aheadmarktmarkt waargenomen reactie van de markt in volume tonen, gewogen over een periode van drie jaar voor de relevante perioden gedurende deze drie jaar (winterse weekdagen). De methodologie geeft aan dat de gekalibreerde uitoefenprijs moet worden gekozen in het overeenkomstige bereik [75 %; 85 %] van de prijselastische reactie in volume van de markt die erop reageert, en rekening houdend met een aantal leidende beginselen:

(153)

Voor de beoordeling van het eerste criterium wordt dit onderzocht in het licht van de resultaten en hypothesen die zijn gebruikt in de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019, met name in de afdelingen 2.9.3 en 2.9.4. De berekening van deze marginale kortetermijnkosten is gebaseerd op verschillende veronderstellingen: een raming van de brandstofprijzen, een raming van de potentiële ontwikkeling van de CO2-prijs, een raming van de prestaties (“efficiëntie”) van de verschillende technologieën die in de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019 in aanmerking zijn genomen (in dit geval gasturbine met gecombineerde cyclus, gasturbine met open cyclus, en dieselgenerator).

(154)

België heeft een indicatief gekalibreerd bereik van de uitoefenprijs voorgesteld op basis van de laatste drie winterperioden (winter 2016/2017 tot en met winter 2018/2019), die moet worden beperkt tot [320; 500] EUR/MWh.

(155)

Dit houdt in dat de uitoefenprijs zich in de loop der tijd kan ontwikkelen (maar vast blijft voor de looptijd van het capaciteitscontract van een CMU), in overeenstemming met de ontwikkelingen op de energiemarkt, en dat capaciteitscontracten als gevolg van een veiling niet noodzakelijkerwijs dezelfde uitoefenprijs omvatten als capaciteitscontracten die betrekking hebben op een andere veiling. In ieder geval zullen de capaciteitsaanbieders vóór elke veiling in kennis worden gesteld van de toepasselijke uitoefenprijs, zodat zij in hun biedingen rekening kunnen houden met deze informatie.

(156)

Daarnaast heeft België ervoor gekozen CMU’s zonder individuele programmeringsverplichting (vraagresponsoperatoren en aggregators vallen doorgaans onder deze categorie) de mogelijkheid te bieden om de enige uitoefenprijs door hun opgegeven marktprijs (d.w.z. hun marginale kortetermijnkosten) te vervangen in de terugbetalingsverplichting wanneer die hoger zou zijn dan de enige uitoefenprijs. Met andere woorden, deze CMU’s zonder individuele programmeringsverplichting (en dus vraagresponsoperatoren) zijn alleen onderworpen aan de terugbetalingsverplichting indien de referentieprijs hoger is dan hun opgegeven marktprijs, die overeenkomt met de prijs waarboven deze capaciteitsaanbieders hebben verklaard energie te zullen leveren op de energiemarkt. Met andere woorden, indien de kalibratie van de enige uitoefenprijs zou resulteren in een prijs die lager is dan hun activeringskosten, zijn deze CMU’s niet verplicht inkomsten terug te betalen die niet op de energiemarkt werden gegenereerd (indien de referentieprijs hoger zou zijn dan de uitoefenprijs, maar lager zou zijn dan hun opgegeven marktprijs). Deze maatregel werd na de openbare raadpleging ingevoerd om de bezorgdheid van vraagresponsoperatoren en andere partijen weg te nemen dat zij anders meer moeilijkheden zouden ondervinden om deel te nemen, aangezien zij mogelijk moeten terugbetalen zonder te worden gedispatched en de inkomsten in de eerste plaats te hebben behaald. Volgens België zorgt de maatregel ook voor technologische openheid, terwijl uitzonderlijke winsten worden beperkt. Volgens de autoriteiten moet dit ontwerpelement met name de deelname van vraagrespons aan het CRM en elke andere technologie met hogere marginale kortetermijnkosten uitdrukkelijk vergemakkelijken.

(157)

Daarnaast kunnen CMU’s zonder individuele programmeringsverplichting besluiten verschillende day-aheadprijzen als opgegeven marktprijs op te geven. Dit is met name relevant voor aggregators, die in hun portefeuille CMU’s kunnen hebben met verschillende marginale prijzen die hun werkelijke kostencurve weerspiegelen. Dit is bedoeld om te voorkomen dat de terugbetalingsverplichting wordt toegepast op energie die niet op de markt is verkocht en geen inkomsten heeft opgeleverd.

(158)

Wanneer de elektriciteitsprijs op de day-ahead groothandelsmarkt hoger is dan de uitoefenprijs, moet de capaciteitsaanbieder het verschil tussen de referentieprijs en de uitoefenprijs aan Elia betalen, berekend op basis van de gecontracteerde capaciteitsvolumes. Als gevolg daarvan worden de inkomsten van de capaciteitsaanbieder op de energy-onlymarkt beperkt tot de uitoefenprijs, maar zijn capaciteitsaanbieders in ruil daarvoor verzekerd van een vaste en bepaalde capaciteitsvergoeding.

(159)

De capaciteitsaanbieder is onderworpen aan de terugbetalingsverplichting, ongeacht of hij tijdens de desbetreffende verrekeningsperiode elektriciteit tegen hoge prijzen verkocht.

(160)

Het is belangrijk hieraan toe te voegen dat de betrouwbaarheidsoptie zodanig is ontworpen dat geplande en ongeplande niet-beschikbaarheid van de activa die vooraf naar behoren is meegedeeld, wordt vrijgesteld van deze terugbetalingsverplichting, al naargelang de niet-beschikbaarheid. De terugbetalingsverplichting heeft namelijk tot doel uitzonderlijke winsten te voorkomen door onverwachte inkomsten uit de energiemarkt terug te betalen. In het geval van niet-beschikbaarheid (zowel gepland als ongepland), wordt echter geen energie geleverd. Bijgevolg is het in het geval van (naar behoren meegedeelde) niet-beschikbaarheid voor de capaciteitsaanbieder onmogelijk om de hogere energie-inkomsten als gevolg van de hoge prijspieken op te vangen, zodat in deze omstandigheden geen terugbetalingsverplichting zou moeten gelden.

(161)

Vraagresponseenheden en andere capaciteit zonder verplichting van een dagelijks programma zijn onderworpen aan de terugbetalingsverplichting indien de referentieprijs hoger is dan de opgegeven marktprijs (zie overweging 156).

(162)

De Belgische autoriteiten hebben zich ertoe verbonden een technische en economische analyse uit te voeren waarin de biedingen en de resultaten van de veilingen zullen worden onderzocht, met bijzondere aandacht voor het effect van de terugbetalingsverplichting. De analyse zal om de twee jaar worden uitgevoerd, te beginnen na de eerste veiling in het voorjaar van 2022. De resultaten van de analyse zullen aan een openbare raadpleging worden onderworpen.

(163)

België zal ook een stop-lossmechanisme invoeren voor zowel de terugbetalingsverplichting (gekoppeld aan de betrouwbaarheidsopties) als de boeten voor niet-beschikbaarheid, die cumulatief worden toegepast (zie afdeling 2.8.4).

(164)

Een dergelijk stop-lossmechanisme houdt in dat de capaciteitsaanbieder in het kader van het CRM nooit een bedrag hoeft terug te betalen dat hoger is dan de waarde van zijn jaarlijkse capaciteitsvergoeding. Met andere woorden, als de contractwaarde tot nul wordt verlaagd, is er geen betalingsverplichting (niet voor de betrouwbaarheidsopties, noch voor de beschikbaarheidsbetalingen). Dit beginsel brengt een nuttige risicobeperking voor de capaciteitsaanbieder met zich mee, waarbij nulbiedingen worden toegestaan indien de “missing money” op de energiemarkt tot nul wordt teruggebracht. Zonder een dergelijk stop-lossmechanisme zou de capaciteitsaanbieder daarentegen het risico lopen aan een terugbetalingsverplichting te worden onderworpen en/of een boete opgelegd te krijgen, zelfs als hij geen “missing money” zou hebben en de waarde van zijn capaciteitscontract 0 EUR zou zijn. Om dit risico te dekken zou een capaciteitsaanbieder nooit bieden op 0 EUR/MW/jaar (zelfs als hij geen “missing money” zou hebben) als dit stop-lossmechanisme niet zou worden ingevoerd.

(165)

Tijdens de periode voorafgaand aan de levering (d.w.z. de periode nadat een CMU in de veiling is geselecteerd, maar vóór het begin van de leveringsperiode) worden de geselecteerde capaciteitsaanbieders onderworpen aan een reeks eisen om ervoor te zorgen dat hun gecontracteerde capaciteit beschikbaar is bij aanvang van de leveringsperiode en bijdraagt tot de voorzieningszekerheid. Die eisen zijn met name bedoeld om de kans op prijsopdrijving te beperken en de onzekerheid die inherent is aan nieuwe investeringen (bv. vertraging bij bouwwerkzaamheden) af te dekken.

(166)

Er is een voorwaardelijke financiële garantie vereist om te waarborgen dat alle verplichtingen met betrekking tot de controles vóór levering die voortvloeien uit het capaciteitscontract en/of de regels betreffende de werking van de CRM-marktregels zoals vereist en tijdig worden nagekomen (zie overweging 108). Indien een capaciteitsaanbieder gedurende een periode voorafgaand aan de levering zijn verplichtingen niet nakomt, kan de financiële garantie worden ingeroepen.

(167)

Voor bestaande CMU’s worden beschikbaarheidstests voorafgaand aan de levering georganiseerd, waarop in geval van niet-naleving sancties van toepassing zijn. Voorts zijn voor aanvullende en virtuele CMU’s aanvullende verplichtingen en controlevereisten tussen Y-4 en de leveringsperiode voorzien. De controle voorafgaand aan de levering van deze nieuwe capaciteiten zal gebaseerd zijn op de door de capaciteitsaanbieder verstrekte gedetailleerde projectplanning. Indien de capaciteitsaanbieder niet voldoet aan de in de projectplanning vastgestelde mijlpalen, met een residuele vertraging tot gevolg, zullen boeten worden opgelegd, met inbegrip van financiële sancties (gedekt door de financiële garantie) of in sommige gevallen de vermindering van de aanvankelijk gecontracteerde capaciteit (en dus de capaciteitsvergoeding per jaar) en/of de verkorting van de looptijd van het capaciteitscontract (en dus het aantal jaren gedurende welke een capaciteitsvergoeding zal worden ontvangen).

(168)

De Belgische transmissienetbeheerder zorgt ervoor dat alle gecontracteerde CMU’s beschikbaar zijn (rekening houdend met reductie) om het beoogde niveau van voorzieningszekerheid te bereiken. Aangezien het voornaamste doel van het CRM is een toereikend capaciteitsniveau in het systeem te waarborgen, vindt de beschikbaarheidscontrole plaats op momenten die relevant zijn voor de voorzieningszekerheid. In dit verband wordt een aanzet tot de beschikbaarheidscontrole (availability monitoring trigger, hierna “AMT”) vastgesteld voor het identificeren van de momenten die voor de toereikendheid relevant zijn en gedurende welke de transmissienetbeheerder de beschikbaarheid van CMU’s controleert.

(169)

De AMT is gebaseerd op de day-aheadmarktprijs. De redenen om voor de day-aheadmarktprijs te kiezen, zijn dezelfde als voor de terugbetalingsverplichting, zoals beschreven in afdeling 2.7.2. Tijdens AMT-momenten (d.w.z. momenten waarop de day-aheadmarktprijs de AMT overschrijdt) kan de transmissienetbeheerder verifiëren of met de aangekochte capaciteit inderdaad op een day-aheadmarktsignaal kan worden gereageerd. Indien de capaciteit niet voldoet aan de verplichte capaciteit (74) (op basis van de voorwaarden in het capaciteitscontract en de werkingsregels), kan het deel van de verplichting dat niet beschikbaar was, worden bestraft, tenzij de CMU het positieve verschil tussen de verplichte capaciteit en de beschikbare capaciteit (75) kan dekken via de secundaire markt van het CRM (zie afdeling 2.9). Door verplichtingen op de secundaire markt te verkopen, kan de capaciteitsaanbieder de verplichte capaciteit daadwerkelijk verminderen om een discrepantie tussen de verplichte en de beschikbare capaciteit en dus sancties te voorkomen.

(170)

Voor het berekenen van de verplichte capaciteit wordt een onderscheid gemaakt tussen activa met en zonder energiebeperking, aangezien zij op een andere manier bijdragen tot de voorzieningszekerheid. Een actief met energiebeperking (bv. batterijen, vraagrespons) kan alleen gedurende een bepaald aantal opeenvolgende uren beschikbaar zijn, terwijl deze beperkingen niet gelden voor de activa zonder beperking.

(171)

Voor activa zonder energiebeperking (bv. thermische installaties, windmolenparken) heeft de duur van het AMT-moment (uitgedrukt in een aantal uren) geen invloed op de beschikbare capaciteit. Gemiddeld moeten deze activa ten minste hun gereduceerde capaciteit kunnen leveren. Derhalve is de verplichte capaciteit in elk AMT-uur gedurende het capaciteitscontract gelijk aan de gereduceerde capaciteit van het actief zoals bepaald tijdens de prekwalificatiefase.

(172)

Aangezien activa met energiebeperking (bv. batterijen, vraagrespons) slechts gedurende een bepaald aantal opeenvolgende uren beschikbaar kunnen zijn, kunnen deze CMU’s tijdens de prekwalificatiefase een bepaalde overeenkomst inzake dienstverleningsniveau (SLA) kiezen. Daarom is de verplichte capaciteit gelijk aan hun niet-gereduceerde capaciteit voor uren binnen hun energiebeperkingen. De verplichte capaciteit zal gelijk zijn aan 0 MW voor elk ander AMT-uur op dezelfde dag. De CMU behoudt de vrijheid om haar actief te dispatchen voor elk AMT-moment van een door haar gekozen reeks AMT-uren zolang zij ten minste haar SLA gedurende alle AMT-uren van een dag is nagekomen.

(173)

Enerzijds worden capaciteitsaanbieders met een verplichting van een dagelijks programma op de energiemarkt geacht beschikbare capaciteit te hebben op elk AMT-uur van het maximumvermogen (Pmax) (76).

(174)

Anderzijds is er minder zicht op de daadwerkelijke beschikbaarheid voor capaciteitsaanbieders zonder die programmeringsverplichting. Deze laatste capaciteitsaanbieders zijn daarom altijd verplicht om vóór het sluiten van de day-aheadmarkt een day-aheadprijs mee te delen boven welke zij energie aan de markt zouden leveren waarbij de CMU in overeenstemming is met minstens de verplichte capaciteit, die boven de AMT-prijs kan liggen. Indien de marktclearing onder deze prijs plaatsvindt, wordt de eenheid geacht beschikbaar te zijn (maar geen energie te leveren) volgens een verklaring. Indien een marktclearing boven de opgegeven day-aheadprijs plaatsvindt, zal de transmissienetbeheerder de energielevering verifiëren. Op die manier houdt de controle niet in dat er op alle AMT-momenten energie moet worden geleverd, alleen als de marktvoorwaarden gunstig zijn voor de CMU (d.w.z. de opgegeven day-aheadprijs).

(175)

Optioneel kan de capaciteitsaanbieder zonder programmeringsverplichting ook andere prijzen opgeven om de levering op andere markten (intraday- of balanceringsmarkten) en/of voor kleinere volumes aan te geven. Dit is bedoeld om rekening te houden met de werking van de markt, aangezien een deel van de energie dichter bij realtime kan worden verkocht. De transmissienetbeheerder zal de beschikbaarheid controleren aan de hand van de prijs die overeenkomt met het tijdstip waarop de energie werd geleverd. Indien de opgegeven prijs/prijzen nooit wordt/worden overschreden op hun respectieve markt(en), zal het actief niet voldoende zichtbaar zijn op de markt en zal het bijgevolg waarschijnlijk vaker worden getest. De regels betreffende de werking van het CRM zullen het recht voor de transmissienetbeheerder omvatten om gedurende een leveringsperiode een bepaald aantal tests te eisen (zie afdeling 2.8.3).

(176)

Volgens België zijn er twee belangrijke drijfveren voor een capaciteitsaanbieder om correcte prijzen voor zijn CMU’s op te geven, met betrekking tot de terugbetalingsverplichting en de beschikbaarheidscontrole:

(177)

Elia kan de beschikbaarheid van een CMU controleren door middel van onaangekondigde beschikbaarheidstests. Elia stelt de capaciteitsaanbieder uiterlijk daags vóór de beschikbaarheidstest in kennis van dergelijke tests tussen 15.00 en 15.30 uur MET, d.w.z. op hetzelfde moment als waarop de vastgestelde AMT-uren worden meegedeeld.

(178)

Elia kan een CMU tot drie keer met succes testen tijdens de winterperiode en één keer met succes buiten de winterperiode. Daarnaast behoudt Elia zich het recht voor om maximaal één keer de volledige looptijd van de SLA (indien van toepassing) met succes te testen. Elia zal in een periode waarin zij vooraf kennis heeft van geplande niet-beschikbaarheid voor de betrokken CMU geen beschikbaarheidstests uitvoeren op de capaciteit (of een deel ervan) die niet beschikbaar is (d.w.z. dat de verplichte capaciteit is beperkt tot de capaciteit waarvan bekend is dat die beschikbaar is).

(179)

Elia zal de te testen CMU’s selecteren volgens een interne procedure, die niet openbaar zal worden gemaakt. Niettemin baseert Elia haar procedure op criteria met inbegrip van, maar niet beperkt tot:

(180)

Wanneer Elia de beschikbaarheidstest samen met de verwachte duur ervan (volledige looptijd van de SLA of één kwartier) meldt aan de capaciteitsaanbieder, vermeldt zij ook de start- en eindtijd. Binnen die termijn heeft de capaciteitsaanbieder de vrijheid om de levering van energie naar eigen goeddunken te organiseren.

(181)

Elke ontbrekende capaciteit gedurende deze periode kan met een beschikbaarheidsboete worden bestraft. De eventuele kosten van beschikbaarheidstests worden gedragen door de capaciteitsaanbieder.

(182)

Elke ontbrekende capaciteit, d.w.z. een positief verschil tussen de verplichte en de beschikbare capaciteit, tijdens een AMT-uur kan met een beschikbaarheidsboete worden bestraft.

(183)

Het totale bedrag aan beschikbaarheidsboeten dat een capaciteitsaanbieder kan ontvangen voor één CMU, voor één leveringsperiode en voor ontbrekende capaciteit met een verplichting op de primaire markt of een transactie op de secundaire markt waarvan de transactieperiode ten minste één volledige leveringsperiode bestrijkt, wordt beperkt tot de winnende geselecteerde biedprijzen op de veilingen voor de leveringsperiode vermenigvuldigd met de gecontracteerde capaciteit op de veilingen.

(184)

Het totale bedrag aan beschikbaarheidsboeten dat een capaciteitsaanbieder kan ontvangen voor één CMU, voor één maand en voor ontbrekende capaciteit als gevolg van een verplichting op de primaire markt of een transactie op de secundaire markt waarvan de transactieperiode ten minste één volledige leveringsperiode bestrijkt, is beperkt tot 20 % van de winnende geselecteerde biedprijzen op de veilingen voor de leveringsperiode vermenigvuldigd met de gecontracteerde capaciteit op de veilingen.

(185)

Indien tijdens drie afzonderlijke AMT-momenten en/of beschikbaarheidstests voor dezelfde CMU een ontbrekende capaciteit van meer dan 20 % van de verplichte capaciteit wordt vastgesteld, publiceert Elia een neerwaartse bijstelling van de capaciteitsvergoeding voor die CMU in verhouding tot de maximale ontbrekende capaciteit die in die periode is vastgesteld. De capaciteitsaanbieder behoudt echter een beschikbaarheidsverplichting en blijft aansprakelijk voor eventuele beschikbaarheidsboeten voor die CMU, zoals in het oorspronkelijke capaciteitscontract. De totale waarde van het contract wordt niet gewijzigd. De oorspronkelijke capaciteitsvergoeding wordt hersteld nadat de CMU haar verplichte capaciteit, in overeenstemming met de gecontracteerde capaciteit en de SLA in het primaire contract, tijdens drie opeenvolgende AMT-momenten of beschikbaarheidstests heeft geleverd.

(186)

Indien de CMU tijdens twee volgende leveringsperioden onderworpen was aan een neerwaartse bijstelling van de capaciteitsvergoeding en de CMU er telkens niet in slaagde om de oorspronkelijke capaciteitsvergoeding binnen twaalf weken na elke herziening te herstellen, zal de CMU de mogelijkheid verliezen om de oorspronkelijke capaciteitsvergoeding te herstellen en worden alle capaciteitscontracten beëindigd die van toepassing zijn op leveringsperioden die ingaan op de eerste Y-1 veiling na toepassing van deze clausule.

(187)

België zal een secundaire markt tot stand brengen om de capaciteitsaanbieders een mechanisme te bieden om hun risicobeheer in het kader van het CRM te verbeteren. Indien een capaciteitsaanbieder wordt geconfronteerd met een lagere dan verwachte beschikbaarheid (lager dan zijn in overeenstemming met de marktregels berekende verplichte capaciteit), heeft hij immers de mogelijkheid om het positieve verschil tussen zijn contractueel verplichte capaciteit en zijn beschikbare capaciteit op de secundaire markt te dekken, zonder te worden bestraft vanwege niet-beschikbaarheid. In het geval van transacties op de secundaire markt worden verplichtingen, met inbegrip van de uitoefenprijs van de oorspronkelijke verplichting, volledig overgedragen.

(188)

De secundaire markt zal uiterlijk één jaar voor de aanvang van de eerste leveringsperiode worden uitgevoerd. De voorwaarden van het mechanisme van de secundaire markt worden beschreven in de regels betreffende de werking van het CRM.

(189)

België zal buitenlandse capaciteit in een lidstaat met een rechtstreekse netaansluiting met België toestaan vanaf de eerste levering deel te nemen. De regels zijn vastgelegd in een koninklijk besluit (77). Aangezien de in artikel 26, lid 11, van de elektriciteitsverordening genoemde methodologieën, gemeenschappelijke regels en voorwaarden pas in december 2020 werden goedgekeurd (78) en transmissienetbeheerders de nodige overeenkomsten nog niet hebben kunnen sluiten, was het volgens België niet mogelijk om de grensoverschrijdende deelname vanaf de eerste Y-4 veiling te organiseren. Volgens de Belgische autoriteiten zal dit zo spoedig mogelijk gebeuren. Intussen is een volume gereserveerd voor de Y-1 veiling, zodat grensoverschrijdende capaciteit vanaf het eerste jaar van levering, d.w.z. 2025, kan deelnemen.

(190)

Deelname staat open voor alle technologieën. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen twee soorten buitenlandse capaciteit — rechtstreekse en onrechtstreekse.

(191)

Onrechtstreekse buitenlandse capaciteit is capaciteit die zich in aangrenzende lidstaten bevindt. Voor elk van de aangrenzende lidstaten wordt een voorafgaande veiling georganiseerd. Gezien de beperkte capaciteit op interconnectoren is de voorafgaande veiling bedoeld om een doeltreffende prekwalificatie te waarborgen, aangezien deze een voorwaarde is voor de hoofdveiling. Elke voorafgaande veiling begint uiterlijk op 1 juni en wordt door de transmissienetbeheerder georganiseerd volgens de instructies van de minister als bedoeld in artikel 7undecies, lid 6, van de elektriciteitswet, en gespecificeerd door een aangrenzende lidstaat. De minister kan in zijn instructie in voorkomend geval besluiten dat er geen voorafgaande veiling met een aangrenzende lidstaat moet worden georganiseerd. De parameters van de voorafgaande veiling zijn dezelfde als die van de overeenkomstige veiling. De referentieprijs voor elke aangrenzende lidstaat weerspiegelt echter de prijs die de aanbieder van onrechtstreekse buitenlandse capaciteit zou hebben verkregen op de elektriciteitsmarkten die worden beheerd door de NEMO (79) die door de onrechtstreekse buitenlandse capaciteit wordt aangewezen.

(192)

Op basis van de aanbeveling van het regionale coördinatiecentrum als bedoeld in artikel 26, lid 7, van de elektriciteitsverordening, in overeenstemming met de door ACER goedgekeurde methodologie als bedoeld in artikel 26, lid 11, punt a), van de elektriciteitsverordening, bepaalt de transmissienetbeheerder elk jaar de maximale toegangscapaciteit die beschikbaar is voor de deelname van onrechtstreekse buitenlandse capaciteit van elke aangrenzende lidstaat.

(193)

In afwachting van de goedkeuring van de desbetreffende strategieën, voorstellen of besluiten ter uitvoering van artikel 26 van de elektriciteitsverordening wordt de bijdrage van elke rechtstreeks met België verbonden marktzone bepaald door de bijdrage van die zones tijdens gesimuleerde uren van schaarste op basis van ERAA of NRAA.

(194)

Andere voorwaarden voor grensoverschrijdende deelname zijn opgenomen in Besluit nr. 36/2020 van ACER betreffende technische specificaties voor grensoverschrijdende deelname aan capaciteitsmechanismen.

(195)

Indien er een NTC-koppeling is gemodelleerd tussen België en een andere elektrisch rechtstreeks verbonden marktzone, dan geldt het volgende:

(196)

Indien in de simulatie een stroomgebaseerd gebied wordt gedefinieerd dat België omvat, dan geldt het volgende:

(197)

De onrechtstreekse buitenlandse capaciteit die op de voorafgaande veiling een bod wil uitbrengen, verstrekt aan de transmissienetbeheerder de informatie over het aangeboden capaciteitsvolume na de toepassing van de reductiefactor, de geboden prijs en de CO2-uitstoot van de betrokken capaciteit.

(198)

De onrechtstreekse buitenlandse capaciteit waarvan het bod aan het einde van de voorafgaande veiling wordt geselecteerd, dient een prekwalificatiedossier in. De beoordeling van het prekwalificatiedossier wordt uitgevoerd door de naburige transmissienetbeheerder in samenwerking met Elia, in overeenstemming met de regels van de methodologieën als bedoeld in artikel 26, lid 11, punt f), van de elektriciteitsverordening en, indien van toepassing, in overeenstemming met de tussen transmissienetbeheerders gesloten overeenkomst.

(199)

Volgens de Belgische autoriteiten is rechtstreekse buitenlandse capaciteit capaciteit die zich in een aangrenzende lidstaat bevindt, maar die een rechtstreekse en exclusieve verbinding met het Belgische netwerk heeft en is losgekoppeld van het netwerk van die aangrenzende lidstaat.

(200)

De capaciteit moet zich ook bevinden in een aangrenzende lidstaat waarmee België een overeenkomst heeft gesloten inzake de deelname van rechtstreekse buitenlandse capaciteit in het kader van het CRM, waarbij wordt gewaarborgd dat:

(201)

Overeenkomstig artikel 21, lid 2, van de elektriciteitsverordening heeft België tussen oktober en december 2019 de aangrenzende lidstaten geraadpleegd.

(202)

De toewijzing van de inkomsten uit de toewijzing van grensoverschrijdende tickets, d.w.z. toegangsrechten voor buitenlandse capaciteitsaanbieders om deel te nemen aan het Belgische CRM, wordt volledig geregeld in artikel 26, lid 9, van de elektriciteitsverordening.

(203)

België heeft aangegeven dat de congestie-inkomsten zullen worden gebruikt voor de doeleinden van artikel 19, lid 2, van de elektriciteitsverordening, zoals vereist bij artikel 26, lid 9, van die verordening.

(204)

België heeft bevestigd te zullen voldoen aan Besluit nr. 36/2020 van ACER, waarin onder meer de methodologie is vastgesteld voor het delen van de inkomsten die voortvloeien uit de toewijzing van toegangscapaciteit.

(205)

Overeenkomstig artikel 3 van het koninklijk besluit betreffende de ontvankelijkheidscriteria in verband met cumulatieve steun en de minimumdrempel voor deelname wordt capaciteit die reeds voor exploitatiesteun in aanmerking komt, uitgesloten van de prekwalificatiefase. Capaciteiten die van dergelijke steun profiteren, kunnen aan de prekwalificatiefase deelnemen op voorwaarde dat zij van de steun afzien indien zij een contract in het kader van het capaciteitsmechanisme krijgen toegewezen. Het ministerie van Energie publiceert een formulier waarin deze toezegging om van de steun af te zien, wordt bevestigd. Bovendien verbinden capaciteiten zich ertoe geen andere exploitatiesteun aan te vragen tijdens de periode waarin zij een capaciteitscontract hebben bij het indienen van een aanvraag voor de prekwalificatiefase.

(206)

De precieze kosten van de maatregel zullen door de veilingen worden bepaald. Volgens de meest recente kostenraming van de Belgische autoriteiten, die in januari 2021 is uitgevoerd door consultancybedrijf Haulogy in opdracht van de Belgische autoriteiten, kunnen de totale kosten van de maatregel worden geraamd op 238 tot 253 miljoen EUR per jaar.

(207)

Het Belgische parlement heeft op 16 juli 2020 een resolutie aangenomen (80) waarin staat dat de kosten van het CRM zullen worden gefinancierd op basis van een “openbare dienstverplichting” via de nettarieven van Elia.

(208)

De Belgische autoriteiten geven aan dat het CRM wordt gefinancierd uit parafiscale heffingen of belastingen die aan een begunstigde worden toegekend. Overeenkomstig artikel 12, lid 1, van de elektriciteitswet zijn de aansluiting, het gebruik van infrastructuur en elektrische systemen en, in voorkomend geval, de ondersteunende diensten van de systeembeheerder onderworpen aan tarieven voor het beheer van het transmissiesysteem en van netten met een transportfunctie. Bovendien deelt de netbeheerder overeenkomstig artikel 12, lid 13, van de elektriciteitswet de gebruikers van zijn net zo spoedig mogelijk de tarieven mee die hij moet toepassen en stelt hij deze ter beschikking van eenieder die daarom verzoekt.

(209)

Overeenkomstig artikel 12, lid 5, punt 11), van de elektriciteitswet worden de nettokosten van openbarediensttaken die bij deze wet worden opgelegd op transparante en niet-discriminerende wijze in de tarieven in aanmerking genomen, in overeenstemming met de toepasselijke wet- en regelgeving.

(210)

Overeenkomstig artikel 4, lid 2, van het besluit dat de CREG op 28 juni 2018 op grond van artikel 12 van de elektriciteitswet heeft vastgesteld (81) en waarin de nettarieven voor de periode 2020-2023 zijn vastgesteld, zijn de tarieven de prijzen die een gebruiker aan de netbeheerder verschuldigd is voor diens dienstverlening. Overeenkomstig artikel 4, lid 7, van hetzelfde besluit bevat de algemene tariefstructuur een onderscheid tussen de transmissietarieven, die de totale inkomsten van de netbeheerder omvatten, en de tarieven voor de openbare dienstverplichtingen. Artikel 6 van het besluit bepaalt dat de tarieven voor openbare dienstverplichtingen de nettokosten van openbare dienstverplichtingen compenseren, met inbegrip van beheerskosten en financiële lasten, die aan de netbeheerder worden opgelegd en waarvoor de wet, het decreet of de ordonnantie, of hun uitvoeringsbesluiten, geen specifiek compensatiemechanisme heeft voorzien, via een toeslag of andere heffing, in ruil voor de prestatie van de netbeheerder

(211)

Op basis hiervan zal de transmissienetbeheerder jaarlijks een tariefvoorstel voor de openbare dienstverplichting ter goedkeuring voorleggen aan de CREG, vergezeld van een begroting met een raming van alle kosten (capaciteitsvergoeding, beheer door de transmissienetbeheerder, en ontwikkelingskosten) en inkomsten van het CRM voor het komende jaar. In het voorgestelde tarief voor de openbare dienstverplichting zal ook rekening worden gehouden met het saldo dat van het vorige boekjaar is overgedragen.

(212)

Aan het einde van het jaar zal de transmissienetbeheerder een tariefverslag ter goedkeuring voorleggen aan de CREG, waarin de werkelijke kosten en inkomsten van het afgelopen jaar en de inkomsten uit de toepassing van het tarief worden vermeld. Na de nauwkeurigheid van de gegevens en de redelijkheid van de door de transmissienetbeheerder gemaakte kosten voor het beheer en de ontwikkeling van het CRM te hebben gecontroleerd, zal de CREG het over te dragen saldo bepalen.

(213)

Alle opbrengsten in verband met het CRM zullen worden gebruikt voor het dekken van de kosten die zijn opgenomen in het tarief voor de openbare dienstverplichting, onverminderd artikel 26, lid 9, van de elektriciteitsverordening.

(214)

Het tarief wordt op uniforme basis (EUR/MWh) toegepast op alle consumenten (rechtstreeks op consumenten die zijn aangesloten op het transmissienet of onrechtstreeks, via de distributiesysteembeheerder, en de leveranciers, voor verbruikers die op het distributienet zijn aangesloten).

(215)

De specifieke voorwaarden voor de financiering van het CRM zullen ten vroegste in januari 2025 worden toegepast, zoals bepaald in artikel 7undecies, lid 15, van de elektriciteitswet.

(216)

Volgens de resolutie van het Parlement zal het tarief uiterlijk vanaf 2029 worden geheven op basis van piekvermogen, afhankelijk van de uitrol van slimme meters in de gewesten. Daarom zal de regering uiterlijk eind 2023 een analyse maken van de verwachte uitrol van slimme meters.

(217)

België heeft verzocht om goedkeuring van het CRM voor de maximaal toegestane periode van tien jaar (82) vanaf de datum van de eerste veiling.

(218)

België heeft zich ertoe verbonden in de elektriciteitswet op te nemen dat, indien er gedurende drie opeenvolgende jaren geen nieuwe capaciteitsovereenkomst is gesloten overeenkomstig artikel 7 undecies, lid 11, van de elektriciteitswet, vanaf het volgende jaar geen nieuwe veilingen in het kader van het CRM zullen worden georganiseerd.

(219)

België heeft meegedeeld aan de vereisten betreffende de transparantiemededeling (83) te zullen voldoen.

(220)

België heeft zich ertoe verbonden de toekenning en/of uitbetaling op te schorten van steun in het kader van de aangemelde steunregeling aan ondernemingen die eerder onrechtmatige steun hebben ontvangen die bij een besluit van de Commissie onverenigbaar is verklaard.

(221)

België heeft aangevoerd dat er geen steun zal worden verleend aan begunstigden in moeilijkheden (84).

(222)

De Commissie had twijfels over de verenigbaarheid van bepaalde aspecten van de maatregel met de interne markt.

(223)

Op grond van de beschikbare informatie en de in het inleidingsbesluit beschreven elementen heeft de Commissie om meer duidelijkheid verzocht en gevraagd om een toelichting op de volgende zaken:

(224)

De Commissie had ook twijfels over de vraag of de maatregel in overeenstemming is met intrinsiek met elkaar verbonden bepalingen van het Unierecht, namelijk de artikelen 22 en 24 van de elektriciteitsverordening.

(225)

In deze afdeling worden de opmerkingen samengevat die de Commissie tijdens de raadplegingsperiode heeft ontvangen van 15 belanghebbenden, met name van belanghebbenden die actief zijn in de energiesector en van handelsverenigingen en niet-gouvernementele organisaties. Er werden ook opmerkingen ontvangen van één buurland en zijn transmissienetbeheerder.

(226)

Verschillende belanghebbenden hebben opmerkingen gemaakt over het aantonen van de noodzaak van een CRM en de berekening van het volume voor de veilingen, waarbij beide onderwerpen soms werden gecombineerd.

(227)

Vier belanghebbenden betwistten dat deze noodzaak voldoende is aangetoond. Aan de andere kant bevestigden drie andere belanghebbenden de noodzaak en onderstreepten zij de urgentie ervan.

(228)

Drie belanghebbenden verklaarden dat het gebruik van het scenario EU-HiLo niet geschikt lijkt om de omvang van het probleem van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening te bepalen, aangezien het risico bestaat dat het probleem wordt overschat en de elektriciteitsmarkt wordt verstoord.

(229)

Vier belanghebbenden wezen erop dat de recente ERAA-methodologie en de VoLL/CoNE/BN-methodologie volledig van toepassing zijn op het voorgestelde Belgische CRM.

(230)

Vijf belanghebbenden voerden aan dat de eerdere toereikendheidsstudies die werden gebruikt om de noodzaak van het CRM aan te tonen, niet verenigbaar zijn met de ERAA-methodologie, in het bijzonder:

(231)

Eén belanghebbende voerde aan dat België de eerste veiling in 2021 niet kan organiseren op basis van een verouderde en niet-conforme NRAA. Deze is van mening dat het CRM niet eens mag worden uitgevoerd in afwachting van de bekendmaking van de ERAA.

(232)

Vier belanghebbenden wezen erop dat de betrouwbaarheidsnorm die België gebruikt om de noodzaak van een CRM aan te tonen en/of om het volume voor de eerste veiling te berekenen, niet in overeenstemming is met de door de elektriciteitsverordening voorgeschreven methodologie.

(233)

Eén belanghebbende voerde aan dat de consistentie moet worden gewaarborgd in de procedures, methodologieën, gegevens en scenario’s die enerzijds worden gebruikt om de noodzaak van een CRM aan te tonen en anderzijds worden gebruikt om het vereiste volume dat in het kader van een dergelijk CRM moet worden geveild, te bepalen.

(234)

Een andere belanghebbende wees erop dat de betrouwbaarheidsnorm en de methodologie voor het bepalen van VoLL en CoNE zouden kunnen veranderen tussen de initiële T-4 veiling en de daaropvolgende veilingen, wat tot een andere volumebepaling zou kunnen leiden.

(235)

Drie belanghebbenden zijn van mening dat met een strategische reserve het vastgestelde probleem van de toereikendheid beter kan worden aangepakt dan met een marktbreed CRM. Sommige partijen beweerden dat de mogelijkheid van een strategische reserve niet is beoordeeld.

(236)

Eén belanghebbende heeft voorgesteld een T-2 veiling te houden om te voorkomen dat er in T-4 te veel wordt aangekocht op basis van overmatig veilige veronderstellingen en om rekening te houden met een gewijzigde betrouwbaarheidsnorm op basis van de ACER-methodologie.

(237)

Eén belanghebbende voerde ook aan dat capaciteitshouders die in aanmerking komen voor deelname (zoals warmte-krachtkoppeling met een capaciteit van meer dan 1 MW) van deelname worden uitgesloten indien zij gedurende een bepaalde periode exploitatiesteun ontvangen via groenestroomcertificaten (SGR) en/of WKK-certificaten (WKK).

(238)

Eén belanghebbende wees erop dat de uitgaven die het mogelijk maken dat de capaciteit voldoet aan de milieunormen als bedoeld in artikel 3, lid 2, punt 1), van het ontwerp van koninklijk besluit inzake investeringsdrempels niet in aanmerking mogen komen voor contracten met een langere looptijd.

(239)

Volgens één belanghebbende moeten de parameters voor het bepalen van de hoeveelheid capaciteit die op de veiling moet worden aangekocht, worden goedgekeurd op basis van een voorstel van de regulator. Dezelfde belanghebbende voerde aan dat een voorstel van de regulator niet kan worden gewijzigd en dat de lidstaat het alleen kan verwerpen en om een nieuw voorstel kan verzoeken.

(240)

Eén belanghebbende voerde aan dat opslagactiva moeten worden vrijgesteld van de openbare dienstverplichting om het CRM te financieren. De vrijstelling moet zowel de opslag vóór als achter de meter omvatten.

(241)

Een andere partij voerde aan dat het financieringsmechanisme van invloed kan zijn op het volume van de capaciteit van het CRM. Zo kan het koppelen van de kosten voor de financiering van het CRM aan het elektriciteitsverbruik tijdens vraagpieken worden beschouwd als een prikkel voor de betrokken partijen om hun verbruik tijdens de vraagpiek te verminderen, waardoor minder capaciteit hoeft te worden geveild.

(242)

Twee belanghebbenden voerden aan dat de huidige regels om in aanmerking te komen voor meerjarige contracten aggregatie belemmeren, en meer in het bijzonder de regel dat het actief met de kortste contractduur in een geaggregeerde portefeuille de contractduur voor de gehele portefeuille bepaalt.

(243)

Twee andere belanghebbenden voerden aan dat de drempel voor individuele aggregatie zou moeten worden aangepast. Momenteel is in de ontwerpregels betreffende de werking van het CRM bepaald dat capaciteiten waarvoor een verplichting van een dagelijks programma geldt geen deel kunnen uitmaken van een geaggregeerde CMU.

(244)

Eén belanghebbende verklaarde dat deelname via aggregatie onmogelijk is voor installaties met een vermogen van meer dan 25 MW. De belanghebbende zou daarom graag zien dat deze drempel wordt vastgesteld op 75 MW.

(245)

Drie belanghebbenden voerden aan dat de hoogte van de investeringsdrempels voor meerjarige contracten niet in overeenstemming is met recente marktontwikkelingen en derhalve niet strookt met de technologische neutraliteit en zal leiden tot discriminatie tussen bepaalde technologieklassen (H/HL-klasse boven F-klasse gasturbine met gecombineerde cyclus en gasturbine met open cyclus) en tussen bestaande en nieuwe capaciteit.

(246)

Eén partij voerde aan dat investeringen die voor flexibiliteit zorgen of de gereduceerde capaciteit verhogen zonder de geïnstalleerde capaciteit te verhogen ook als in aanmerking komende kosten zouden moeten worden aangemerkt. Volgens deze belanghebbende zouden investeringen in submitters, uitbreiding van de energievoorraad van een bestaande batterij of in opslagcapaciteit voor industriële processen derhalve worden uitgesloten van meerjarige contracten.

(247)

Twee belanghebbenden voerden aan dat de Belgische reductiefactoren, in vergelijking met capaciteitsmechanismen in buurlanden, zoals Frankrijk of het Verenigd Koninkrijk, sterk nadelig dreigen te zijn voor technologieën zoals opslag, vraagrespons of hernieuwbare energiebronnen.

(248)

Eén belanghebbende voerde aan dat de in het Belgische CRM vermelde reductiefactoren die in het besluit tot inleiding van de procedure zijn gepubliceerd ernstige belemmeringen voor de toegang tot de markt veroorzaken voor opslag in het bijzonder en capaciteitsaanbieders met beperkte energie in het algemeen.

(249)

Twee belanghebbenden voerden aan dat de terugbetalingsverplichtingen in de capaciteitscontracten een onderscheid maken tussen eenheden in de capaciteitsmarkt met een “vol programma” en die met een “niet-vol programma” en in strijd zijn met het beginsel van “één enkele uitoefenprijs”.

(250)

Volgens één belanghebbende is het mechanisme van de “terugbetalingsverplichting” nadelig voor exploitanten van capaciteit met een vol programma, aangezien het geen rekening houdt met de hedgingactiviteiten van deze exploitanten, waarbij zij een groot deel van hun verwachte volume vooraf op de termijnmarkten verkopen, waardoor zij inkomsten moeten terugbetalen die zij niet hebben gegenereerd. De exploitanten met een niet-vol programma beschikken daarentegen over aanzienlijke flexibiliteit om op doeltreffende wijze individuele marktprijzen op te geven die als de uitoefenprijs fungeren, waardoor het risico dat zij onverdiende inkomsten moeten terugbetalen kleiner is en hun bovendien mogelijkheden worden geboden om de terugbetalingsverplichting te ontwijken.

(251)

Een andere partij voerde aan dat de terugbetalingsverplichting een onderscheid maakt tussen CMU’s met een vol programma en die met een niet-vol programma, ten eerste door het ontbreken van een vrijstelling van de terugbetalingsverplichting voor capaciteit die reeds op termijnmarkten is verkocht (zonder de schaarsteprijzen in te calculeren) en ten tweede door de invoering van de “opgegeven marktprijs” voor CMU’s waarop geen volle programma’s van toepassing zijn, die in de praktijk meerdere uitoefenprijzen hanteren.

(252)

Eén belanghebbende uitte zijn bezorgdheid over het feit dat de invoering van een tussentijds prijsplafond de concurrentie in de veiling zal verstoren, omdat bepaalde bestaande capaciteiten die investeringen nodig hebben om economisch winstgevend te blijven, mogelijk niet de garantie hebben om hun “missing money” terug te krijgen en mogelijk gedwongen worden de markt te verlaten.

(253)

Volgens één belanghebbende bestaat er een wezenlijke “investeringskloof” tussen de investeringsdrempel voor driejarige contracten, momenteel 177 EUR/kW, en het tussentijdse prijsplafond, dat naar verwachting momenteel 21 tot 31 EUR/kW bedraagt, hetgeen leidt tot discriminatie van bestaande capaciteiten waarvoor investeringen nodig zijn die ook behoorlijk veel “missing-money” kunnen hebben.

(254)

Twee belanghebbenden verklaarden dat het mogelijk maken van rechtstreekse grensoverschrijdende deelname ongewenste negatieve gevolgen kan hebben voor de mededinging en het handelsverkeer tussen de lidstaten.

(255)

Volgens deze belanghebbenden kan rechtstreekse grensoverschrijdende deelname de prikkels verminderen om in interconnectiecapaciteit te investeren. Bovendien kan de maatregel marktkoppeling ondermijnen, aangezien het CRM zou kunnen leiden tot een situatie waarin capaciteitsaanbieders toegang tot de aantrekkelijkste markt trachten te verkrijgen via een rechtstreekse en exclusieve verbinding. Bij de maatregel zou ook rekening moeten worden gehouden met de mate waarin interconnectie een eventueel probleem met de toereikendheid van de productie zou kunnen verhelpen.

(256)

Overeenkomstig artikel 24, lid 1, van de elektriciteitsverordening kunnen de lidstaten in hun beoordeling van de toereikendheid gevoeligheden opnemen die verband houden met “de specifieke kenmerken van de nationale vraag naar en het nationale aanbod van elektriciteit”. In het inleidingsbesluit betwijfelde de Commissie of het CRM in overeenstemming is met artikel 24, lid 1, aangezien in de Belgische studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019 gebruik werd gemaakt van het scenario EU-HiLo, op basis van veronderstellingen over de Franse elektriciteitsvoorziening. Vijf belanghebbenden hebben kritiek geuit op de uitlegging die de Commissie aan artikel 24, lid 1, van de elektriciteitsverordening heeft gegeven door te stellen dat dit te restrictief is.

(257)

Deze belanghebbenden voerden aan dat de methodologie voor de ERAA bevestigt dat NRAA’s een regionaal toepassingsgebied moeten hebben en bijkomende gevoeligheden kunnen omvatten. De aard van deze bijkomende gevoeligheden wordt niet gespecificeerd of beperkt. Zoals vermeld in artikel 3, lid 6, van genoemde methodologie kunnen deze gevoeligheden betrekking hebben op een breed scala aan veranderingen in veronderstellingen over het gehele beschouwde geografische toepassingsgebied, met inbegrip van verschillende veronderstellingen met betrekking tot inputgegevens, zoals de geïnstalleerde capaciteit.

(258)

Eén belanghebbende merkte op dat ook in de richtsnoeren staatssteun ten behoeve van milieubescherming en energie 2014-2020 (85) (hierna “de richtsnoeren”) specifiek wordt bevestigd dat bij de beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening rekening moet worden gehouden met een “inschatting van de impact van variabele productie, ook die afkomstig van aangrenzende netten”.

(259)

Twee belanghebbenden wezen erop dat de wet- en regelgevingshandelingen geen bepaling bevatten voor de uitdoving van het CRM.

(260)

Twee belanghebbenden voerden aan dat het grote aandeel van de voor gas gereserveerde capaciteit in het CRM niet verenigbaar is met de doelstellingen om de Unie koolstofvrij te maken en subsidies voor fossiele brandstoffen geleidelijk af te schaffen in overeenstemming met de Europese Green Deal, de richtsnoeren en de steun van de Belgische federale overheid voor klimaatneutraliteit tegen 2050.

(261)

Eén belanghebbende wees erop dat België overweegt om 2 GW aan kernenergie te behouden als uit het beoordelingsverslag over de eerste capaciteitsveilingen een onverwacht probleem met de voorzieningszekerheid blijkt. Volgens deze partij doet dit een aantal vragen rijzen over de noodzaak en het ontwerp van het CRM.

(262)

Eén belanghebbende wees erop dat bij de gunning van langetermijncontracten rekening moet worden gehouden met het zorgpunt betreffende de afnemende toereikendheid in de loop van het jaar en dat het “lock-in”-effect moet worden vermeden.

(263)

Eén belanghebbende verwees naar de looptijd van de contracten (15 jaar) die mogelijk langer is dan de looptijd van de maatregel (tien jaar), wat volgens haar in strijd zou zijn met het tijdelijke karakter van de maatregel.

(264)

In deze afdeling worden de op 22 oktober 2020 van België ontvangen opmerkingen over het inleidingsbesluit en de op 24 december 2020 van België ontvangen opmerkingen over de opmerkingen van derde partijen samengevat. Deze afdeling bevat tevens de geactualiseerde informatie die België op 28 januari 2021, 1 maart 2021, 13 en 27 april 2021, 4, 5, 19 en 26 mei 2021 en 17 augustus 2021 heeft ingediend.

(265)

Volgens België toont zijn analyse, ondersteund door het standpunt van de transmissienetbeheerder, aan dat het ontbreken van het CRM een negatieve invloed zou hebben op de zekerheid van de elektriciteitsvoorziening in België als gevolg van de uitfasering tussen 2022 en 2025 van nucleaire capaciteiten, die momenteel goed zijn voor meer dan de helft van de thermische opwekkingscapaciteit in België. Deze noodzaak wordt ook bevestigd door diverse andere studies die in de periode 2017 tot en met 2020 zijn uitgevoerd door academici, technologische instituten en het Federaal Planbureau, onafhankelijk van de analyse van de transmissienetbeheerder.

(266)

België heeft aangegeven dat niet alleen met het scenario HiLo, maar ook met het EU-basisscenario een aanzienlijk probleem met de voorzieningszekerheid werd aangetoond, d.w.z. een LoLE die meer dan driemaal hoger is dan het wettelijke LoLE-criterium, en die de noodzaak van een interventie door middel van een CRM rechtvaardigt.

(267)

België wees erop dat de methodologie waarop een ERAA/NRAA zou moeten worden gebaseerd pas op 2 oktober 2020 door ACER werd goedgekeurd. De ACER-methodologie omvat belangrijke wijzigingen en voorziet derhalve in een geleidelijke uitvoering, d.w.z. dat de eerste ERAA, die eind 2021 zal worden gepubliceerd, slechts bepaalde aspecten van de ACER-methodologie zal omvatten. ENTSB-E verwacht dat de ERAA-methodologie in 2023 volledig zal zijn uitgevoerd.

(268)

België heeft aangevoerd dat niet kon worden verwacht dat het land de ACER-methodologie voor de ERAA en de NRAA volledig zou toepassen in eerdere studies, aangezien de methodologie toen nog niet bekend was. Niettemin wees België erop dat veel belangrijke elementen die uit de methodologie afkomstig zijn reeds vóór de goedkeuring ervan werden uitgevoerd, zoals de beoordeling van de economische levensvatbaarheid, stroomgebaseerde modellering, probabilistische modellering en ontwikkelingen in andere landen.

(269)

België betwistte het argument dat het CRM niet zou moeten worden uitgevoerd in afwachting van de publicatie van de ERAA. Volgens België kunnen de lidstaten ook aanvullende nationale beoordelingen uitvoeren en de noodzaak van een CRM beoordelen op basis van een dergelijke NRAA, en kunnen zij niet wachten totdat een ERAA volledig is uitgevoerd (voorzien in 2023).

(270)

Met betrekking tot de betrouwbaarheidsnorm heeft België erop gewezen dat de methodologie voor het berekenen van VoLL en CoNE en de methodologie voor het vaststellen van de betrouwbaarheidsnorm pas op 2 oktober 2020 door ACER zijn gepubliceerd. Met het oog op de tijd is het daarom niet mogelijk om het CRM tijdelijk stop te zetten terwijl een nieuwe betrouwbaarheidsnorm wordt vastgesteld. Bovendien ligt de uiteindelijke verantwoordelijkheid om het gewenste niveau van voorzieningszekerheid vast te stellen bij de lidstaat.

(271)

Met betrekking tot de in de nationale toereikendheidsstudies gebruikte klimaatjaren heeft België uitgelegd dat voor deze studies, bij gebrek aan een gepubliceerde methodologie, met het oog op de coherentie dezelfde klimaatdatabase is gebruikt als in de MAF.

(272)

Wat de marktinkomsten betreft, heeft België aangevoerd dat de verwachte inkomsten in de bestaande nationale toereikendheidsstudies tot 2019 zijn gemodelleerd op basis van de mediaan van de inkomsten van alle gesimuleerde jaren. Hoewel deze aanpak vereenvoudigd is, kan deze worden gezien als een weerspiegeling van de verwachte inkomsten, waarbij rekening wordt gehouden met prijsrisico’s, die in de ACER-methodologie als een relevant element worden beschouwd.

(273)

Met betrekking tot de prijsplafonds en de volledige marktmodellering in het algemeen heeft België uitgelegd dat de opzet die in de nationale toereikendheidsstudies wordt gebruikt gelijk is aan die welke op Europees niveau wordt gebruikt (ENTSB-E, PLEF). Die opzet wordt beschouwd als de best mogelijke beschikbare aanpak, die het ontwerp van de Europese markt weerspiegelt, met inbegrip van de geldende technische biedplafonds waarin de NEMO’s voorzien.

(274)

Wat de prijsstellingsfunctie op basis van schaarste betreft, overweegt België, zoals aangegeven in het geactualiseerde Belgische uitvoeringsplan, in hoeverre een dergelijk initiatief kan worden voorzien. België heeft uitgelegd dat de nationale regulator en de transmissienetbeheerder in dit verband een studie uitvoeren.

(275)

België merkte op dat in de studie over de bevoorradingszekerheid en flexibiliteit van 2019 reeds gebruik werd gemaakt van de beste beschikbare prognoses voor de uitrol van flexibiliteit en offshore windenergie, in overeenstemming met het nationale energie- en klimaatplan, en dat daarin de regel van 70 % minRAM werd toegepast. In het basisscenario worden alle Europese landen geacht tijdig aan deze regel te voldoen.

(276)

Met betrekking tot het zorgpunt betreffende de toereikendheid heeft België aangevoerd dat de studies weliswaar wijzen op een schommeling in de specifiek berekende behoefte aan capaciteit, maar dat dit niets afdoet aan het feit dat de behoefte aan capaciteit in 2025 ingrijpen vereist dat ook op nieuwe capaciteit is gericht.

(277)

Uit de meest recente adequacy- en flexibiliteitsstudie blijkt dat er tussen 2025 en 2032 in toenemende mate behoefte aan capaciteit zal zijn.

(278)

België is het niet eens met sommige belanghebbenden die een strategische reserve de voorkeur geven boven een marktbreed CRM.